2.6 Расчёт токов короткого замыкания

Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания.

Для вычисления токов к.з. составляют расчётную схему (рис.7), соответствующую нормальному режиму работы системы электроснабжения. На расчётной схеме указываются все источники питания и элементы схемы электроснабжения между источниками питания и точками к.з. На расчётной схеме приводятся основные параметры оборудования.

По расчётной схеме составляют схему замещения (рис.8). В схеме замещения все элементы расчётной схемы заменяются сопротивлениями, расчёт которых проводится в относительных единицах.

При таком методе расчёта все расчётные данные приводят к базисному напряжению U_Б и

базисной мощности S_Б.

За базисное напряжение принимают средние номинальные напряжения: 0,23; 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ.

За базисную мощность обычно принимают 100 МВ·А. Источник питания - систему - рассматривают как систему неограниченной мощности.

Задают значения базисной мощности S_Б = 100 МВ·А и базисного напряжения U_Б для соответствующих ступеней трансформации.

По заданным значениям параметров элементов системы электроснабжения определяют сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах по формулам:

воздушные и кабельные линии:

Для реактора:

X_*р1=-ХР*К_св*S_б/U_б1² (2.74)_p1=-1,2*0,55*100/6,3²=-1,65 Ом_*р2=ХР*(1+К_св)*S_б/U_б1² (2.75)

Х_p2=1,2*(1+0,55)*100/6,3²=-4,66 Ом

где -удельная проводимость материала провода (кабеля), м/(Ом*мм²); для медных проводов: =53 м/(Ом*мм²), для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов: =32 м/(Ом*мм²); S-сечение провода (кабеля), мм²;

Для кабельной линии:

r_о=1000/( γ*S) (2.76)_о=1000/32*70=1000/2240=0,44 Ом_*кл=r₀*L*S_б/U_б1² (2.77)

r_*кл=0,44*1,1*100/6,3²=1,21 Ом

х_*кл=х₀*L*S_б/U_б²  (2.78)

х_*кл=0,08*1,1*100/6,3²=0,08*1,1*100/6,3²=0,22 Ом

Для трансформатора:

_*T=Р_к*S_б*10³/S_номТ ² (2.79)_*T=7,6*100000/160000=4,75 Ом

х_*Т=**S_б*10³/S_номT (2.80)

х_*Т=(5,5/100)²-(7,6/400)²*100000/400=12,9

Определяем результирующие сопротивления до места к.з.

z_рез1=r_*кл2+(X_*р1+X_*p2+X_*кл)² (2.81)_рез1=1,21²+(-1,65+4,66+0,22)²=3,4 оМ_рез2= (r_*кл+r_*T)²+(X_*р1+X_*p2+X_*кл+ X_*T)² (2.82)_рез2=(1,21+4,75)²+(-1,65+4,66+0,22+12,9)²=17,2 Ом

. Определяем базисные токи в точках к.з.

в точке К1

_б1=S_б1/1,73*U_б1 (2.83)_б1=100|1,73*6,3=9,2 кА

в точке К

I_б2=S_б2/1,73*U_б2 (2.84)_б2=100/1,73*0,4=144 кА

. определяем установившийся ток к.з.

в точке К1

_k1=I_б1/Z_*рез1  (2.85)_k1=9,2/3,4=2,6 кА

в точке К2

_k2=I_б2/Z_*рез2 (2.86)_k2=144/17,2=8,3 кА

. Определяем ударный ток в точках к.з.

в точке К1

_y1=1.42*K_y *I_k1 (2.87)_y1=1,42*1,8*2,6=6,5 кА

в точке К2_y2=1.42*K_y *I_k2 (2.88)_y2=1,42*1,2*8,3=14,04 кА

2.7 Выбор электрооборудования ТП и проверка на действие токов КЗ

Токоведущие части (шины, кабели) и все виды аппаратов (высоковольтные выключатели,

разъединители, трансформаторы тока и напряжения, автоматические выключатели на стороне низшего напряжения) должны выбираться в соответствии с расчетными токами продолжительного режима (нормального и послеаварийного) и токами к.з.

Расчетные токи продолжительного режима:на стороне ВН:

, А, (2.89)

, А; (2.90)

на стороне НН:

, А, (2.91)

, А, (2.92)

где - номинальная мощность силового трансформатора, кВ·А,

, - номинальные напряжения обмоток трансформатора, кВ,

- коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме.

Для выбора аппаратов указанные расчётные значения сравниваются с допускаемыми справочными. Составляется таблица сравнения расчётных и допустимых значений

ВН:

А

А

НН:

А

А

. Выбор оборудования на стороне ВН

Таблица 2.5. Высоковольтные выключатели Q1, Q2

Выбираем вакуумные выключатели типа ВВТЭ-10-10/630У2

Примечание:_уст.-напряжение установки аппарата, кВ_пр -приведенное время действия токов КЗ, равное 0,6-1 с,_t , t_t- ток кА, и время с, с термической стойкости i_дин. -ток электродинамической устойчивости, кА

Таблица 2.6. Разъединители QS1-QS4

Выбираем разъединители типа РВ-6/400У3:

Таблица 2.7. Трансформаторы тока ТА1, ТА2

Выбираем трансформаторы тока типа ТВЛМ-6:

Примечание: К_дин-кратность электродинамической устойчивости, К_t-кратность термической устойчивости, I_НОМ1-номинальный первичный ток, кА

Выбор оборудования на стороне НН

Таблица 2.9. Автоматические выключатели QF1, QF2

Выбираем автоматические выключатели типа ВА53-41

Таблица 2.10. Секционный выключатель QF3

Выбираем секционный выключатель типа ВА53-41

Таблица 2.11. Трансформаторы тока ТА, ТА4

Выбираем трансформаторы тока типа ТНШЛ-0,66

Расчет и выбор шин

Выбор шин на стороне ВН

а) условие выбора

_доп.ш ≥ I_макс1,

где I_доп.ш- допустимый длительный ток шины, А;_макс - максимальный расчетный ток продолжительного режима на стороне ВН и НН подстанции, А;

_макс1=45,1 А

Выбираем алюминиевые шины размерами 15х3 с I_доп.ш=165 А>45,1 А - условие выполняется

=15 мм; b=3 мм;_ш=h*b=15*3=45 мм²>S_мин=29,5 мм²

б) минимальное термически устойчивое сечение

S_мин=(I_K1⁽³⁾*)/С (2.93)

S_мин=2,6*10³*=29,5 мм²

где -установившееся значение тока КЗ, А (для шин высшего напряжения в точке К1, для шин низшего напряжения в точке К2),

-приведенное время действия токов КЗ,

С - коэффициент термической стойкости для алюминиевых шин С=88, для медных шин С=171-термически неустойчива

Принимаем S_ш=165, 15х3 с I_доп.ш=45,1 А

в) Проверяем шины на динамическую устойчивость к током КЗ. Определяем наибольшее механическое напряжение в металле при изгибе:

G=1,73*_iy²*l²*10³ |w*a кгс/см² (2.94)

G=1,73*6,5²*130²*10^-3/0,1*35=9,4 кгс/см²

где ударный ток КЗ, кА; l-расстояние между опорными изоляторами, см; l=130 см; 150 см; а-расстояние между осями шин смежных фаз, см; а=35 см; 50 см; W-момент сопротивления сечения, см³.

,4 кгс/см² <G_доп=700 кгс/см² - шина динамически устойчива

Момент сопротивления сечения

W=(b*h²)/6 (2.95)=0,3*1,5²)/6=0,1 см³

Выбор шин на стороне НН

а) условие выбора

_доп.ш ≥ I_{макс2макс2}=676,3 А;

Выбираем алюминиевые шины размерами 50х6 с I_доп.ш=740 А>676,3 А - условие выполняется

=50 мм; b=6 мм; S_ш=h*b=50*6=300 мм²>94,3 мм²

б) минимальное термически устойчивое сечение

S_мин=(I_K2⁽³⁾*)/С (2.96)_мин=8,3*10³*/88=94,3 мм²

в) Проверяем шины на динамическую устойчивость к током КЗ. Определяем наибольшее механическое напряжение в металле при изгибе:

 =1,73*_iy²*l²*10^-3 |w*a (2.97)

 =1,73*14,04²*130²*10^-3 /|,6*35=2,9  кгс/см²

где ударный ток КЗ, кА; l-расстояние между опорными изоляторами, см; l=130 см; 150 см; а-расстояние между осями шин смежных фаз, см; а=35 см; 50 см; W-момент сопротивления сечения, см³.

,9 кгс/см² <G_доп=700 кгс/см² - шина динамически устойчива

Момент сопротивления сечения

W=(b*h²)/6 (2.98)

W=0,6*5²/6=1,6 см³

2.8 Расчет заземляющего устройства ТП

Назначение заземляющего устройства состоит в защите персонала от поражения электрическим током в случае повреждения изоляции электрооборудования, т.е. в обеспечении защиты при косвенном прикосновении. Защиту при косвенном прикосновении следует выполнять во всех случаях, если напряжение в электроустановке превышает 50 В переменного и 120 В постоянного тока. Заземляющее устройство выполняется из вертикальных электродов прутков, заглубленных в землю, и горизонтально проложенных стальных полос, служащих для связи вертикальных заземлителей. В настоящее время в качестве вертикальных заземлителей рекомендуется применять прутковые электроды Ш12 мм, ℓ = 5 м, т.к. они обеспечивают лучший контакт с глубокими слоями грунта и их установка механизирована. Прутковые электроды располагают на расстоянии а = 5, 10 или 15 м друг от друга.

