Технологический процесс ремонтного цеха СМУ-13

Размещено на http://www.allbest.ru/

Технологический процесс ремонтного цеха СМУ-13

ВВЕДЕНИЕ

Первое место по количеству потребляемой электроэнергии принадлежит промышленности, на долю которой приходится более 60% вырабатываемой в стране энергии. С помощью электрической энергии приводятся в движение миллионы станков и механизмов, освещение помещений, осуществляется автоматическое управление технологическими процессами и др. Существуют технологии, где электроэнергия является единственным энергоносителем.

В связи с ускорением научно-технологического прогресса потребление электроэнергии в промышленности значительно увеличилось благодаря созданию гибких автоматизированных производств.

Энергетической программой предусмотрено создание мощных территориально-производственных комплексов (ТПК) в тех регионах, где сосредоточены крупные запасы минеральных и водных ресурсов. Такие комплекс добывают, перерабатывают, транспортируют энергоресурсы, используя в своей деятельности различные электроустановки по производству, передаче и распределению электрической и тепловой энергии.

Энергетической программой России предусматривается дальнейшее развитие энергосберегающей политики. Экономия энергетических ресурсов должна осуществляться путем перехода на энергосберегающие технологии производства; совершенствования энергетического оборудования; реконструкции устаревшего оборудования; сокращения всех видов энергетических потерь и повышения уровня использования вторичных ресурсов; улучшения структуры производства, преобразования и использования энергетических ресурсов.

Современная энергетика характеризуется нарастающей централизацией производства и распределения электроэнергии. Энергетические системы образуют несколько крупных энергообъединений.

Объединение региональных ОЭС в более мощную систему образовало Единую энергетическую систему (ЕЭС) Российской Федерации. ЕЭС позволило снизить необходимую генераторную мощность по сравнению с изолированно работающими электростанциями и осуществлять более оперативное управление перетоками энергетических мощностей с Востока, где находиться около 80% топливных и гидроресурсов, на Запад страны, так как в европейской части страны размещается 80% всех потребителей энергии. Для электрической связи между ОЭС служат сверхдальние линии электропередач напряжением 330; 500; 750 и 1150 кВ и выше.

Энергетическая политика РФ предусматривает дальнейшее развитие энергосберегающей программы. Экономия энергетических ресурсов должна осуществляться путем: перехода на энергосберегающие технологии производства; совершенствование энергетического оборудования, реконструкция устаревшего оборудования; сокращение всех видов энергетических потерь и повышение уровня использования вторичных энергетических ресурсов. Предусматривается также замещение органического топлива другими энергоносителями, в первую очередь ядерной и гидравлической энергией.

Перед энергетикой в ближайшем будущем стоит задача всемерного развития и использования возобновляемых источников энергии: солнечной, геотермальной, ветровой, приливной и др. Развития комбинированного производства электроэнергии и теплоты для централизованного теплоснабжения промышленных городов.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Организация технологического процесса ремонтного цеха СМУ-13

1.1.1 Система ремонтов электрооборудования

На предприятии СМУ-13 обслуживание и ремонт электрооборудования может осуществляться как централизованно, так и децентрализовано. Более прогрессивной зарекомендовала себя централизованная служба. Она подразумевает административное и техническое подчинение всего электротехнического персонала главному энергетику, предусматривает выполнение ремонтных работ и изготовление запасных частей в электроремонтном цехе предприятия или в электроремонтной мастерской и позволяет иметь на предприятии единую производственную и материально-техническую базу, инженерное обеспечение плановой и технической документацией, более высокие показатели в экономичном расходовании электроэнергии и материалов, а также отвечающие современным требованиям специализацию работ и квалификационное обучение персонала.

При централизованной системе эксплуатации электрооборудования повышается мобилизационная способность службы и в целом всего предприятия. Следует отметить в то же время, что преимущества централизованной системы могут быть реализованы только при четкой организации производства, неукоснительной исполнительности всего электротехнического персонала, высокой ответственности за порученное дело всех звеньев электрослужбы.

Децентрализованная система организации обслуживания и ремонта электрооборудования состоит в том, что капитальные и средние ремонты производятся в электроремонтных мастерских или цехах, а межремонтное обслуживание выполняется персоналом цехов основного производства. При этом электротехнический персонал (электрики, мастера) основных цехов административно подчиняется начальникам этих цехов, а подчиненность главному энергетику заключается лишь в оперативном и техническом отношении. Это усложняет организацию выполнения работ, ведет к снижению качества обслуживания и ремонта.

Система планово-предупредительного ремонта (ППР) электрооборудования в данном цехе представляет собой комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на поддерживание электротехнического оборудования в состоянии постоянной работоспособности, предупреждения его преждевременного износа и исключения аварийных ситуаций.

Сущность системы ППР заключается в производстве необходимых видов ремонта электрооборудования через определенные промежутки календарного времени его работы. Чередование и периодичность этих ремонтов определяется назначением электрооборудования, его конструктивными особенностями, габаритными размерами и условиями эксплуатации.

Система ППР предусматривает планирование и организацию ремонтов, определение их видов, объема работ по каждому, сроков проведения и порядок учета и отчетности. Ее цель: совершенствование организации ремонта; уменьшение затрат на ремонт при повышении качества работы; снижение капитальных вложений в электрохозяйство путем обеспечения нормальной работы оборудования при минимальном количестве технически необходимого резерва; сокращение простоев технологического оборудования из-за преждевременного выхода из строя электрической части; обеспечение роста производительности технологического оборудования и труда рабочих; предупреждение преждевременного физического износа электротехнического оборудования, повышение сроков службы деталей, узлов, аппаратуры и покупных изделий.

Системой планово-предупредительного ремонта и обслуживания оборудования включает в себя три вида ремонтов - текущий, средний и капитальный.

Текущий ремонт - основной профилактический вид ремонта -предусматривает замену быстроизнашивающихся деталей (щеток электрических машин, подшипников), масла трансформатора, зачистку подгоревших контактов и другие ремонтные работы, требующие частичной разборки оборудования. В ряде случаев эта разборка может быть произведена без демонтажа всего агрегата. Текущий ремонт требует остановки оборудования и отключения сетей и выполняется, как правило, в нерабочие дни и смены.

