Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Обоснование внедрения установки «ГТЭ -18 УФА»



И Частотного преобразователя

Прогрессивность и экономичность проектных решений

При внедрении ГТУ

При проектировании энергетической установки выбор схемных и основных конструкторских решений был осуществлен исходя из необходимости обеспечения потребителя электрической и тепловой энергией с высокими показателями надежности при техническом ресурсе газотурбинного привода 75000 часов.

За основу принят газотурбинный цикл совместной выработки электрической и тепловой энергии. Тепло газов, покидающее тепловую турбину, используется в теплоутилизаторе для нагрева воды от 70 до 150 °С. Температура выхлопных газов в теплоутилизаторе снижается до уровня 95 °С, исключающего образование серной кислоты. Нагретая до 150 °С вода может использоваться на технологические и коммунальные нужды.

Установка газотурбинная энергетическая ГТЭ-18 "Уфа" разработана на базе авиационного двигателя АЛ-31СТЭ. Выбор этого двигателя в качестве базового обусловлен тем обстоятельством, что он имеет приемлемый уровень термодинамических параметров, освоено его серийное производство, налажено сервисное обслуживание, выпуск запасных частей и ремонт. Двигатель является самым надёжным авиационным двигателем в мире со средней наработкой на отказ 1488 час. при норме 315 час., наработка на отказ в полёте 20832 час. Кроме того, в эксплуатации находится большое количество указанных двигателей со значительным остаточным ресурсом и они могут быть с минимальными затратами конвертированы в газогенераторы газотурбинного привода ГТУ.

При проектировании ГТЭ-18 "Уфа" параметры газогенератора были оптимизированы применительно к условиям его работы в составе ГПТ.

В конструкции применена камера сгорания, специально спроектированная для работы на природном газе. Применение природного газа значительно улучшает технико-экономические и экологические показатели установки.

Силовая турбина, имеющая газовую связь с газогенератором и обеспечивающая привод турбогенератора по безредукторной схеме, созданная на основе принятых в авиационной промышленности современных методов проектирования и технологии изготовления. Такое решение позволило значительно упростить конструкцию и повысить её надёжность.

При работе привода в составе энергетической установки ГТЭ-18 "Уфа" в нормальных по ГОСТ 20440-75 условиях обеспечивается выработка электрической энергии мощностью 18 МВт и тепла в количестве 21 Гкал/час. Общий коэффициент полезного действия установки достигает не менее ηΣ=85%, что соответствует современному уровню при совместной выработке электрической и тепловой энергии на основе ГТУ.

2.1.1 Описание работы тепловых сетей от КЦ №3

Котельный цех и тепловые сети работают по температурному графику 150-70 ˚С. Это обеспечивают четыре водогрейных котла типа КВГМ-100 номинальной производительностью по 100 Гкал/ч , шесть сетевых насосов , из них четыре типа Д1250х125а (два резервных), два 1Д-1250х125а (резервных). Два подпиточных насоса типа К-160/30-УЛХ4, два рециркуляционных насоса типа СЭ 800-55-11.

Согласно режимной карте работы тепловых сетей подключенная нагрузка составила 250,9 Гкал/ч. Располагаемая мощность котельного цеха с учетом собственных нужд составляет 400 Гкал/ч.

В течение отопительного сезона, состоящего из трех периодов (осеннего, зимнего и весеннего) , а также в летний период (период горячего водоснабжения) , диспетчер тепловых сетей задает режим работы котельного цеха:

-по давлению в прямом трубопроводе;

-по давлению в обратном трубопроводе;

-по температуре в прямом трубопроводе.

Во время зимнего периода отопительного сезона осуществляется центральное качественное регулирование отпуска тепла.

Теплоисточник поддерживает на коллекторах:

-температуру прямой сетевой воды – 75-145 ˚С;

-давление прямой сетевой воды - 6,0-7,5 ати;

-давление обратной сетевой воды - 1,5-3,0 ати.

Во время осеннего и весеннего периодов отопительного сезона осуществляется центральное качественно-количественное регулирование отпуска тепла.

Теплоисточник поддерживает на коллекторах:

-температуру прямой сетевой воды – 75-80 ˚С;

- давление прямой сетевой воды - 5,0-7,0 ати;

-давление обратной сетевой воды - 1,5-3,0 ати.

В летний период режим работы теплоисточника зависит от собранной схемы (с учетом текущих и капитальных ремонтов) схемы работы тепловых сетей.

Теплоисточник поддерживает на коллекторах:

-температуру прямой сетевой воды – 70-75 ˚С;

-давление прямой сетевой воды - 5,0-6,0 ати;

-давление обратной сетевой воды - 1,5-3,0 ати.

Нормативное количество подпиточной воды составляет – 150 т/ч. Подпитывающие устройства обеспечивают подачу деаэрированной химически-очищенной воды с расходом 160 т/ч., а в аварийных случаях дополнительно химически-очищенной водой из двух баков-аккумуляторов емкостью по 400 м3 с расходом 70 т/ч в течение 9 часов, и необработанной водой в количестве 150 т/ч из технического водопровода.