В некоторых случаях могут применяться уголковые электроды размерами

Ч50Ч5, ℓ = 2,5 м,

которые размещают на расстоянии а = 2,5 или 5 м друг от друга. Забивка уголков осуществляется вручную. 1. Заземляющее устройство выполняем в виде контура из полосы 40 х 4 мм, проложенной вдоль помещения подстанции на глубине 0,8 м, и вертикальных прутковых электродов на расстоянии а = 2,5 м друг от друга.

Общая длина полосы по плану ℓ_г = 33 м, предварительное число электродов

Отношение

а/ℓ = 2,5/5 = 0,5,

где ℓ - длина электрода, м.

2. Сопротивление одного вертикального электрода:

- прутковый электрод:

, (2.99)

где - коэффициент сезонности: для вертикальных электродов = 1,45.

3. Необходимое число вертикальных электродов в контуре

 , (2.100)

где  - сопротивление заземляющего устройства (= 4 Ом),

 - коэффициент использования вертикальных электродов в контуре

. Сопротивление горизонтальной заземляющей полосы:

 .(2.101)

- глубина заложения полосы, м.

Для горизонтальных электродов = 3,5.

. Сопротивление полосы в контуре из … электродов:

, . (2.102)

где  - коэффициент использования полосы в контуре.

. Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей:

. (2.103)

7. Уточнённое число вертикальных электродов:

. (2.104)

Таким образом окончательное число вертикальных электродов принимаем n=10 электродов

2.9 Расчет мощностей и выбор электродвигателей

Мощность на валу насоса вычисляется по формуле:

Р_р=К_з*p*Q*g*(Н+ΔH)* 10 ³/ η, (2.105)

где Р_р - расчетная мощность на валу насоса, кВт;

К_з - коэффициент запаса;

- плотность жидкости, кг/м³;- производительность, м³/с;

Н - напор, м;- ускорение свободного падения, м/с²;

η_н - к.п.д насоса

_ΔН - потеря напора, м (насоса)

Мощность на валу насоса (поз.1,2.3,4,5) равна

Р_р = 1,05*1000*9,8*0,05*(15+4)*10^-3/0,6=4,8 кВт

Расчётные мощности остальных насосов вычисляются аналогично, и результаты вычислений записываем в таблицу 2.1

Мощность на валу сепаратора вычисляется по формуле

P_p=K₁*K₂*j *W ²*10^-3|t*η_н кВт (2.106)

где K₁ - коэффициент, пускового механизма для облегчения пуска₂ - коэффициент, учитывающий трение барабанов о воздух- момент инерции барабана, кг*м^{2 2}- угловая скорость барабана при номинальном режиме, рад/с- время разгона барабана до номинальной скорости, с

η_н - КПД передачи

Мощность на валу сепаратора (поз.6,7,8,9) равна

*1,5*4,1*314²*10^-3/150*0,8=5кВт

Расчётные мощности остальных сепараторов вычисляются аналогично, и результаты вычислений записываем в таблицу 2.1

Мощность на валу вентилятора вычисляется по формуле

Р_р=К_з*Q*Н *10 ³ /η_в кВт (2.107)

где Р_р - расчетная мощность на валу вентилятора, кВт;

К_з - коэффициент запаса;производительность, м³/с;

Н - напор, Па;

Η_в - к.п.д вентилятора;

Мощность на валу вентелятора (поз.10) равна

1,05*1,5*420*10^-3/0,64=1 кВт

Расчётные мощности остального вентилятора вычисляется аналогично, и результаты вычислений записываем в таблицу 1.1

Электропривод всего технологического оборудования работает в продолжительном режиме. Поэтому условия выбора электродвигателя следующие:

_дв.н ≥ P_p

n_дв.н ≈ n_мех

где P_дв.н - номинальная мощность электродвигателя, кВт_p - расчетная мощность на валу насоса, кВт_дв.н - номинальное число оборотов вала электродвигателя, об/мин, В_мех - число оборотов вала насоса, об/мин

Для электродвигателя насоса выбираем электродвигатель типа АИР132S6 с P_дв.н = 5,5кВт, n_дв.н = 1000 об/мин, η=83%, cosφ=0,82 i_п=5, т. к.5,5 кВт>4,8 кВт и 970 об/мин ≈1000 об/мин.

Полученные результаты выбора электродвигателя заносим в таблицу 2.1.

Выборы электродвигателей для остальных электроприводов производим аналогично, и результаты выбора также заносим в таблицу 2.1.

.10 Вычисление токов электродвигателей

Номинальный ток асинхронного трехфазного электродвигателя с короткозамкнутым ротором вычисляется по формуле

I_дв.н =Р_дв.н*10 ³/1,73*U*cos φ*η, А (2.108)

где I_дв.н - номинальный ток электродвигателя, А;

Р_дв.н. - номинальная мощность электродвигателя, кВт;_л - линейное напряжение, В;

сos φ - коэффициент мощности;

η - к.п.д

Пусковой ток электродвигателя вычисляется по формуле

I_п=I_п*I_дв.н , (2.109)

где I_дв -пусковой ток электродвигателя, А;_п - кратность пускового тока

Вычисляем номинальный и пусковой токи для электродвигателя АИР132S6 и результаты вычислений заносим в таблицу 2.1.

_дв.н=5,5*10^-3/1,73*380*0,83*0,82=12,2 А_п=5*12,2=61 А.

Номинальные и пусковые токи для остальных электродвигателей вычисляем аналогично, и результаты вычислений также заносим в таблицу 2.1.

.11 Выбор электроаппаратов управления и защиты, кабелей

Для управления работой электродвигателей выбираем магнитные пускатели из условия

I_м.п. I_дв,_. (2.110)

Для защиты электродвигателей от токов длительных перегрузок выбираем тепловые реле из условия

I_ср.т.р I_дв.н, (2.111)

Для защиты электродвигателей от токов короткого замыкания выбираем автоматические выключатели из условий

I_н.р.а I_дв.н, (2.112)_отс К*I_.п, (2.13)

Для питания электродвигателей выбираем четырехжильные кабели с поливинилхлоридной изоляцией из условия

I_доп.ж К_з*I_н.р.а /К_п, (2.14)

где К_з - коэффициент защиты;

К_п - поправочный коэффициент.

Для электродвигателя типа АИР132S6 выбираем магнитный пускатель типа КМИ-11810 с I_М.П =18А > 12,2 А, тепловое реле типа РТИ-1316 с диапазоном регулирования 9,0-13,0 А, автоматический выключатель типа ВА47-293Р с I_Н.Р.А =13А >12,2А и I_ОТС =7 I_Н.Р.А =7*13=91А > 1,25*61=76,2 А, кабель типа АВВГ(4*2,5) с I_ДОП.Ж =0,92*19=17,5 А > 1*13/1 =13 А.

Для остальных электродвигателей, электроаппараты управления и защиты, кабели выбирались аналогично.

Все данные по электродвигателям, электроаппаратам управления и защиты, кабелям заносим в таблицу 2.1.

При выборе электродвигателей, электроаппаратов управления и защиты, кабелей использовалась литература 3, 69-144.

Таблица 2.2 Ведомость электродвигателей электроаппаратов, кабелей

.12 Расчет электрического освещения

.12.1 Расчет расположения светильников

Для освещения насосной выбираем светильники типа ЛДР2-2*40 с лампами накаливания в защитном стекле и степенью защиты IP44. Светильники размещаем на высоте Н_р = 3,0 м над рабочей поверхностью, высоту которой принимаем равной 0,8 м.

Светильники типа ЛДР2-2*40 имеют Д-1, L_опт =1, рекомендуемую высоту подвеса - 2,5-5,0 м, ŋ_св =70%.

Для КСС Г-1 принимаем L_опт =1 м.

Вычисляем наивыгоднейшее расстояние между светильниками, м

L=L_опт. *H_p ,м (2.115)

где L_опт. -коэффициент оптимального расстояния между светильниками;_p-высота подвеса светильников, м; наивыгоднейшее расстояние между светильниками, м.

L=1*3=3 м.

Вычисляем число рядов светильников

=A/L, ряд (2.116)

где, m - число рядов светильников, шт;- ширина помещения, м;

=6/3=2=>2 ряда

Вычисляем диапазон расстояний светильников от стен

L_ст =(0,24-0,5)*L,м (2.117)

L_ст =(0,24 - 0,5)*3=(0,72 - 1,5)=1,5 м

Вычисляем расстояние между рядами светильников

_А=(А-2L_ст )/(m-1),м (2.118)

L_A=(6-2*1,5)/(2-1)=3м

Вычисляем расстояние между светильниками в ряду

_B =L²/L_A ,м (2.119)

L_B=3²/3=3м

Вычисляем число светильников в ряду

₁=((B-2*L_ст )/L_B )+1,штук (2.120)

где В - длина помещения, м

₁ =((12-2*1,5)/3)=4 штук

Уточняем расстояние между светильниками в ряду

_B =(В-2*L_ст )/(n₁ -1),м (2.121)

L_B =(12-2*1,5)/(4-1)=3м

Вычисляем общее число светильников в осветительной установке

N=m*n₁ ,штук (2.122)

где N - число светильников, шт

=2*4=8штук

.12.2 Светотехнический расчет осветительной установки

Согласно требований СНиПа нормируемая освещенность должна быть не менее Е_н =200лк. Для светильников типа ЛДР202*40 при содержании пыли в помещении менее 5г/м ³ коэффициент запаса равен К_з =1,5

Принимаем коэффициенты отражения стен, потолка и рабочих поверхностей равными ρ_ст = 50 %, ρ_п = 50 %, ρ_р = 30 %.