При среднем ремонте производится разборка отдельных узлов для осмотра, чистка деталей и устранения обнаруженных неисправностей, ремонт или замена быстроизнашивающихся деталей или узлов, не обеспечивающих нормальной эксплуатации оборудования до очередного капитального ремонта. Средний ремонт проводится с периодичностью не чаще 1 раза в год.

Капитальный ремонт - наиболее сложный и полный ремонт, требующий разборки оборудования и предусматривающий, в частности, частичную или полную смену обмоток, перешихтовку магнитопровода трансформатора, правку вала, заварку подшипниковых щитов, замену поврежденных вентиляторов электродвигателей, ремонт коллекторов, изготовление новых катушек магнитных пускателей, перетяжку проводов воздушных линий, ремонт кабельных муфт и концевых заделок и другие трудоемкие и сложные работы. Сети при капитальном ремонте отключаются, а оборудование доставляется в ремонтный цех.

Оборудование после капитального ремонта должно отвечать тем же паспортным и техническим данным, что и новое. Для проверки этих данных его подвергают испытаниям по определенной программе.

На предприятии СМУ-13 в основном применяется децентрализованная система, т.к. есть возможность привезти оборудование в цех, в котором наиболее удобнее проводить ремонт. Так же и есть централизованная система, т.к. габариты некоторого оборудования не позволяют вывести его в другой цех, поэтому работники выезжают на место где стоит это оборудование

В данном цехе производится ремонт предохранителей, станков, не больших асинхронных двигателей, трансформаторов и прочих деталей.

В основном в цехе производят ремонт трансформаторов.

Наибольшее количество повреждений трансформаторов наблюдается в устройствах обмоток главной и продольной изоляции, вводов и переключателей. При повреждении главной изоляции или обмоток трансформатор подлежит капитальному ремонту с разборкой активной части.

Наиболее серьезная неисправность трансформаторов возникает при повреждении магнитопровода вследствие нарушения изоляции между отдельными листами стали натягивающими их болтами. В стыковых магнитопроводах причиной аварий бывает нарушение изоляции в стыках между ярмом и стержнями.

Если в результате проведенного обследования будет установлены, какие то не исправности, то трансформатор направляют на ремонт.

· Ремонт обмоток - в большинстве случаев ремонт обмоток сводится к замене поврежденной изоляции проводов, клиньев, прокладок и других изолирующих обмотку элементов.

· Ремонт магнитопровода - переизолирование листов стали начинают с удаления старого слоя изоляции одним из следующих способов: ручными или вращающимися стальными щетками, кипячением листов, покрытых
бумажной изоляцией, в воде с последующей очисткой их от размякшей
бумаги и клейстера и тщательной сушкой очищенных листов стали с
равномерным нагревом их при температуре 250 -- 300 °С в течение 2 -- 3 минут в среде с ограниченным доступом воздуха.

· Ремонт вводов - основные неисправности вводов следующие: трещины и сколы изоляторов, некачественные армировка и уплотнения, срыв резьбы контактного зажима при неправильном навинчивании и затягивании гаек. При значительных сколах и трещинах ввод заменяется новым.

· Ремонт бака - перед началом ремонта пустой бак очищают от осадков и грязи, промывают, а затем ополаскивают теплым маслом и проверяют исправность работы спускного крана. Отмеченные места течи масла предварительно тщательно очищают от масла и краски, постепенно просушивают их газовой горелкой или паяльной лампой и заваривают газовой горелкой.

· Ремонт расширителя - ремонт расширителя чаще всего ограничивают промывкой его маслом. Однако иногда возникает необходимость очистить их внутреннюю поверхность от ржавчины, обнаруженной на плоскости верхнего ярма под отверстием патрубка расширителя или под отверстием выхлопной трубы при снятой крышке бака.

· Ремонт предохранительной (выхлопной) трубы - сводится к очистке внутренней поверхности дыхательной пробки и верхней части колена от ржавчины с последующим покрытием лаком и замене стекла диафрагмы. Способ очистки тот же, что и при ремонте расширителя.

· Ремонт крышки - крышки трансформаторов, не имеющих расширителя, с внутренней стороны часто покрываются ржавчиной, которая, осыпаясь, портит качество масла. После удаления ржавчины крышку покрывают антиконденсационной эмалью, состоящей из 100 весовых частей лака № 1201 и 10 весовых частей пробковой крошки.

· Ремонт маслоуказателя - ремонт маслоуказателя состоит в прочистке в арматуре маслопроводящих каналов и отверстий, замене стеклянной трубки (если она повреждена) и пришедших в негодность уплотняющих арматуру шайб и прокладок.

· Ремонт переключателей напряжения - Наиболее частыми повреждениями переключателей являются оплавления и подгорания контактных поверхностей. При значительных оплавлениях и полном выгорании контактов переключатель заменяют новым.

Все трансформаторы, прошедшие ремонт, подвергают контрольным испытаниям в соответствии с установленными нормами.

Целью испытаний является проверка качества ремонта, правильности сборки и соответствии технических характеристик собранного трансформатора требованиям стандарта.

В процессе ремонта и сборки отдельных частей трансформатора проводят промежуточные испытания, по которым судят о качестве ремонта.

1.1.2 Технологическая последовательность проведения ремонтных работ

Текущий ремонт оборудования для каждого разный, но чаще всего на предприятии производят ремонт трансформаторов.

Последовательность проведения ремонта:

· Внешний осмотр трансформатора. Осмотреть состояние фундамента, убедиться в отсутствии трещин, просадок, смещения колес на рельсах, недопустимого наклона трансформатора. Подтянуть болтовое крепление заземления, проверить надежность крепления стационарных лестниц для подъема на трансформатор, крепление навесного оборудования (радиаторов, проводов, шкафов и другого), при необходимости подтянуть болты. Провести осмотр с выявлением механических повреждений и мест течи масла. Обратить внимание на показания манометров герметичных вводов Давление должно соответствовать указанному в заводских инструкциях. Записать показания термосигнализаторов и указателей уровня масла в баках расширителя, температуру окружающего воздуха.

· Слив осадков, шлама и влаги из расширителя и термосифонного фильтра. Открыть спускной кран расширителя, слить грязный осадок. Закрыть краны верхнего и нижнего патрубков термосифонного фильтра, открыть сливную пробку и слить осадок. Если осадок не сливается, приоткрыть верхнюю пробку для спуска воздуха.

· Проверка маслоуказательных устройств. Проверить уплотнения и целостность маслоуказательной стеклянной трубки расширителя. Протереть стекло. Восстановить контрольные отметки уровня масла на расширителе, заменить при необходимости резиновые прокладки. Осмотр пленочной защиты масла. Проверить показания стрелочных указателей уровня масла на соответствие фактическому уровню масла.

· Протирка и проверка состояния трансформатора и арматуры с устранением неисправностей. Чистка изоляторов трансформатора. Удалить грязь и протереть крышку, бак, радиаторы и расширитель трансформатора. Изоляторы протереть салфеткой, смоченной в уайт-спирите, а затем сухой салфеткой. Пыль и грязь с фланцев удалить скребком и ветошью. На поверхности изоляторов не должно быть пыли, грязи, следов разрядов, трещин и сколов фарфора и течи масла. Допускается оставлять в работе изоляторы с дефектами: скол ребра не более 60 мм по окружности и 5 мм в глубину. Скол юбки не более 3 см2 и царапины длиной не более 25 мм и глубиной 0,5 мм. На все сколы и царапины временно остающихся в эксплуатации изоляторов нанести защитное покрытие эмалью или влаго-маслостойким лаком. Проверить исправность термопатрона (термодатчика) и отсутствие перегибов капилляра, идущего от него к термометрическому сигнализатору. Исправность термометрического сигнализатора определить по показаниям термометра. Проверить все резиновые уплотнения на соединениях трубопроводов радиаторов, расширителей, фильтров, под изоляторами. Проверить отсутствие течи масла из заглушенных отверстий на головках маслонаполненных вводов, уровень масла в них. Проверить целостность стеклянной мембраны предохранительной трубы (при необходимости заменить) или исправность выхлопного клапана в соответствии с заводской инструкцией. Проверить состояние спускного крана и нижних пробок радиаторов, при необходимости заменить набивку.

· Проверка сопротивления изоляции обмоток. Закоротить и заземлить все обмотки трансформатора. Отсоединить поочередно шины с низкой и высокой стороны трансформатора и закрепить их от выводов на расстоянии, достаточном для испытания изоляции обмоток. Испытуемая обмотка непосредственно перед началом измерений должна быть заземлена на время не менее 2 минут. Подключить провод мегаомметра на напряжение 2500 В к испытуемой обмотке. Снять заземление с испытуемой обмотки, подать напряжение на эту обмотку и включить секундомер в момент начала подачи напряжения. Отсчитать по шкале мегаомметра сопротивление изоляции через 15 и 60 с. Испытанную обмотку заземлить и закоротить на время не менее 2 мин. Замер выполнить 2-3 раза.

· Отбор пробы масла на испытание из бака трансформатора и бака РПН (при необходимости). Проба масла берется в сухую погоду при температуре не менее 5 єС. Подставить ведро. Отвернуть кран, слить 2 литра масла в ведро, протереть кран чистой салфеткой. Специальную вымытую и высушенную емкость, предназначенную под пробу масла, дважды ополоснуть испытываемым маслом, заполнить доверху и тщательно закрыть притертой пробкой. Пробы отдают для испытания на пробой, прикрепив ярлыки с указанием всех необходимых данных. При взятии пробы масла на хроматографический анализ на кран отбора масла надеть шланг. Свободный конец шланга опустить до дна в сосуд для отбора пробы. Открыть кран и полностью (до верхнего края) наполнить сосуд маслом так, чтобы конец шланга всегда находился в масле. Долить масло в расширитель на 30 - 40 мм выше отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе. Пробивное напряжение масла должно быть для трансформаторов на напряжение, не менее: 220 кВ - 65 кВ; 110 кВ - 60 кВ; 35 кВ - 35 кВ.

· Присоединение шин к выводам трансформатора. По лестнице подняться на крышку бака трансформатора. Все шины поочередно, начиная с низкой, а затем с высокой стороны, подогнать к выводам, зачистить контактные поверхности, смазать смазкой ЦИАТИМ и закрепить гаечным ключом. Контакты со следами нагрева перебрать.

· Проверка работы газовой защиты. Уровнем проверить правильность установки трансформатора: крышка (съемная часть бака) должна иметь подъем по направлению к газовому реле не менее 1%, при этом маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее 2%. При необходимости восстановить уклон установкой прокладок под катки со стороны расположения газового реле. Очистить корпус газового реле от грязи и масла. Снять крышку с контактной колодки. Проверить надежность присоединения жил кабеля к клеммам реле, состояние оболочки кабеля, контактов на клеммной сборке в шкафу газового реле. Включить масляные выключатели (или масляный выключатель, отделитель) трансформатора. Надеть на штуцер краника газового реле гибкий шланг насоса. Закрыть кран (заслонку) на маслопроводе от газового реле к расширителю и открыть краник на газовом реле. Закачать насосом воздух в газовое реле до давления 2 атмосферы (контроль по манометру на насосе). При этом давлении замкнутся контакты газового реле «на сигнал» и зазвенит звонок предупредительной сигнализации. Не прекращая закачивать воздух в газовое реле, поднять давление до 3 атмосфер и быстро открыть кран (заслонку) между газовым реле и расширителем. При этом замкнутся контакты газового реле «на отключение» и отключатся масляные выключатели (или выключатель), включится короткозамыкатель и отключится отделитель трансформатора. Закрыть краник газового реле, снять шланг насоса, открыть заслонку (кран) к расширителю, выпустить из реле воздух. Если не удается прокачать насосом газовое реле на отключение (не держит кран маслопровода от газового реле к расширителю), слить из него масло при закрытом кране расширителя. Выпустить воздух из реле. Закрыть контакты реле крышкой. При проверке газового реле импортного исполнения руководствоваться инструкцией завода изготовителя.