Для светильников типа ЛДР202*40 коэффициент неравномерности освещения равен Z=1,15. Вычисляем индекс помещения

=А*В/Н_р*(А+В), (2.123)

i=6*12/3*(6+12)=1,3

В зависимости от индекс помещения, кривой силы света, коэффициентов отражения потолка, стен, рабочих поверхностей принимаем коэффициент использования осветительной установки η_п= 0,85.

Вычисляем расчетный световой поток источника света

_p =E_н*S*K_з*z/N*η_п*η_с ,лм (2.124)

F_p =200*6*12*1,5*1,15/2*8*0,65=2388лм

Из условия F_л.р F_л.н 1,2F_л.р выбираем энергосберегающую лампу типа ЛД 40 с Р_лн=40Вт и F_лн =2500лм, так как 1826лм < 2500лм < 1,2*2388=2865лм

Вычисляем фактическую освещенность.

Е_Ф =F_л.н *Е_н /F_л.н , (2.125)

Е_Ф =2500*200/2388=209лм

.12.3 Электротехнический расчет осветительной установки

Для управления осветительной установкой и ее защита от токов перегрузки выбираем осветительный щиток типа ЩО33-26 с однофазными автоматическими выключателями типа ВА 47-29 1Р на группах в количестве 6 шт.

Вычисляем токи осветительной установки и групп.

_о.у =Р_л.н *N/U*cos φ, (2.126)

I_гр =Р_л.н*n₁/U*cos φ, (2.127)

где I_о.у-ток осветительной установки, А;_гр-ток группы, А;

Р_л.н-номинальная мощность лампы, Вт;_ф -фазное напряжение, В;

cos φ-коэффициент мощности.

_о.у =40*8*2/220*0,95=3,1А_гр =40*2*4/220*0,95=1,5А

Из условия I_н.р.а 1,15*I_о.у=1,15*3,1=4А выбираем автоматический выключатель типа ВА 47-29 3Р с I_н.р.а. =5А > 4А

Из условия I_н.р.а 1,15*I_о.у=1,15*1,5=1,7 А выбираем автоматический выключатель типа ВА 47-29 1Р с I_н.р.а. =2А > 1,7А

Для питания осветительной установки выбираем кабель типа АВВГ из условия I_доп.ж I_н.р.а.. Для питания осветительной установки выбираем кабель типа АВВГ(4*2,5) с I_доп.ж =0,92*19 = 17,5А > 5А

Для питания осветительной установки выбираем кабель типа АВВГ(3*2,5) с I_доп.ж =0,92*19 = 17,5А > 2А

Проверяемнаиболее удаленную группу на потерю напряжения

ΔU=ΣP_гр *N/с*s  5%, (2.128)

где ΣР_гр -мощность группы, кВт;

λ-расстояние от осветительного щитка до наиболее удаленной группы, м;

с-коэффициент, зависящий от системы сети, материала провода;сечение жилы кабеля, мм².

ΔU=40*2*4*10 ^-3*38/7,7*2,5=0,6% < 5%

Так как ΔU=0,6% < 5%, то осветительная сеть выдержала проверку на потерю напряжения.

.12.4 Расчет аварийного освещения

Для аварийного освещения выбираем светильники типа НСП11-100 с лампами накаливания.

Вычисляем величину аварийной освещенности.

Е_ав =0,05*Е_н , (2.129)

Е_ав =0,1*200=10лк

Вычисляем величину аварийного светового потока

_ав =Е_ав *S, (2.130)

F_ав =10*6*12=720лм

В качестве источника света принимаем энергосберегающую лампу типа Б215-225-40 с F_л.н =715лм и Р_л.н =60Вт

Вычисляем необходимое число светильников аварийного освещения.

=F_ав /F_л.н , (2.131)

N=720/715=1,0=>1шт.

Светильники аварийного освещения располагаем на высоте 2,5 м и запитываем от осветительного щитка типа ЩО33-26 с четырьмя однофазными автоматическими выключателями типа ВА 47-29 1Р.

Вычисляем ток светильников аварийного освещения

_о.у.ав =Р_л.н *N/U*cos φ, (2.132)

I_о.у.ав =60*1/220*1=0,2А

Из условия I_н.р.а  1,15*I_о.у.ав =1,15*0,2=0,23А выбираем расцепитель автоматического выключателя I_н.р.а =1,0А > 0,2А

Для питания групповых линий и осветительной установки выбираем кабель типа АВВГ из условия I_доп.ж I_н.р.а.. Для питания аварийной осветительной установки выбираем кабель типа АВВГ4*2,5 с I_доп.ж =0,92*19=17,5А > 1А

Для питания групповых линий выбираем кабель типа АВВГ2*2,5 с I_доп.ж =19А > 1А

Проверку на потерю напряжения не производим, так как мощность аварийной осветительной установки небольшая.

.13 Расчет молниезащиты

Выполнение этого пункта производится в следующем порядке:

. Рассчитываем ожидаемое количество поражений молнией в год для проектируемого объекта:

для зданий и сооружений прямоугольной формы

 (2.133)

где - наибольшая высота здания или сооружения, м;, B - соответственно длина и ширина здания или сооружения, м;- среднегодовое число ударов молнии в 1 км² земной

поверхности в месте нахождения здания или сооружения. (Для Тульской области среднегодовая продолжительность гроз составляет 40 - 60 часов и n = 4).

Для зданий и сооружений сложной конфигурации в качестве А и В рассматриваются длина и ширина наименьшего прямоугольника, в который может быть вписано здание или сооружение в плане.

2. Производственное здание относится по опасности ударов молнии как объект обычный. Принимается уровень надежности защиты объекта от прямых ударов молнии (ПУМ) - Pз = 0,98

. Принимается конкретный способ защиты объекта от ПУМ (стержневые молниеотводы или молниеприемная сетка).

. Расчёт зон защиты стержневых молниеотводов:

а) Принимаем высоту молниеотвода

=2*H (2.134)=2*8=16 м

Расстояние между молниеприёмниками

=A+5 (2.135)=12+5=17 м

(Примечание: обычно расстояние между зданием и молниеотводом 2,5 - м);

б) Вершина конуса:

₀ =0,8*h (2.136)₀ =0,8*16=12,8

в) Радиус основания конуса:

₀ = h₀ (2.137)₀ = h₀ = 12,8 м;

г) Радиус зоны защиты на высоте

_x: r_x=r₀*(h₀*h_x)/h₀ (2.138)

,8*(12,8-8)/12,8=4,8 м

д) Высота защиты в месте снижения зоны:  = 12,8 м;

е) Радиус сужения зоны в месте снижения зоны защиты:

_x=r₀*(h₀*h_x)/h₀ (2.139)

,8*(12,8-8)/12,8=4,8 м

ж) Проверка условия

. (2.140)

*4,8 = 9,6 > 6

условие выполняется

Зоны защиты двойного стержневого молниеотвода (рисунок).

Масштаб 1: 400

3. Организационная часть

.1 Разработка принципиальной электрической схемы управления

Схемы управления и автоматизации электроприводов в общем случае разрабатывают в проектах силового электрооборудования и электроснабжения промышленных предприятий. Однако автоматизация большинства объектов неразрывно связана с управлением технологическими механизмами с электроприводами. В этом случае требуется разработка отдельных схем управления этими электроприводами в составе проекта автоматизации технологических процессов.

В качестве электроприводов механизмов автоматизируемого технологического оборудования (насосов, вентиляторов, задвижек, клапанов и т. п.) в основном используют реверсивные и нереверсивные асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Построение этих схем управления осуществляется в основном на базе релейно-контактных аппаратов. Это обусловлено наличием большого выбора серийно выпускаемой релейно-контактной аппаратуры с контактными устройствами различных исполнений и обмотками, работающими на различных напряжениях.

Для питания схемы управления электроприводом выбираем напряжение 380/220 В частотой 50 Гц.

Схема управления электроприводом должна обеспечивать:

защиту силовой цепи от токов КЗ;

защиту цепи управления от токов длительных перегрузок и токов КЗ;

защиту силовой цепи от токов длительных перегрузок;

нулевую защиту силовой цепи и цепи управления;

выбор ручного и автоматического режимов работы;

световую сигнализацию состояния электродвигателя;

световую сигнализацию срабатывания тепловой защиты;

световую сигнализацию наличия напряжения в цепи управления;

световую сигнализацию регулируемого параметра;

звуковую сигнализацию аварийного состояния регулируемого параметра.

Перечень электроаппаратов управления, защиты, автоматизации и сигнализации для электродвигателя АИР160S2 приведен в таблице.3.1.

Таблица 3.1 Наименование электроаппаратов насосной установки

.2 Описание работ схемы управления электроприводом

Ручное управление насосом.