· Проверка механизма регулирования напряжения. Проверить отсутствие течи масла в местах прохода вала в бак трансформатора или шкаф контакторов. При необходимости подтянуть сальники или сменить набивку. Отвернуть центральный стопорный болт механизма привода ПБВ, после чего опробовать работу привода во всех положениях. После проверки устройство ПБВ вернуть в исходное положение. Открыть крышку привода устройства РПН. Переключить управление с дистанционного на местное. Убедиться в его работоспособности по вращению указателя положения РПН и в соответствии положения на трансформаторе и щите управления. После проверки устройства РПН вернуть в исходное положение. Осенью до наступления холодов и весной при установившейся положительной температуре слить конденсат из бака контакторов РПН навесного типа через нижний сливной кран. Долить масло до требуемого уровня. Пробивное напряжение масла должно быть: для трансформатора на напряжение 110 кВ - 45 кВ, для трансформаторов на напряжение 35 кВ - 35 кВ. Проверить надежность контактных присоединений на клеммных сборках в шкафу привода РПН. При необходимости привод смазать.

· Проверка системы охлаждения. Проверить состояние распределительных коробок подключение электродвигателей вентиляторов, целостность предохранителей, правильность вращения крыльчаток и отсутствие их затирания и биения. Мегаомметром проверить сопротивление изоляции двигателей вентиляторов охлаждения. Если оно менее 1 МОм двигатель снимается для сушки. Проверить автоматику обдува. Сменить смазку подшипников.

· Замена силикагеля и масла в воздухоочистительных фильтрах и силикагеля в термосифонных фильтрах. Состояние силикагеля в фильтрах определяется по цвету индикаторного силикагеля. При изменении окраски с голубой на розовую требуется заменить силикагель в фильтре и масло в гидрозатворе фильтра. Менять силикагель следует в сухую погоду, выводя осушитель из работы не более чем на три часа. Замена силикагеля производится следующим образом: отсоединить гидрозатвор от воздухоосушительного фильтра, вынуть стакан с силикагелем, заменить силикагель, предварительно очистив стакан и сетчатый фильтр от загрязнений, заменить масло в гидрозатворе, собрать воздухоосушительный фильтр, проверить уровень масла в гидрозатворе при открытой заливной пробке. Уровень масла должен быть посередине смотрового стекла. Завернуть пробку. Если кислотное число трансформаторного масла (согласно протоколу химического анализа) достигло значения 0,1-0,15 мг КОН в термосифонном фильтре необходимо заменить силикагель просушенным в течение 8 часов прокаливанием при температуре 140 єС или 2 часа - при температуре 300 єС. Замена силикагеля производится следующим образом. Закрыть краны верхнего и нижнего патрубков. Открыть верхнюю и нижнюю пробки на корпусе фильтра. Слить масло из фильтра. Вскрыть верхнюю и нижнюю крышки, снять сетчатые фильтры, удалить силикагель. Очистить внутреннюю поверхность корпуса фильтра и сетчатые фильтры от загрязнений. Собрать фильтр. Закрыть нижнюю сливную пробку. Приоткрыть кран нижнего патрубка и заполнить фильтр маслом до появления его в отверстии верхней пробки для спуска воздуха. Закрыть верхнюю пробку. Полностью открыть краны верхнего и нижнего патрубков фильтра. Долить масло в расширитель согласно температурных отметок. Проверить наличие воздуха в газовом реле, приоткрыв и закрыв краник реле.

· Проверка рабочего состояния кранов и заслонок трансформатора. Проверить соответствие рабочему положению устройств, кранов, заслонок. Провести осмотр с проверкой уровня масла в вводах и баках трансформатора. Записать показания термосигнализаторов, указателей уровня масла, температуру воздуха, положение переключателей всех обмоток.

· Все операции с маслонаполненными вводами на напряжение 110-220 кВ должны выполняться совместно со специалистом эксплуатационно-производственного участка. При текущем ремонте вводов выполняется следующее: проверка состояния армировки; очистка поверхности фарфора от пыли; проверка уплотнений и отсутствие течи масла; проверка давления в герметичных вводах; доливка трансформаторного масла; проверка цвета силикагеля в воздухоосушителе; устранение мелких дефектов и неисправностей.

· Окончание работ.

1.1.3 Электрооборудование ремонтного цеха СМУ-13

Электроремонтный цех состоит из ряда производственных подразделений: разборочно-дефектировочного, ремонтно-механического, обмоточного, сушильнопропиточного, комплектовочного, сборочного отделений и испытательной станции, а также отдельных участков, где производятся электро- и газосварочные работы, окраска отремонтированного электрооборудования и другие работы, связанные с ремонтом трансформаторов, электрических машин и коммутационных аппаратов.

В разборочно-дефектировочном отделении очищают поступившее в ремонт электрооборудование от грязи, сливают масло из трансформаторов и маслрнаполненных аппаратов, выполняют необходимые предремонтные испытания, разбирают электрооборудование и его отдельные части, производят дефектировку (определяют состояние и степень износа деталей, а также объем предстоящего ремонта, оформляют дефектационную и маршрутную карты ремонта, навешивают маркировочные бирки на детали, подлежащие ремонту, принимают меры к сохранению неповрежденных деталей электрооборудования), передают неисправные детали в соответствующие ремонтные отделения, а исправные -- в отделение комплектации или сборки. В разборочно-дефектировочном отделении определяют, в каких подразделениях электроремонтного цеха должны ремонтироваться поврежденные части электрооборудования, а затем направляют их в эти Подразделения вместе с сопроводительной (маршрутной) картой ремонта и другими документами.

В ремонтно-механическом отделении ремонтируют, а при необходимости изготовляют новые детали электрооборудования (валы, коллекторы, щеточные механизмы, подшипники скольжения), производят перешихтовку сердечников роторов и статоров электрических машин, расшихтовывают ярма магнитопроводов трансформаторов, а также выполняют слесарную и механическую обработку деталей ремонтируемого электрооборудования. Ремонтно-механическое отделение должно быть оснащено подъемно-транспортными средствами, металлообрабатывающими станками (строгальными, сверлильными, токарными, шлифовальными, фрезерными), прессами, гильотинными ножницами, электро- и газосварочными аппаратами, электрифицированными и ручными инструментами, инвентарными и специальными приспособлениями, наборами индивидуального и бригадного инструмента, комплектами мерительного инструмента и др.

Обмоточное отделение должно быть оснащено намоточными станками для ручной и механизированной намотки и изолировки обмоток и катушек, станком для изготовления клиньев, гильотинными ножницами для резки изоляционных материалов, поворотными столами и различными приспособлениями для производства обмоточных работ, а также изготовления и формовки изоляционных деталей, станками для бандажирования роторов и якорей сварочным и паяльным инструментом для соединения проводов обмоток. Обмоточное отделение должно располагать испытательной установкой для пооперационного контроля Изоляции изготовляемых обмоток, а также, аппаратами контроля правильности сборки и соединений схем обмоток. В необходимых случаях обмоточное отделение оборудуют печью для отжига проводов, ванной для их травления и нейтрализации кислот после травления, станком для волочения и калибровки проводов старой обмотки. Для размещения этого оборудования в обмоточном отделении выделяется особое помещение, снабженное соответствующими вентиляционными устройствами и средствами пожаротушения. В обмоточном отделении может быть дополнительно использовано различное оборудование, определяемое составом ремонтируемого электрооборудований и требованиями принятой технологии ремонта.

Сушильно-пропиточное отделение служит для - пропитки и сушки вновь изготовленных обмоток. В состав оборудования этого отделения входят пропиточные ванны для пропитки обмоток, шкафы и печи для их сушки и запечки, емкости для хранения пропиточных лаков и растворителей в количествах, обеспечивающих не более чем суточную потребность в них. Для транспортировки обмоток большой массы в отделении должны быть соответствующие подъемно-транспортные средства. Учитывая особую вредность паров и летучих частиц лаков и растворителей, а также их большую пожаро- и взрывоопасность, помещения сушильно-пропиточного отделения должны быть оборудованы соответствующими приточновытяжными вентиляционными устройствами и снабжены необходимыми средствами пожаротушения.

На предприятие СМУ-13 находится следующее ремонтное оборудование:

Таблица 1.1 Ремонтное оборудование цеха СМУ-13

Наименование оборудования	Мощность, кВт
Вертикально-сверлильный станок	4,15
Токарно-винторезный станок	11,25
Станок для наводки катушек	3
Шкаф сушильный	30
Ванна для пропитки	2,2
Зигмашина	1,5
Комбинированные прессножницы	2,2
Машина листогибочная	5,5
Заточный станок	1,5
Пресс	10
Станок для изоляции проводов	1,5
Вытяжной шкаф	2,2
Станок для стыковой сварки	3
Вентилятор	5,5
Сварочный преобразователь	18
Трансформатор для пайки ОСУ-20, кВА	15
Поперечно-строгальный станок	5,5
Мостовой кран ПВ-25,Q=25 т	19,9

Рисунок 1.1 Схема токарно-винторезного станка

Кроме главного двигателя ДГ и двигателя быстрых ходов ДБХ, на схеме показаны двигатель насоса охлаждения ДО и двигатель гидроагрегата ДГП, присоединяемый через штепсельный разъем ШП в случае применения на станке гидрокопировального устройства. Напряжение на станок подается включением пакетного выключателя 1ВП. Цепи управления получают питание через разделительный трансформатор Тр с вторичным напряжением 127 В, что повышает надежность работы аппаратов управления (в частности, конечных выключателей и кнопок) и характерно вообще для большинства электросхем металлорежущих станков.

Пуск двигателя ДГ производится нажатием кнопки Пуск, при этом включается контактор Г и главными контактами присоединяет статор двигателя к сети, а блок-контактом шунтирует пусковую кнопку. Одновременно пускаются двигатели насоса охлаждения (если включен пакетный выключатель 2ВП) и гидроагрегата. Включение шпинделя производится поворотом вверх рукоятки управления фрикционом. При повороте этой рукоятки в среднее положение шпиндель станка отключается, одновременно нажимается путевой переключатель ПВ и включается пневматическое реле времени РВ. Если пауза в работе превышает 3-8 мин, то контакт реле РВ размыкается и контактор Г теряет питание. Главный двигатель отключается от сети и останавливается, что ограничивает его работу вхолостую с низким значением коэффициента мощности и уменьшает потери энергии. Если пауза мала, то реле РВ не успевает сработать и отключения двигателя шпинделя не произойдет.

Для управления быстрым перемещением суппорта служит рукоятка на фартуке станка. При повороте этой рукоятки она нажимает на переключатель ВБХ, его контакт замыкает цепь катушки контактора БХ, который включает двигатель ДБХ. Возврат рукоятки в среднее положение приводит к отключению двигателя ДБХ. Станок имеет местное освещение. Питание лампы ЛМО производится напряжением 36 В от отдельной обмотки трансформатора Тр. В цепи лампы находятся предохранитель 4П и выключатель ВО. Иногда один из выводов низковольтной обмотки трансформатора Тр присоединяют к газовой трубе, в которой проложен второй провод, питающий лампу. В качестве одного из проводов вторичной цепи местного освещения при напряжениях 12 и 36 В обычно используют станину станка. Схемой управления предусмотрены: защита двигателей ДГ, ДО и ДГП от длительных перегрузок - тепловыми реле РТГ, РТО и РТГП; от коротких замыканий - соответствующими плавкими предохранителями. При кратковременных перегрузках, возникающих на шпинделе, происходит проскальзывание фрикциона, и приводной двигатель отсоединяется от входного вала коробки скоростей станка. Для быстрой остановки станка служит установленный в передней бабке ленточный тормоз.

электрооборудование замыкание мощность трансформаторный

1.2 Электромеханическое оборудование и электроснабжение ремонтного цеха СМУ-13

1.2.1 Электроснабжение электроремонтного участка

Ремонтно-механический цех (РМЦ) предназначен для ремонта и настройки оборудования основного производства, выбывающих из строя.

Он является одним из вспомогательных цехов ООО «Северского трубного завода» (СТЗ) г Полевской. РМЦ имеет два участка, в которых установлено необходимое для ремонта оборудование: токарные, строгальные, фрезерные, сверлильные станки и др. В цехе предусмотрены помещения для трансформаторной подстанции (ТП), вентиляторной, инструментальной, складов, сварочных постов, администрации и пр. РМЦ относиться к помещениям без повышенной опасности поражения электрическим током: сухим, с нормальной температурой воздуха, с токонепроводящими полами п. 1.1.13. [1]. Электроприёмники работают в длительном, в повторно-кратковременном и кратковременном режимах. Мощность электроприёмников составляет от 3,2 до 25 кВт. Электрооборудование цеха работает на 3-х фазном переменном токе напряжением 380 В, 50 Гц [14].