Включаем автоматические выключатели QF1 и SF1. Универсальный переключатель SA1, горит лампа HL2, ставим в положение 2 и нажимаем на кнопку SB1. Выключается магнитный пускатель КМ1, который замыкает свои силовые контакты КМ1.1 и электродвигатель M1 насоса начинает работать. Одновременно замыкается блок-контакт КМ1.2, подключенный параллельно кнопке SB1, замыкается блок-контакт КМ1.3 горит HL1, размыкается блок-контакт 1.4 гаснет лампа HL2.

Для остановки электродвигателя M1 необходимо нажать кнопку SB2. Магнитный пускатель КМ1 отключается и размыкает свои силовые контакты КМ1.1 Электродвигатель M1 насоса останавливается. Так же разомкнётся блок-контакт КМ1.2, подключенный параллельно кнопке SB1, размыкается блок-контакт КМ1.3 гаснет HL1, замыкается блок контакт КМ1.4 горит HL2.

Автоматическое управление насосом. Включаем автоматические выключатели QF1 и SF1. Универсальный переключатель SA1 ставим в положение 1. Если уровень воды в емкости ниже электрода нижнего уровня, то горит сигнальная лампа HL2. При повышении уровня воды образуется электрическая цепь между электродом нижнего уровня и общим электродом, то есть замкнется контакт SL1 и включится реле напряжения KV1, замкнет контакт KV1.1 загорится лампа HL1, а лампа HL2 погаснет. При достижении водой электрода верхнего уровня образуется электрическая цепь между электродом верхнего уровня и общим электродом, то есть замкнется контакт SL2 и выключится реле напряжения KV2, замкнет контакт KV2.1 и KV2.2. После того, как замкнется контакт KV2.1, включается магнитный пускатель КМ1, который замыкает свои силовые контакты КМ1 и электродвигатель M1 насоса начинает работать откачивая воду из емкости. Уровень воды начнет понижаться, электрод верхнего уровня оголится и контакт уровня SL2 разомкнётся, но реле KV2 не отключится, так как будет получать питание через свой замкнутый контакт KV2.2. Когда вода будет полностью откачена из емкости, то оголится электрод нижнего уровня и разомкнётся контакт нижнего уровня SL1. Реле KV1 отключится и размыкается контакт KV1.1, лампа HL1 погаснет, a HL2 загорится, так же разомкнётся контакт KV2.1 и разомнется и магнитный пускатель КМ1 и размыкает свои силовые контакты КМ1.1. Электродвигатель M1 насоса останавливается.

.3 Составление кабельного журнала

В кабельный журнал необходимо занести все кабели соединяющие ЩСУ или РП с электродвигателями.

Таблица 3.2 Кабельный журнал

3.4 Монтаж силового электрооборудования

Электромонтаж силового электротехнического оборудования проходит на специальной площадки, оборудованной всем необходимым. Производят его недалеко от собственного фундамента или же на нем, а также на ремонтной площадке или на торце машинного зала, который может быть как постоянным, так и переменным.

Площадку для электромонтажа обеспечивают электроэнергией необходимой силы и мощности, а также обеспечивают близость с емкостями масла или же быструю и удобную связь с ними. Место, которое будет использоваться для монтажа электротехнического оборудования должна предусматривать как свободное размещение подготовленных комплектующих, так и функционирование подъемно-технического оборудования.

Если работы электромонтажа ведутся на открытом воздухе, то вблизи оборудования устанавливается помещение для персонала, в котором хранится инвентарь и прочие материалы и приборы. На площадке также обязательно есть телефон и средства для тушения пожаров. Освещенность площадки поддерживает работу в три смены. При монтаже крупного оборудования необходимо учитывать проект организации работ, которые разрабатывается с рядом определенных условий.

В процессе подготовки к установке вводов кВ оборудование обязательно проверяют на наличие таких дефектов как трещины и загрязнения, после чего ввод испытывается при помощи переменного тока, напряжения которого соответствует классу напряжения ввода.

Для маслонаполненных вводов от 110 кВ подготовительные работы ведутся еще и для того, чтобы масло не соприкасалось с воздухом. Сначала герметичные маслонаполненные вводы осматривают на отсутствие протекания и целостность элементов конструкции, которые располагаются снаружи ввода. Показания давления масла измеряется при помощи манометра. Согласно инструкции изготовителя, давление во вводе приводится к тому значению, которое было указано, при этом обязательно учитывается температура воздуха. Если будет необходимо, масло могут долить или слить из ввода. Долив масла, производится при помощи маслонасоса. Перед тем как присоединить его, все вентили со стороны бака и ввода перекрываются. Насосом в бак давления подается необходимое количество масла, при этом показания манометра обязательно должны отслеживаться. В процессе регулирования во вводе давления или же замене бака давления и манометра нельзя, чтобы окружающий воздух попал во ввод. Его подпитку всегда производят маслом, не имеющим газа, надлежащего качества, слив и долив масла в герметичные вводы, у которых бака давления нет, происходит по такому же принципу.

Негерметичные же маслонаполненные вводы проверяют на отсутствие каких-либо наружных повреждений элементов конструкции. Если повреждения обнаруживаются и они достаточно серьезны, то ввод заменяется на резервный. Поврежденный же ввод отгружают в мастерские для полной разборки. После того, как течь устранена, устанавливается уровень масла. В гидрозатворе масло тоже заменяют, при этом отработанное масло полностью сливается из затвора, а потом в него же вливается свежее новое масло до контрольного отверстия. В период хранения электротехническое оборудование должно быть залито маслом полностью. При подготовке его к монтажу, оборудование сначала осматривается изнутри и снаружи, после чего следует ряд измерений: проверка полярности и масла, измерение вольтамперной характеристики и т.д. Это проводится даже в том случае, когда уровень напряжения масла соответствует всем требованиям. Если же его значение в период хранения значительно уменьшилось, то перед тем, как измерить все необходимые характеристики, оборудование сушат в течение 8 часов при температуре в 100 градусов. Нагрев производится в специальных духовых или печах.

3.5 Эксплуатация силового электрооборудования

Электродвигатели, пускорегулирующие устройства и защиты, а также все электрическое и вспомогательное оборудование к ним выбираются и устанавливаются в соответствии с требованиями правил устройства электроустановок.

На электродвигатели и приводимые ими механизмы должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения.

На электродвигателях и пускорегулирующих устройствах должны быть надписи с наименованием агрегата и (или) механизма, к которому они относятся.

Плавкие вставки предохранителей должны быть калиброванными и иметь клеймо с указанием номинального тока уставки, нанесенное на заводе-изготовителе или подразделении Потребителя, имеющего соответствующее оборудование и право на калибровку предохранителей. Применение некалиброванных вставок не допускается.

При кратковременном перерыве электропитания электродвигателей должен быть обеспечен при повторной подаче напряжения самозапуск электродвигателей ответственных механизмов для сохранения механизмов в работе по условиям технологического процесса и допустимости по условиям безопасности.

Перечень ответственных механизмов, участвующих в самозапуске, должен быть утвержден техническим руководителем Потребителя.

Продуваемые электродвигатели, устанавливаемые в пыльных помещениях и помещениях с повышенной влажностью, должны быть оборудованы устройствами подвода чистого охлаждающего воздуха, температура которого и его количество должны соответствовать требованиям заводских инструкций.

Плотность тракта охлаждения (корпуса электродвигателя, воздуховодов, заслонок) должна проверяться не реже 1раза в год.

Электродвигатели с водяным охлаждением активной стали статора и обмотки ротора, а также со встроенными водяными воздухоохладителями должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о появлении воды в корпусе. Эксплуатация оборудования и аппаратуры систем водяного охлаждения, качество воды должны соответствовать требованиям заводских инструкций.

На электродвигателях, имеющих принудительную смазку подшипников, должна быть установлена защита, действующая на сигнал и отключение электродвигателя при повышении температуры вкладышей подшипников или прекращении поступления смазки.

Напряжение на шинах распределительных устройств должно поддерживаться в пределах (100ё 105)% от номинального значения. Для обеспечения долговечности электродвигателей использовать их при напряжении выше 110 и ниже 90% от номинального не рекомендуется.

При изменении частоты питающей сети в пределах ± 2,5% от номинального значения допускается работа электродвигателей с номинальной мощностью.

Номинальная мощность электродвигателей должна сохраняться при одновременном отклонении напряжения до± 10% и частоты до ± 2,5% номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой или с пониженным напряжением и повышенной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 10%.

На групповых сборках и щитках электродвигателей должны быть предусмотрены вольтметры или сигнальные лампы контроля наличия напряжения.

Электродвигатели механизмов, технологический процесс которых регулируется по току статора, а также механизмов, подверженных технологической перегрузке, должны быть оснащены амперметрами, устанавливаемыми на пусковом щите или панели. Амперметры должны быть также включены в цепи возбуждения синхронных электродвигателей. На шкале амперметра должна быть красная черта, соответствующая длительно допустимому или номинальному значению тока статора (ротора).

На электродвигателях постоянного тока, используемых для привода ответственных механизмов, независимо от их мощности должен контролироваться ток якоря.

Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами разрешается пускать из холодного состояния 2 раза подряд, из горячего - 1 раз, если заводской инструкцией не допускается большего количества пусков. Последующие пуски разрешаются после охлаждения электродвигателя в течение времени, определяемого заводской инструкцией для данного типа электродвигателя.