РМЦ получает ЭСН от главной понизительной подстанции (ГПП) завода Полевской-Северский 110/6 кВ с 36 ячейки через трансформаторную подстанцию ТП7 6/0,4 кВ, расположенную непосредственно в цехе. От трансформаторной подстанции цеха предполагается обеспечить электроснабжение распределительного щита РП34 цеха ремонта теплоэнергетического оборудования (РТЭО) расположенного на расстоянии 60м. Расстояние от ГПП до цеховой ТП - 1,65 км, а от энергосистемы (ЭСН) до ГПП - 2,6 км. Электроприёмники запитываются через распределительные пункты 0,4 кВ. Режим работы нейтрали - TN- S.

Так как РМЦ относится к вспомогательному производственному помещению то степень надёжности электроснабжения приёмников электроэнергии отнесены к III категории. Электроприемники отнесенные к III категории рекомендуется запитывать от одного источника питания [1].

Размеры цеха АхВхН = 48х30х9м. Каркас здания цеха смонтирован из блоков - секций длиной 6м каждый. Вспомогательные помещения двухэтажные высотой 4 м.

Перечень оборудования механического цеха дан в таблице 1.1

Источники электрического питания и преобразователи (генераторы, трансформаторы, выпрямители) со сборными шинами. Источником электрического питания служит трансформатор 1T мощностью 1000 кВА, напряжением 10000/380 В. Вторичные обмотки 1T присоединены через воздушный выключатель АВ-20 на 1500 А к сборным шинам щита 380/220 В. Магистраль (3М) и радиальную линию (101) питающей электросети. Для магистрали указывают ряды (В) и номера колонн в помещении, в пределах которого магистраль прокладывается (32-60), максимальный расчетный ток (Iр = 280 А), марку (А), количество фаз (3) и сечение (5x50) шин или проводов на одну фазу. Троллеи (5Тр) для электрического питания кранов, кран-балок и других подвижных механизмов. Для троллеев указы вают маркировку (5Тр), ряды (В) и номера (35-45) колонн, в пределах которых они прокладываются, марку и сечение на одну фазу (Сталь 50x50х5), установленную электрическую мощность (35+3+9+5=52 кВт), расчетный электрический ток (Iр = 70 А), пусковой электрический ток (Iп = 204 А), потерю электрического напряжения (Дu = 7,5%).Секционные электрические выключатели, электрические выключатели ремонтных участков троллеев и электрические аппараты, устанавливаемые на питающих электрических линиях с указанием типа и основных технических данных. Так, например, электрическая линия 101 защищена автоматом типа А3134 на номинальный электрический ток 200 А с комбинированным расцепителем 170 А (К 170). У автоматов АВ-20 и АВ-4 указаны только номинальные электрические токи (1500 и 400 А), так как все относящееся к электрической подстанции в данном случае показано только для общей ориентировки и непосредственно к электрической схеме не относится. Распределительные шкафы (1ШР), шинопроводы (3ШШ), шкафы станций управления (1ШСУ) и подобные устройства, питающие приемники электрического тока.

Для каждого из этих электрических устройств указываются установленная мощность и расчетный электрический ток. Например, для 1ШР - мощность 68,075 кВт, расчетный ток 76 А.

Электрические аппараты, установленные на вводах электрических щитов, шкафов и т. п., в электрической схеме питающей электросети не показывают, относя их к распределительной электросети.

Отдельные приемники электрического тока, питающиеся непосредственно от магистралей, распределительных щитов или троллеев. Для приемников электрического тока указывают: номер по плану (например, вентилятор 132), номинальную электрическую мощность (20 кВт), номинальный электрический ток (41,3 А), пусковой электрический ток (183 А).

Кроме того, для кранов указывают номер крана по плану (18), грузоподъемность (10 Т), установленную электрическую мощность каждого электродвигателя (35+3+9+5). Для отходящих электрических линий, например для вентилятора 132, указывают марку (не всегда, см. след. абзац) и сечение провода 1 (3X16), маркировку питающего провода всех участков электросети (3М-2, 132-2, 132-1) при наличии кабельного журнала или длину участков электросети, если кабельный журнал не составляется.

Если все участки электросети одного присоединения выполняются проводом или кабелем одного сечения, то оно указывается 1 раз. Например, участки 3М-2, 132-1 и 132-2 имеют сечение 1 (3Х16), поэтому оно написано 1 раз, а не 3 раза. Присоединение тельфера состоит из двух участков. Один из них 3М-5 выполнен кабелем 1 (3X4), другой - 21-1 проводом КРПТ 1 (3X2,5).

Сравнивая схемы вентиляторов 132 и 134, нетрудно увидеть, что хотя они одинаковы, но между автоматом и электромагнитным пускателем вентилятора 132 указана маркировка (132-2), а между автоматом и электромагнитным пускателем вентилятора 134 нет маркировки. Отсутствие маркировки указывает на то, что соединяемые электрические аппараты расположены в непосредственной близости. Если вся электросеть или большая ее часть выполняется проводами одной марки, то марка указывается не на электрической схеме, а в примечаниях к чертежу.

От магистрали 3М и электрической подстанции КТП-4 питаются: распределительный шкаф 1ШР, шкаф станций управления 1ШСУ, шинопровод 3ШШ и другое электрооборудование.

От шкафов и шинопровода в свою очередь получают электрическое питание различные приемники электрического тока. Их присоединение к электрирческим шкафам, сборкам, шинопроводам и т. п. изображается на электрических схемах распределительной электросети.

1.2.2 Выбор схемы электроснабжения

Схемы электроснабжения промышленных предприятий делятся на схемы внешнего и внутреннего электроснабжения. Схемы электроснабжения выбираются из соображений надежности, экономичности и безопасности. Надежность определяется в зависимости от категории потребителей. Если в числе приемников или потребителей предприятия имеется хотя бы один, относящийся к первой категории, то количество источников питания должно быть не менее двух.

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВт и более), средней (от 5-7 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП, ГРП, ТП). Если имеются потребители первой категории, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

Наиболее дешевыми являются схемы с отделителями и короткозамыкателями.