Повторные включения электродвигателей в случае отключения их основными защитами разрешаются после обследования и проведения контрольных измерений сопротивления изоляции.

Для электродвигателей ответственных механизмов, не имеющих резерва, одно повторное включение последействия основных защит разрешается по результатам внешнего осмотра двигателя.

Повторное включение электродвигателей в случае действия резервных защит до выяснения причины отключения не допускается.

Электродвигатели, длительно находящиеся в резерве, должны быть постоянно готовы к немедленному пуску; их необходимо периодически осматривать и опробовать вместе с механизмами по графику, утвержденному техническим руководителем Потребителя. При этом у электродвигателей наружной установки, не имеющих обогрева, должны проверяться сопротивление изоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции.

Вертикальная и поперечная составляющие вибрации (среднеквадратичное значение виброскорости или удвоенная амплитуда колебаний), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должны превышать значений, указанных в заводских инструкциях.

При отсутствии таких указаний в технической документации вибрация подшипников электродвигателей, сочлененных с механизмами, должна быть не выше следующих значений:

Синхронная частота вращения, 3000 1500 1000 750 и менее об./мин.

Удвоенная амплитуда колебаний подшипников, мкм 30 60 80 95

Допускается работа агрегатов с повышенной вибрацией подшипников электродвигателей, сочлененных с механизмами, работающими в тяжелых условиях, у которых вращающиеся рабочие части быстро изнашиваются, а также электродвигателей, сроки эксплуатации которых превышают 15 лет, в течение времени, необходимого для устранения причины повышения вибрации. Нормы вибрации для этих условий не должны быть выше следующих значений:

Синхронная частота вращения, 3000 1500 1000 750 и менее об./мин.

Удвоенная амплитуда колебаний подшипников, мкм 30 100 130 160

Периодичность измерения вибрации подшипников электродвигателей ответственных механизмов должна быть установлена графиком, утвержденным техническим руководителем Потребителя.

Контроль за нагрузкой электродвигателей, щеточным аппаратом, вибрацией, температурой элементов и охлаждающих сред электродвигателя (обмотки и сердечники статора, воздуха, подшипников и т.д.), уход за подшипниками (поддержание требуемого уровня масла) и устройствами подвода охлаждающего воздуха, воды к воздухоохладителям и обмоткам, а также операции по пуску и остановку электродвигателя должен осуществлять персонал подразделения, обслуживающего механизм.

Электродвигатели должны быть немедленно отключены от сети в следующих случаях:

при несчастных случаях с людьми;

появлении дыма или огня из корпуса электродвигателя, а также из его пускорегулирующей аппаратуры и устройства возбуждения;

поломке приводного механизма;

резком увеличении вибрации подшипников агрегата;

нагреве подшипников сверхдопустимой температуры, установленной в инструкции завода-изготовителя.

В эксплуатационных инструкциях могут быть указаны и другие случаи, при которых электродвигатели должны быть немедленно отключены, а также определен порядок устранения аварийного состояния и пуска электродвигателей.

Профилактические испытания и ремонт электродвигателей, их съем и установку при ремонте должен проводить обученный персонал Потребителя или подрядной организации.

Периодичность капитальных и текущих ремонтов электродвигателей определяет технический руководитель Потребителя. Как правило, ремонты электродвигателей должны производиться одновременно с ремонтом приводных механизмов.

Профилактические испытания и измерения на электродвигателях должны проводиться в соответствии с нормами испытаний электрооборудования.

4. Мероприятия по охране труда

.1 Основные и дополнительные электрозащитные средства в электроустановках до 1000 В

Электрозащитные средства - средства, служащие для защиты людей, работающих с электроустановками от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги и м.п.

Классификация:

. По характеру:

средства коллективной защиты;

средства индивидуальной защиты;

. По напряжению:

до 1000В;

выше 1000В.

. По характеру защиты от поражения током:

основные;

дополнительные.

Основные электрозащитные средства - средства защиты изоляции, которые длительно выдерживают рабочее напряжение электроустановок и которые позволяют прикасаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением.

Дополнительные средства защиты, которые сами по себе не могут обеспечить защиту от поражения током, а применяются с основными средствами защиты.

Электрозащитные средства до 1000В:

основные: изолирующие штанги, изолирующие электроизмерительные клещи, указатели напряжения, диэлектрические перчатки, слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками;

дополнительные: диэлектрические галоши и ковры, переносные заземления, изолирующие подставки и накладки, оградительные устройства, плакаты и знаки безопасности.

Испытание средств защиты и периодичность:

изолирующие штанги -1 раз в 2 года;

измерительные штанги - 1 раз в год;

изолирующие клещи - 1 раз в 2 года;

электроизмерительные клещи - 1 раз в 2 года;

указатели напряжения выше 1000В - 1 раз в 2 года

указатели напряжения для фазировки - 1 раз в год;

указатели напряжения до 1000в - 1 раз в год

диэлектрические перчатки - 1 раз в полгода;

диэлектрические боты - 1 раз в 3 года;

диэлектрические галоши - 1 раз в год;

диэлектрические ковры (осмотр) 1 раз в полгода.

.2 Мероприятия по технике безопасности и противопожарные мероприятия

Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции в электроустановках потребителей должны быть предусмотрены защитные меры. В качестве таких мер могут быть применены заземление, зануление, защитное отключение, разделяющий трансформатор, малое напряжение, двойная изоляция, выравнивание потенциалов.

Заземляющие устройства электроустановок потребителей должны соответствовать требованиям ПУЭ и обеспечивать условия безопасности людей и защиты электрооборудования, а также эксплуатационные режимы работы.

Части электрооборудования, подлежащие заземлению, должны иметь надежное контактное соединение с заземляющим устройством либо с заземленными конструкциями, на которых они установлены.

Присоединение заземляющих и нулевых защитных проводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляющим конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опор воздушных линий электропередачи - сваркой или надежным болтовым соединением.

Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению или занулению, должна быть присоединена к сети заземления или зануления с помощью отдельного проводника. Последовательное включение в заземляющий или нулевой защитный проводник заземляемых или зануляемых частей электроустановки запрещается.

Заземляющие и нулевые защитные проводники должны иметь покрытие, предохраняющее от коррозии.

Открыто проложенные стальные заземляющие проводники, должны иметь черную окраску.

Для определения технического состояния заземляющего устройства должны периодически проводиться:

измерение сопротивления заземляющего устройства и не реже 1 раза в 12 лет;

проверка состояния цепей между заземлителями и заземляемыми элементами, а также соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством;

измерение напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющие устройства которых выполнены по нормам на напряжение прикосновения.

Измерение сопротивления заземляющих устройств должно проводиться:

после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств.

Измерения должны выполняться в периоды наибольшего высыхания грунта.

На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должен иметься паспорт, содержащий схему устройства, основные технические данные, данные о результатах проверки его состояния, о характере ремонтов и изменениях, внесенных в конструкцию данного устройства.

Использование земли в качестве фазного или нулевого провода в электроустановках напряжением до 1000 В запрещается.

При использовании в электроустановке защитного зануления должна производиться проверка состояния нулевого защитного проводника, а также его соединения с защищаемым оборудованием.

Для проверки соответствия тока плавления предохранителей или уставок расцепителей автоматических выключателей току короткого замыкания в электроустановках потребителей периодически должно проводиться измерение полного сопротивления петли фаза - нуль или непосредственное измерение тока КЗ с помощью специальных приборов.

Процесс тушения горящих веществ сводится к активному воздействию на процесс горения в зоне реакции. Исходя, из этого используют следующие способы тушения:

снижение концентрации горючего или окислителя до значений, при которых не может происходить горения;

охлаждение очага горения ниже определенных температур (температур самовоспламенения, воспламенения);

интенсивное торможение скорости химической реакции горения специальными веществами;

механический срыв пламени в результате воздействия на него сильной струи газа или воды.

При подаче инертных газов (азота, диоксида углерода, дымовых и отработанных газов, а также водяного пара) в зону горения снижается концентрация окислителя, уменьшается скорость горения, и при определенных концентрациях инертных газов Процесс горения прекращается. Инертные газы применяют для объемного тушения, а также для тушения небольших поверхностей горючих жидкостей, двигателей внутреннего сгорания, электродвигателей и других электротехнических установок. Огнетушащие концентрации инертных газов при объемном тушении зависят от свойств горящих веществ и пожароопасности помещений и составляют для азота 32-40% (об.), диоксида углерода 25-30% (об.), водяного пара 35% (oб.).

Диоксид углерода находится в баллонах в сжиженном состоянии под давлением 7 МПа. При выходе из баллона в результате резкого падения давления он охлаждается и превращается в снегообразную массу. При подаче в зону горения снегообразный диоксид углерода, испаряясь, отнимает очень большое количество тепла, уменьшает содержание кислорода в зоне горения. Все это дает большой тушащий эффект автоматических и ручных огнетушителей.

Любой пожар легче ликвидировать в начальной стадии, приняв меры к его локализации, чтобы не допустить увеличения площади горения. Это во многом зависит от оснащения производственных помещений первичными средствами тушения пожара и умения работающих пользоваться ими. К первичным средствам тушения относят внутренние пожарные краны, огнетушители, песок, одеяла и кошмы, лопаты и совки, топоры и багры и т.п.