Число секций зависит от числа подключений и принятой схемы внутризаводского распределения электроэнергии. В большинстве случаев число секций не превышает двух. Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельной линии или трансформатора. В нормальном режиме работы секционный аппарат (разъединитель или выключатель) отключен.

Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР), что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории по надежности.

Внутреннее и внешнее электроснабжение потребителей электроэнергии осуществляют с помощью радиальных, магистральных и смешанных схем питания.

Радиальными называют такие схемы, в которых электроэнергию от источника питания (электростанции предприятия, энергосистемы и так далее) передают непосредственно к ПС, без ответвлений на пути для питания других потребителей.

Радиальные схемы имеют большое количество отключающей аппаратуры и питающих линий. Эти схемы применяют только для питания достаточно мощных потребителей.

Магистральными называют такие схемы, в которых электроэнергию от источника питания передают к ПС не непосредственно, а с ответвлениями на пути для питания других потребителей. Как правило магистральные схемы обеспечивают присоединение пяти-шести ПС с общей мощностью потребителей электроэнергии не менее 5000-6000 кВА. Схемы характеризуются пониженной надежностью, имеют меньшее количество отключающих аппаратов, дают возможность более рационально скомпоновать потребителей.

В практике проектирования и эксплуатации систем промышленного электроснабжения редко встречаются схемы, построенные только по радиальному или только по магистральному принципу.

1.2.3 Светотехнический расчет

Трансформаторная подстанция. (камеры трансформаторов и реакторов):

1.Вертикальная плоскость высота от уровня пола = 1,5м.

2.Разряд зрительной работы VI.

3.Освещённость = 50 лк.

4.Переносное освещение с лампами накаливания (для Переносного освещения следует предусмотреть розетки).

Помещение щитов (операторская). (помещения распределительных устройств на фасаде щита при постоянном облуживании):

1.Вертикальная плоскость высота от уровня пола = 0,8 м.

2.Разряд зрительной работы VIг.

3.Освещённость = 150 лк.

4. Используются люминисцентные лампы

Выбираем светильники с лампами ДНаТ мощностью 150 Вт

Рекомендуемые значения л=L/Н для КСС типа Д = 1,4-1,6

Кз=1,6

Коэффициенты отражения 50%,30%,10%.

Высота свеса светильника = 0,2м.

Размещение светильников в плане и разрезе помещения определяется следующими размерами:

Н - высота помещения =6м.

hc - расстояние светильников от перекрытия («свес») = 0,2м.

hп = Н - hc - высота светильников над полом;

hр - высота расчетной поверхности над полом = 0,8м

h = hп - hр - расчетная высота;



L - расстояние между соседними светильниками или рядами светильников (если по длине и ширине помещения расстояния различны, то они обозначаются Lа и Lв);

l - расстояние от крайних светильников или рядов светильников до стены.

Светотехнический расчет производим методом коэффициента использования.

Е=150лк

Длина А = 68 м;

Ширина B = 44 м;

Высота H = 6 м.

Определяем площадь помещения S, м2

S = A · B,

S = 68 м · 44 м = 2992 м2

Площадь (операторской)- 2992 м2.

Определяем расчетную высоту установки светильника над освещаемой поверхностью h, м

h = H - hр - hс,

где: H - высота помещения, м

hр - высота рабочей поверхности = 0,8м.

hс - высота свеса светильника =0,2м.

h = 6 - 0,8 - 0,2 = 5 м

Тип лампы ДНаТ Р=150 Вт

Тип светильника ЖСП 55-150-001/002 КПД 60%

Размещение светильников в помещении:

6м от стен

4м от стен

Коэффициент использования

Определяется светового потока

ДНаТ 250

Р=250Вт

U=100В

A=3А

Выбираем щит освещения ОЩВ-3-63-12-036

Для групп

Однополюсный автомат ВА 47-63, 1Р20А

Для ЩО

Выбираем трех полюсный автомат типа ВА 47/100, 1Р80А

Фном=25кЛм

Светильники разделяем на 10 групп по 4 штук в группе, при распеределении по фазам на каждой фазе 4 группы

1.2.4 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок ЭП напряжением до 1 кВ производится для каждого узла питания (распределительного пункта, шкафа, сборки, распределительного шинопровода, щита станций управления, троллея, магистрального шинопровода, цеховой трансформаторной подстанции), а также по цеху, корпусу в целом.

Резервные электроприемники, ремонтные сварочные трансформаторы и другие ремонтные электроприемники, а так же электроприемники, работающие кратковременно (пожарные насосы, задвижки, вентили и т.п.), при подсчете расчетной мощности не учитываются (за исключением случаев, когда мощности пожарных насосов и других, противоаварийных ЭП определяют выбор элементов сети электроснабжения).

При наличии в справочных материалах интервальных значений kИ следует для расчета принимать наибольшее значение. Значения kИ должны быть определены из условия, что вероятность превышения фактической средней мощности над расчетной для характерной категории ЭП должна быть не более 0,05.

Расчет электрических нагрузок выполняем в следующем порядке

Определяем количество ЭП - n, шт (резервные ЭП, а также ЭП, работающие кратковременно, в расчете не учитываются).

Определяем номинальную (установленную) мощность.

Для одного ЭП: pН,

Суммарная мощность ЭП:

, (3.1)

По справочным данным или по сообщению технологов предприятия, определяем коэффициент использования КИ.

Определяем коэффициент реактивной мощности cos?, tg?.

Для одного ЭП:

по паспортным данным ЭП

, (3.2)

Для группы ЭП:

, (3.3)

, (3.4)

Рассчитываем величины

киРном , (3.5)

киРном.tgц , (3.6)

n, (3.7)

Определяется эффективное число электроприемников nЭ следующим образом:

, (3.8)

Полученное расчетное значение числа эффективных электроприемников округляется до ближайшего меньшего значения.

Определяем коэффициент расчетной нагрузки КР по таблице 1,2.

Определяем расчетную активную мощность:

РР=КР КИРН , (3.10)

В случаях, когда расчетная мощность Рр окажется меньше номинальной наиболее мощного электроприемника, следует принимать Рр=Рн.макс.

Определяем расчетную реактивную мощность:

QР=КИРНtgц при nЭ>10, (3.11)

QР=1,1КИРН tgц при nЭ?10, (3.12)

Для магистральных шинопроводов и на шинах цеховых трансформаторных подстанций, а также при определении реактивной мощности в целом по цеху, корпусу, предприятию.