Ручной углекислотный огнетушитель ОУ-5 или ОУ-8 представляет собой стальной баллон вместимостью соответственно 5 или 8 л, в горловину которого ввернут вентиль с выпускным штуцером, на который надета сифонная трубка. Баллон заполнен сжиженным диоксидом углерода под давлением 7 МПа. При открывании вентиля сжиженный диоксид углерода выбрасывается из баллона по сифонной трубке, испаряется, сильно охлаждается и поступает наружу в виде хлопьев снега. Длина струи составляет соответственно 2 и 3,5 м, продолжительность действия 35 и 40 с, масса заряженного огнетушителя 15 и 20,7 кг. f

Применяют также перевозимые углекислотные и ручные специальные огнетушители. К ним относится углекислотно-бромэтиловый огнетушитель типа РУБ-7, в котором огнетушащим веществом является состав из 97% этилбромида и 3% сжиженного диоксида углерода. Его огнетушащее действие в 3,5 раза эффективнее углекислотного огнетушителя ОУ-8; применяют для тушения загораний на складах, в автомобилях, в зданиях сложного профиля, вычислительных центрах и т. д. Огнетушащий состав выбрасывается из огнетушителя в виде распыленного туманообразного облака сжатым воздухом под давлением 0,86 МПа через впрыск. Масса заряженного огнетушителя 11,6 кг, продолжительность действия 35 с, длина струи 3-4,5 м.

. Теоретическая часть

.1 Энергетическая служба предприятия и система планово-предупредительного ремонта

.1.1 Общая концепция системы планово-предупредительного ремонта энергетического оборудования

Система планово-предупредительного ремонта энергетического оборудования (далее - Система ППР ЭО) - это комплекс методических рекомендаций, норм и нормативов, предназначенных для обеспечения эффективной организации, планирования и проведения технического обслуживания (ТО) и ремонта энергетического оборудования.

Рекомендации, приведенные в настоящей Системе ППР ЭО, могут использоваться на предприятиях любых видов деятельности и форм собственности, применяющих аналогичное оборудование, с учетом конкретных условий их работы.

Планово-предупредительный характер Системы ППР ЭО реализуется:

проведением с заданной периодичностью ремонтов оборудования, сроки выполнения и материально-техническое обеспечение которых планируется заранее;

проведением операций ТО и контроля технического состояния, направленных на предупреждение отказов оборудования и поддержание его исправности и работоспособности в интервалах между ремонтами.

Система ППР ЭО создавалась с учетом новых экономических и правовых условий, а в техническом плане - при максимальном использовании:

возможностей и преимуществ агрегатного метода ремонта;

всего спектра стратегий, форм и методов ТО и ремонта, в т. ч. новых средств и методов технической диагностики;

современной вычислительной техники и компьютерных технологий сбора, накопления и обработки информации о состоянии оборудования, планирования ремонтно-профилактических воздействий и их материально-технического обеспечения.

Действие Системы ППР ЭО распространяется на все оборудование энергетических и технологических цехов предприятий вне зависимости от места его использования.

Все эксплуатируемое на предприятиях оборудование подразделяется на основное и неосновное.

Основным является оборудование, при непосредственном участии которого осуществляются основные энергетические и технологические процессы получения продукта (конечного или промежуточного), и выход которого из строя приводит к прекращению или резкому сокращению выпуска продукции (энергии).

Неосновное оборудование обеспечивает полноценное протекание энергетических и технологических процессов и работу основного оборудования.

В зависимости от производственной значимости и выполняемых функций в энергетических и технологических процессах оборудование одного и того же вида и наименования может быть отнесено как к основному, так и к неосновному.

Система ППР ЭО предусматривает, что потребность оборудования в ремонтно-профилактических воздействиях удовлетворяется сочетанием различных видов ТО и плановых ремонтов оборудования, различающихся периодичностью и составом работ.

В зависимости от производственной значимости оборудования, влияния его отказов на безопасность персонала и стабильность энерготехнологических процессов ремонтные воздействия реализуются в виде регламентированного ремонта, ремонта по наработке, ремонта по техническому состоянию, либо в виде их сочетания.  На практике перечень оборудования, ремонт которого может быть основан только на принципах и стратегиях регламентированного ремонта, крайне узок. Фактически ремонт большей части оборудования неизбежно основан на сочетании (в различных пропорциях) регламентированного ремонта и ремонта по техническому состоянию. В этом случае "каркас" структуры ремонтного цикла определяется совокупностью элементов оборудования, ремонт которых основан на стратегиях регламентированного ремонта или ремонта по наработке. На полученную "жесткую" основу структуры ремонтного цикла накладываются (в "нежестком" варианте) сроки проведения ремонта элементов, обслуживаемых по техническому состоянию.

Наиболее перспективным методом ремонта оборудования для предприятий любых форм собственности является агрегатно-узловой метод, при котором неисправные сменные элементы (агрегаты, узлы и детали) заменяются новыми или отремонтированными, взятыми из оборотного фонда.  Своевременная замена неисправных агрегатов, узлов и деталей - реализация планово-предупредительной системы ремонта - наиболее успешно решается при внедрении технического диагностирования оборудования в процессе его ТО и ремонта.

Ремонт оборудования может осуществляться собственными силами предприятий, эксплуатирующих оборудование, сторонними специализированными ремонтными предприятиями, а также специализированными подразделениями заводов-изготовителей. Удельный вес каждой из перечисленных организационных форм ремонта для конкретного предприятия зависит от многих факторов: развитости собственной ремонтной базы, ее оснащенности, удаленности от предприятий - изготовителей оборудования и специализированных ремонтных организаций, а также финансовых возможностей предприятия.  Техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования (в том числе энерготехнологических котлов, котлов-утилизаторов, парогазотурбинных агрегатов, влагопоглотительных устройств и коммуникаций и т. п.), расположенного в производственных цехах, осуществляют службы главного механика и главного энергетика.

Техническое обслуживание и ремонт оборудования энергетического хозяйства предприятия и коммуникаций энергоносителей (стационарные и передвижные электростанции, распределительные и трансформаторные подстанции, внутризаводские воздушные и кабельные сети, внутризаводские сети природного газа, используемого в качестве топлива, пароносительные и бойлерные установки, устройства сбора и возврата конденсата, общезаводские водозаборные сооружения и сооружения предварительной очистки воды для питания энергетических установок и подпитки водооборотных систем, сети и установки для снабжения предприятий теплом, паром, водой сжатым воздухом, средства связи и сигнализации и т. п.) осуществляет служба главного энергетика.

Граница разделения объектов ремонта между службами главного механика и главного энергетика устанавливается по следующему признаку. Если к оборудованию и коммуникациям объекта (технологического цеха, участка и т. п.), закрепленному за службой главного механика, подводится или отводится энергетическая среда, то границей разделения является первый запорный орган (запорная арматура, отключающее устройство и т. п.) перед вводом в цех. За плотность присоединения и исправность запорного органа несет ответственность служба главного механика.

Нормативы периодичности, продолжительности и трудоемкости ремонта, приведенные в данной Системе ППР ЭО, рассчитаны как средневзвешенные величины исходя из следующих соображений:

средние (по тяжести) условия эксплуатации оборудования;

ремонт оборудования производится в условиях с нормальным температурным режимом;

срок службы оборудования не превысил нормативный.

При отличии условий от оговоренных выше корректировка нормативов производится в соответствии с приведенными в соответствующих разделах данной Системы ППР ЭО коэффициентами.

Входящее в Систему ППР ЭО энергетическое оборудование условно разделено на следующие две группы:

электротехническое оборудование (электрические машины, электрические сети и устройства релейной защиты, электрические аппараты низкого и высокого напряжения, силовые трансформаторы, аккумуляторные батареи, средства связи и сигнализации), нормативы и нормы на которое приведены во второй части настоящего Справочника;

теплотехническое оборудование (котлы и котельно-вспомогательные элементы, котлы-утилизаторы, паровые турбины, трубопроводы и трубопроводная арматура, компрессоры и насосы, вентиляторы, дымососы, нагнетатели, вентиляционные и вытяжные системы, калориферы, кондиционеры, оборудование водозабора и водоподготовки), нормативы и нормы на которое приведены в третьей части Справочника.

Для эффективной реализации Системы ППР ЭО необходимо выполнение следующих условий:

энергетическая служба предприятия должна быть укомплектована квалифицированным персоналом в соответствии со штатным расписанием, иметь ремонтную базу с необходимой технологической оснасткой и высокопроизводительным инструментом;

ремонтный, дежурный и оперативный персонал обязан знать и соблюдать правила технической эксплуатации оборудования, правила промышленной и пожарной безопасности;

остановка оборудования на плановые ремонты производится по утвержденным годовым и месячным планам-графикам в соответствии с нормативной периодичностью и с учетом максимального использования остановок на ТО и диагностирование оборудования;  ремонты выполняются качественно, в запланированном объеме, с максимальной механизацией тяжелых трудоемких работ;

при ремонте широко применяется агрегатно-узловой метод и метод ремонта крупных объектов по сетевому графику;

обеспечивается организация поставок агрегатов, узлов и деталей от заводов-изготовителей. Только детали несложной конфигурации изготавливаются в собственных цехах;  систематически по специальному плану проводятся работы по повышению долговечности, снижению показателей аварийного выхода энергооборудования из строя.