Qp= Pp, (3.13)

К расчетной активной и реактивной мощности силовых ЭП напряжением до 1 кВ должны быть при необходимости добавлены осветительные нагрузки.

Определяем полную расчетную мощность:

, (3.14)

Определяем значение токовой расчетной нагрузки:

, (3.15)

Сводим результаты в таблицу 1.1. В расчете учитываем нагрузки осветительной сети.

Таблица 1.2 - Предельные значения коэффициента реактивной мощности

Напряжения, кВ	tgц
0,4	0,35

Так как рассчитанные значения не соответствуют предельным значениям tgц нужно устанавливать компенсирующее устройство для КТП 0,4 кВ.

Реактивная мощность конденсаторов определяется как разность между фактической наибольшей реактивной мощностью Qн нагрузки предприятия и предельной реактивной мощностью Qэ, представляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы .

, (1.1)

квар.

Выбор компенсирующего устройства для КТП.

Выбираем компенсирующее устройство ВАРНЕТ-АС-25-0,4 с минимальной ступенью мощности 5 квар .

Таблица 3.3 - Технические характеристики ВАРНЕТ-АС-25100-0,4

Тип	Мощность, квар	Количество ступеней	Мощность минимальной ступени, квар	Габариты, мм	Вес, кг
ВАРНЕТ-АС-25-0,4	25	5	25	250х350х650	40

Определим коэффициенты реактивной мощности после компенсации cosц и tgц для секции шин:

(1.2)

.

1.2.5 Компенсация реактивной мощности

Так как РМЦ относиться к потребителю третьей категории надежности электроснабжения для электроснабжения цеха устанавливаем трансформаторную подстанцию с одним трансформатором.

Мощность трансформатора:

(1.3)

где Sр - полная мощность приходящаяся на трансформатор, кВА;

вм - коэффициент активной загрузки трансформаторов, определяемый в зависимости от категории электроприёмников по надёжности электроснабжения, для трансформаторов в нормальном режиме не более 0,8…0,9 п 6.4.6.

При выборе трансформатора должно выполняться условие:

В нормальном режиме для трансформаторов:

(1.4)

где SР1 - полная мощность КТП, кВА.

Sт - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Мощность трансформатора в нормальном режиме:

Принимаем мощность единичного трансформатора Sтр=100 кВА.

Коэффициент загрузки

(1.5)

Условие выполняется.

По каталогу выбираем трансформатор: ТСЗ 100/10- У3.

Таблица 1.3 Параметры трансформатора ТСЗ 100/10- У3

Параметр	Обозначение	Значение	Единица измерения
Мощность	Sн	100	кВА
Напряжение ВН	Uвн	6	кВ
Напряжение НН	Uнн	0,4	кВ
Напряжение	Uкз	5	%
Потери холостого хода	Pхх	0,38	кВт
Потери короткого замыкания	Pкз	2,2	кВт

1.2.6 Выбор комплектной трансформаторной подстанции

В цехе устанавливаем комплектную трансформаторную подстанцию внутренней установки ШЭ8351В предназначены для электроснабжения в установках трехфазного переменного тока напряжением 0,4кВ частотой 50Гц.

Структура условного обозначения

1 КТПВ 100- 6 / 0,4 - УХЛ3 [20]

1 2 3 4 5 6

1 - количество трансформаторов;

2 - комплектная трансформаторная подстанция внутренней установки;

3 - мощность силового трансформатора, кВА;

4 - номинальное напряжение на стороне ВН, кВ;

5 - номинальное напряжение на стороне НН, кВ;

6 - вид климатического исполнения;

В состав подстанции входят:

- устройство со стороны высшего напряжения УВН состоящее из:

шкафа с выключателем нагрузки ВНВ с предохранителями (типа ШВВ-2Р У3);

- силовой трансформатор типа ТСЗ;

- распределительное устройство со стороны низшего напряжения РУНН, состоящее из шкафов: ввода низшего напряжения (ШНВ), шкафов отходящих линий (ШНЛ).

В РУНН устанавливаются выключатели отходящих линий выдвижного исполнения.

Счетчики размещены в шкафу учета (закрепленном на наружной боковой стенке ШНВ)

Однолинейные схемы шкафов УВН приведены на рис 4.1, а. Однолинейные схемы шкафов РУНН приведены на рис 4.1, б.

Комплектные трансформаторные подстанции внутренней установки соответствуют ТУ У 31.2.-34861694-005:2008.

Рисунок 1.2 а) однолинейные схемы шкафов УВН;

б) однолинейные схемы шкафов РУНН.

Рисунок 1.3 Трансформаторная подстанция

Шкафы серии ШТЭ (ШСЭ) 8700 представляют собой напольную конструкцию двухстороннего обслуживания, в шкафах предусмотрен нижний ввод кабелей через проем в днище шкафа.

В верхних частях фасадных дверей наносится однолинейная мнемосхема главной цепи шкафа

При дополнительном указании в проектном задании возможно изготовление щитов постоянного тока в следующих вариантах:

- по нагличаю мониторинга:

- наличие мониторинга;

- без мониторинга;

- по наличию контроля сопротивления изоляции:

- ручной поиск земли;

- автоматический поиск земли на аппаратуре фирмы «BENDER» и ручной поиск поврежденного фидера с помощью ИПИ-1М;

- автоматический контроль сопротивления изоляции и поиск поврежденного фидера на аппаратуре фирмы «BENDER».

1.2.7 Расчет токов короткого замыкания

Целью расчета токов к. з. в сетях до 1 кВ является проверка выбранных автоматов и шинопроводов на стойкость действия токов к. з., всех видов защитных аппаратов - по предельному току отключения и на чувствительность защит.

Для проверки защитных аппаратов по предельному току к. з. определяют максимальное значение тока трехфазного к. з., а для проверки чувствительности защит определяют минимальное значение тока однофазного к. з.

При расчёте токов КЗ возможны следующие допущения :

1) максимально упрощать и эквивалентировать всю внешнюю сеть по отношению к месту КЗ и индивидуально учитывать только автономные источники электроэнергии и электродвигатели, непосредственно примыкающие к месту КЗ;

2) не учитывать ток намагничивания трансформаторов;