Настоящая Система ППР ЭО является рекомендательным материалом прямого действия, но может также служить пособием при разработке предприятиями собственных "Положений по планово-предупредительному ремонту энергетического оборудования" в соответствии с требованием Федеральной службы по технологическому надзору (далее - Федерального надзора) ПБ 05-356.00, п. 242.

5.1.2 Задачи и функции отдела главного энергетика

Как показывает опыт работы предприятий в новых условиях хозяйствования, особенно в последние 5-7 лет, существовавшая в недавнем прошлом централизованная командная система управления оказалась неприспособленной для решения главной задачи: получения прибыли.

Появилась необходимость не на словах, а на деле централизовать управление технической эксплуатацией всех типов основных фондов предприятия, сосредоточив его в одних руках: заместителя директора - главного инженера предприятия. На некоторых предприятиях централизацию технической эксплуатации еще более тесно связали с эффективным использованием основных фондов, подчинив ее заместителю руководителя предприятия по оборудованию.

На предприятиях необходимо:

уточнить организационную структуру управления отделом главного энергетика (ОГЭ; пример структуры ОГЭ представлен на рис. 1);

разработать систему (матрицу) распределения ответственности и полномочий каждого сотрудника ОГЭ, отдела главного механика (ОГМ), отдела главного прибориста (ОГП) и других подразделений (табл. 1.1);

конкретизировать их функции и ответственность в отношении содержания работ, срокам их выполнения, объемов информации, получаемой от руководства предприятия, служб и отдельных подразделений.

Для выполнения работ п. 1.2.3. создается комиссия в составе:

руководитель: заместитель руководителя - главный инженер предприятия;

члены: заместитель руководителя предприятия по персоналу, главный энергетик, заместитель главного инженера по качеству и производственной безопасности, начальник отдела охраны труда и заработной платы, начальник юридического отдела, инженер по организации управления производством, главный механик.

Разработанные комиссией материалы утверждаются руководителем предприятия и вводятся в действие в виде "Регламента по функционированию энергетической службы предприятия".

После утверждения регламента руководителем предприятия уточняются обязанности и права главного энергетика (Приложение 7).

Реализация рекомендаций Системы ППР ЭО на предприятии возлагается на ОГЭ, а на предприятиях, где в силу малочисленности энергетической службы ОГЭ не создан, - на ОГМ. На ОГЭ кроме указанных выше функций возлагаются следующие задачи.  Основными задачами ОГЭ являются:

организация бесперебойного снабжения предприятия энергоресурсами требуемых параметров (электроэнергией, паром, перегретой водой, промышленной и питьевой водой, природным газом, сжатым воздухом);

организация качественной очистки промышленных и хозяйственных сточных вод;

организация надежной и безопасной работы энергетического хозяйства предприятия;

организация и контроль эксплуатации и ремонта энергетического хозяйства предприятия, а также технический надзор и методическое руководство деятельностью энергетического и технологического персонала, обслуживающего энергетическое и энерготехнологическое оборудование цехов и водооборотные циклы производств;

осуществление взаимодействия с региональными органами Федерального надзора по вопросам безопасной эксплуатации оборудования;

осуществление взаимодействия с поставщиками и потребителями энергоресурсов.

Рис. 1. Организационная структура ОГЭ (вариант)

6. Расчетная часть

.1 Расчет стоимости ОПФ

Основные фонды - это средства труда, которые участвуют в процессе производства длительное время, т.е. во многих производственных циклах, сохраняя при этом натуральную форму. Вещественно основные фонды не входят в создаваемый продукт и переносят свою стоимость на него постепенно, по частям, по мере износа.

По степени связанности с производственным процессом основные фонды делятся на производственные и непроизводственные. К производственным основным фондам относятся те, которые непосредственно участвуют в производстве материальных благ (машины, оборудование, приборы и т.п.) или создают условия для осуществления производственного процесса (производственные здания, сооружения, коммуникации и др.), либо служат для хранения и транспортировки предметов труда и готовой продукции.

Таблица 2.1 Расчет стоимости ОПФ

Чтобы обеспечить восстановление изношенных основных фондов в натуре, необходимо предварительно возместить их стоимость. Такое возмещение осуществляется в форме амортизационных отчислений.

Амортизация - это плановое постепенное перенесение стоимости основных фондов на продукты, в создании которых эти фонды принимали участие. "Амортизация" и "Износ" - понятия не тождественные, чаще они не совпадают ни по размерам, ни по времени. Амортизация начисляется в течение года равными долями, а изнашиваются основные фонды неравномерно.

Амортизационные отчисления, предназначенные для капитального ремонта, составляют целевой фонд предприятия и расходуются на капитальный ремонт и модернизацию основных фондов.

.2 Определение структуры

Ремонтный цикл - период времени с начала эксплуатации электрооборудования до первого капитального ремонта или между двумя капитальными ремонтами. Межремонтный период - период времени между двумя очередными ремонтами. Структура ремонтного цикла - перечень и последовательность выполнения ремонтов в течение одного ремонта.

Таблица 2.2 структура ремонтного цикла

6.3 Определение сложности ремонта

Под категорией сложности ремонта различных работ электрооборудования следует понимать степень сложности ремонта.

Категорию сложности ремонта (обозначают буквой R) принято выражать в условных ремонтных единицах. Принято также считать, что эталоном - агрегатом, имеющим первую категорию сложности ремонта (т.е. равную 1 р.е.), является асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором, в защищенном исполнение, с паспортной мощностью до 0,6 кВт.

Категория сложности ремонта любого другого электрооборудования определяется путем сопоставления его с эталоном - агрегатом.

Таблица 2.3 Категория сложности ремонта

.4 Затраты труда на ремонт

Таблица 2.4Трудоемкость расчетных работ

Трудоемкость ремонтных работ по видам ремонта для каждой единицы электрооборудования определяются по формулам:

Т_к=*R (2.141)

Т_Т=*R (2.142)_к=19,05*1,5=28,5 Н-ч

Т_Г=4,5*1,5-6,7 Н-ч

Где: ,- нормы времени на 1 р.е. по видам ремонта (приведены в отраслевых положения о ППР);категория сложности ремонта.

Годовую трудоемкость ремонтных работ по видам ремонта для всего предусмотренного планом - графиком ППР электрооборудования определяются по формулам:

Т_К.Г=норм - часов (2.143)

Т_К.Г=27 Н-ч

Т_Т.Г= (2.144)

Т_Т.Г=114,3 Н-ч

Годовую плановую трудоемкость по всем видам ремонта определяются по формуле:

Т_Г.пл=Т_К.Г+Т_Т.Г (2.145)

Т_Г.пл=27+114,3=141,3 Н-ч

6.5 Расчет продолжительности простоя в ремонте

Продолжительность простоя электрооборудования в ремонте является одним из важнейших показателей уровня организации ремонта на промышленном предприятии. Простой в ремонте учитывают с момента остановки электрооборудования на ремонт до момента приемки его в эксплуптпцию

Продолжительность простоя в ремонте отдельного электрического агрегата определяют по формуле:

_пр=Н_пр*R_сут (2.146)

Где Н_пр- норматив простоя на 1 р.е в зависимости от вида ремонта и числа смен работы ремонтной бригады (определяют по отраслевым Положениям о ППР)категория сложности ремонта.

Таблица 2.5 Время простояэлектрооборудования в ремонте

.6 Расчет численности ремонтного и обслуживающего персонала

Количества рабочих для выполнения ремонтных работ, предусмотренных годовым планом - графикам ППР, определяют по формуле:

Ч_рем=Т_Г.ИТ/t_ЭФ.Г*К_пчел (2.147)

Ч_рем=141,3/1860*0,025=3 чел

Где Т_Г.ИТ- итоговая годовая трудоемкость ремонтных работ (по плану - графику ППР), нормо- часов;_ЭФ.Г- эффективность годовой фонд рабочего времени одного рабочего, равный 1860 г/год

К_п- коэффициент превышения нормы , принимаемый равным 1,08-1,1

Количество рабочих для выполнения межремонтного обслуживания электрооборудования определяют по формуле:

Ч_обс=R¹+R²R³/Н_обс чел (2.148)

Ч_обс=9/7=2 чел

Где R¹+R²R³ - суммарные категории сложности ремонта электрооборудования , работающего одну, две и три смены соответственно;

Н_обс- норматив межремонтного обслуживания на одного рабочего в одну смену (определяют по отрослевым Положениям о ППР)

Общую численность рабочих ремонтного подразделения определяют

Ч_общ= Ч_рем+ Ч_обсчел (2.149)

Ч_общ=3+2=5 чел

.7 Организация производства

.7.1 Режим труда отдельного исполнителя

Режим труда отдельного исполнителя работы всегда прерывен и представляет собой регламентированный порядок чередования и соотношения времени работы и отдыха. Режимы работы работников и использования средств труда взаимосвязаны, поскольку они зависят от одних и тех же производственных факторов (сменность работы, простои и др.). Режим работы исполнителя определяется трудовым законодательством, регламентирующим использованием рабочей силы в нашей стране и определяющим продолжительность рабочей смены (рабочего дня), продолжительность межсменного отдыха, выходного дня,длительность отпусков и т.д.

При многосменной работе предприятия (цеха, участка) режим работы персонала регламентируется графиками сменности, в которых определяются чередования рабочих и выходных дней, чередование смен, начало и конец работы по сменам.

График сменности должен отвечать следующим требованиям: длительность смены должна быть равной или близкой к установленной законом продолжительности рабочего дня;

Общая сумма отработанного каждым рабочим времени должна быть в пределах месячной нормы;

Чередование работы и отдыха между сменами должно быть ритмичным и одинаковым для всех рабочих, работающих по данному графику, а выходной день должен длиться не менее 24 ;

График должен обеспечивать возможность закрепления рабочих мест за рабочими (бригадами, вахтами) во избежание обезлички.

График сменности

Рабочие А-24, Б-22, В-22, Г-22

Выходные А-6, Б-8 ,В-8, Г-8

Средние количество выходных дней

+8+8+8/4=7,5

.7.2 Баланс рабочего времени

.7.3 Расчет формы годовой оплаты труда

В практике планирования и учета различают две формы заработной платы: сдельную и повременную. При сдельной форме оплата труда производится за количество выполненной работы или изготовленной продукции, при повременной - за фактически отработанное время.

Обе формы оплаты труда применяются в сочетании с различными видами премий и прогрессивных надбавок. В результате этого каждой форме соответствует несколько систем оплаты труда.

Повременная форма заработной платы предусматривает оплату труда в зависимости от отработанного времени и уровня квалификации (тарифной ставки). Она применяется на участках , где экономически нецелесообразно детально нормировать и учитывать труд , а выработка рабочего определяется принятым технологическим режимом. По повременной форме оплачиваются ИТР и служащие, кладовщики, рабочие, занятые, в экспериментальном производстве, и др.

Повременная форма имеет две системы - простую и повременно-премиальную. При простой повременной системе оплаты заработок рабочего зависит от отработанного времени и уровня квалификации (тарифной ставки).

Инженерно-технический работник и служащий получают должностной оклад, а рабочий - тарифную ставку.

При повременно-премиальной системе, кроме оплаты за отработанное время, работнику выплачивается премия за выполнение определенных количественных и качественных показателей. Эта система создает у работников материальную заинтересованность в повышении качества работы и результатах труда.

.7.4 расчет годовой формы оплаты труда обслуживающего персонала

расчет заработной платы по тарифу

ЗП_Т=Ч.Т.С*Т_ЭФ*Ч_ИСЛруб (2.150)

ЗП_Т=38*1,142*18,28*2=158655,7 руб

Расчет премиальный

П_Р= ЗП_Т*50%/100%руб (2.151)

П_Р=158655,7*50%/100%=79329,8 руб

3 Расчет доплата за ночное время

Д_Н= ЗП_Т*2/3 руб (2.152)

Д_Н= 158655,7*2/3=105770,5 руб

Расчет доплаты за праздничные дни

Д_ПР= Ч.Т.С*Ч_ИСЛ*8*8 руб (2.153)

Д_ПР=38*2*1.142*8*8=5554,7 руб

Расчет заработная плата основная

З.П_ОСН=ЗП_Т+П_Р+Д_Н+Д_ПРруб (2.154)

З.П_ОСН=158655,7+79329,8+105770,5+5554,7=349310,7 руб

Расчет доплата за отпуск

Д_ОПТ= З.П_ОСН*28*8/1828 руб (2.155)

Д_ОПТ=349310,7*28*8/1828=42803,9 руб

Расчет полной заработной платы

ЗП_ПОЛ= З.П_ОСН*Д_ОПТ руб (2.156)

ЗП_ПОЛ=349310,7+42803,9=392144,6 руб

Расчет средней заработной платы

ЗП_ср= ЗП_ПОЛ/Ч_ИСЛ*12 руб (2.157)

ЗП_ср=392144,6/2*12=16338,1 руб

6.7.5 Расчет годового фонда оплаты труда ремонтных рабочих

расчет заработной платы по тарифу

ЗП_Т=Ч.Т.С*Т_ЭФ*Ч_ИСЛруб (2.158)

ЗП_Т=38*1,268*1860*3=268866,7руб

Расчет премиальный

П_Р= ЗП_Т*50%/100% руб (2.159)

П_Р=268866,7*50%/100%=134433,3руб

Расчет заработная плата основная

З.П_ОСН=ЗП_Т+П_Рруб (2.160)

З.П_ОСН=268866,7+134433,3=403300,1руб

Расчет доплата за отпуск

Д_ОПТ= З.П_ОСН*28*8/1828 руб (2.161)

Д_ОПТ=403300,1*28*8/1828=49419,7руб

Расчет полной заработной платы

ЗП_ПОЛ=403300,1+49419,7=452719,7руб

6 Расчет средней заработной платы

ЗП_ср= ЗП_ПОЛ/Ч_ИСЛ*12 руб (2.163)

ЗП_ср=452719,7/3*12=12575,5руб

Расчет заработная плата общая

ЗП_ОБЩ=ЗП_{ПОЛ ОБС}+ЗП_{ПОЛ РЕМ} руб (2.164)

ЗП_ОБЩ=452719,7+392144,6=844864,3 руб

.7.6 Расчет затраты на ремонт

По экономическому признаку ремонты подразделяют на две группы:

)        Текущие, включающие межремонтное обслуживание и малые ремонты, расходы по которым относят на статью цеховых расходов по содержанию и эксплуатации оборудования;

)        Капитальные , включающие средние и капитальные ремонты, расходы по которым покрывают из фонда амортизационных отчислений.

Затраты на ремонт определяют раздельно на текущий и капитальный ремонты. В состав затрат включают:

а) основную заработную плату по тарифу,

б) премии

в) районную надбавку к заработной плате

г) стоимость материалов и комлектующих изделий

д) расходы по обслуживанию производства и управлению (цеховые и общезаводские).

Основную заработную плату обслуживающих рабочих включают в состав затрат на текущий ремонт.

Основную заработную плату ремонтных рабочих включают в состав затрат на текущий и капитальный ремонты пропорционально трудоемкости ремонтных работ по этим видам ремонта ( по плану-графику ППР).

Стоимость материалов и комплектующих изделий принимают в процентном отношении от суммы основной заработной платы ремонтных рабочих:

а) на ремонт электрооборудования, кроме электрической сетей:

капитальный 220%

текущий 25%

б) на ремонт электрических сетей:

Капитальный 220%

Текущий 50%

Расходы по обслуживанию производства и управлению принимают в процентном отношении от суммы основной заработной платы ремонтных рабочих:

Цеховые 90%

Общезаводские 60%

)        Расчет стоимость материалов и комплектующих изделий на капитальный ремонт

СТ_К=ЗП_ОБЩ*110%/100% руб. (2.165)

СТ_К=844864,3*110%/100%=929350,7руб

СТ_т= ЗП_ОБЩ*25%/100%руб (2.166)

СТ_т=844864,3*25%/100%=211216,1 руб.

) Расчет на ремонт электрических сетей

СТ_К=ЗП_ОБЩ*220%/100% руб. (2.167)

СТ_К=844864,3*220%/100%=1858701,1руб

СТ_т= ЗП_ОБЩ*50%/100% руб. (2.168)

СТ_т=844864,3*50%/100%=422432,1руб

3)      Решение расходы по обслуживанию

СТ_ц=ЗП_ОБЩ*90%/100% руб. (2.169)

СТ_Ц=844864,3*90%/100%=760377,8руб

СТ_{ОБЩ ЗВ}= ЗП_ОБЩ*60%/100% руб. (2.170)

СТ_{ОБЩ ЗВ=}844864,3*60%/100%=506918,8руб

Выводы

) Стоимость основных производственных фондов 261300 руб.

) Амортизационные отчисления 38532 руб.

) Численность ремонтных рабочих 3 чел

) Численность обслуживающих 2 чел

) Средняя заработная плата средних рабочих 12575,5 руб.

) Средняя заработная плата обслуживающих 16338,1 руб.

) Стоимость материалов и комплектующих изделий

а) на капитальный ремонт 929350,7 руб.; 211216,1 руб.

б) Расчет на ремонт электрических сетей 422432,1 руб.; 1858701,1 руб.

в) Решение расходы по обслуживанию 506918,8 руб.; 760377,8 руб.

Литература

1. Ю.Г. Барыбина, Л.Е. Федорова. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Москва: Энергоатомиздат, 1991

. Методические указания по выполнению дипломного проекта для специальности 1806. Ефремов: 1998

. В.И. Дьяков. Типовые расчеты по электрооборудованию. Москва: Высшая школа, 1985

. Методические указания по выполнению курсового проекта по электроснабжению. Ефремов: 1998

. В.А. Елисеев, А.В. Шинонский. Справочник по автоматизированному электроприводу. Москва: Энергоатомиздат, 1983

. И.П. Копылов, Б.К. Копылов. Справочник по электрическим машинам. Москва: Энергоатомиздат, 1988

. В.С. Медведева. Охрана труда и противопожарная защита в химической промышленности. Москва: Химия, 1989

. Е.Н. Зимин и др. Электрооборудование промышленных предприятий и установок. Москва: Энергоиздат, 1981

. И.Л. Кочанов. Курсовое и дипломное проектирование. Москва: Агропромиздат, 1983

. Ю.Б. Айзенберг. Справочная книга по светотехнике. Москва: Энергоатомиздат, 1983

. Э.В. Морозов и др. Справочник электрика по хранению и переработке зерна. Москва: Агропромиздат, 1989

. ПУЭ. Москва: Энергоиздат, 1986