При нарушениях гидравлического режима и в аварийных ситуациях, связанных с сокращением производительности источника тепла, для обеспечения жизнеспособности систем отопления диспетчер тепловых сетей через соответствующие службы города дает указание об отключении нагрузки горячего водоснабжения.

Все оперативные вопросы по работе котельного цеха и тепловых сетей решаются в соответствии с Положением №28Д «О взаимоотношениях оперативного персонала Тепловых сетей с оперативным персоналом Центральной диспетчерской службой, филиала АО «Башкирэнерго» Теплоцентраль в части эксплуатации теплофикационных установок, трубопроводов воды, пара и конденсата».

2.1.2 Обоснование внедрения «ГТЭ – 18 Уфа»

При небольших капитальных затратах обеспечиваются:

-экономичность (высокие параметры термодинамического цикла, экономию топлива при пусках и остановах за счет большей маневренности);

-возможность получения хороших экологических показателей (беззольное и практически бессернистое газообразное и жидкое топлива);

-перспективу перехода к схеме с подводом выхлопных газов газотурбинного привода к водогрейным и паровым котлам по схеме с дожиганием, а в последствии – к более эффективным парогазовым энергетическим установкам.

Существующее в котельном цехе №3 оборудование полностью обеспечивает потребности микрорайона «Сипайлово» г. Уфы в тепловой энергии, но согласно плану перспективного развития ожидается расширение по строительству жилищно-коммунального сектора, развитие инфраструктуры, расширение мощностей промышленных предприятий, появление новых, вследствие этого потребности в тепловой энергии увеличатся. Установка ГТУ покроет увеличение нагрузок полностью.

В летний период, когда требуется лишь горячее водоснабжение, работает один из четырех водогрейных котлов на одну треть своей номинальной мощности, что ухудшает технико-экономические показатели работы котельного цеха. Также возникает проблема с текущим и капитальным ремонтом уже имеющегося оборудования в котельном цехе, когда удобнее проводить запланированные работы вблизи неработающего оборудования. Поэтому установка ГТУ разрешит данные проблемы, как и со снабжением тепловой энергией в летний период, так и с ремонтной кампанией в старом корпусе, так как будет смонтирована в отдельно стоящем новом корпусе.

Также ГТУ будет являться резервным источником электрической энергии для покрытия собственных нужд котельного цеха №3 в случае возникновения аварийной ситуации, что позволит увеличить надежность в бесперебойной работе оборудования в отопительный период.

2.1.3 Общие положения

Газотурбинная энергетическая установка «ГТЭ-18 Уфа» предназначена для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии:

- электрическая мощность 18 МВт;

- тепловая мощность 21 Гкал/ч (в зависимости от температуры наружного воздуха).

Энергоустановка разработана и изготовлена предприятием ФГУП НПП «Мотор» и ОАО «Башкирэнерго» в варианте реконструкции и наращивания мощности теплоотопительных станций и будет смонтирована в котельном цехе №3 Теплоцентрали г. Уфы.

Вырабатываемая установкой электрическая и тепловая энергии отдаются во внешнюю сеть 10,5/6,3 кВ и тепловую сеть соответственно.

2.1.4 Описание газотурбинной установки (ГТЭ-18)

Газотурбинная установка представляет собой автономный, управляемый комплекс в блочно-модульном исполнении, подготовленный в заводских условиях к монтажу и эксплуатации.

В качестве базы применен серийный авиационный двигатель типа АЛ-31СТЭ, обладающий высокой эксплуатационной надежностью. Относительно простая конструкция двигателя с небольшим числом ступеней компрессора (8 ступеней) и турбины (2 ст.) обеспечивает малые габариты привода и низкую его стоимость.

Конструкция роторов базового двигателя практически сохранена, рабочие лопатки компрессора, турбины двигателя и силовой турбины использованы готовые, т.е. проектирование, освоение производства и доводочные испытания новых рабочих лопаток не потребовалось.

Умеренная степень повышения давления в компрессоре и невысокий уровень температур перед турбиной позволяют снизить влияние абразивного износа лопаток последних степеней компрессора и упрощают решение вопроса по снижению вредных выбросов (NOх) с выхлопной струёй. При этом общий КПД установки с учётом теплоутилизации находится на уровне ~85%.

Умеренная степень сжатия Пк* позволяет установке работать на базовом режиме при давлении топливного газа на входе 8,5…11 кг/см2 без газодожимного процессора, что также упрощает конструкцию установки и снижает её стоимость.

Пуск ГТУ из «холодного» резерва с включением в сеть не превышает 25 минут (включая режим вентиляции), а из «горячего» резерва с выходом на базовый режим загрузки – не более 10 минут, что на порядок меньше времени пуска традиционных котлов; время замены газотурбинного привода на превышает 14 часов.

Монтаж блоков и модулей заводской готовности и пуско-наладочные работы по установке в целом выполняются за 4 месяца.

По сравнению с паровыми энергоблоками металлоёмкость и численность обслуживающего персонала значительно ниже, при этом уменьшаются площади размещения оборудования и стоимость строительства.

Газотурбинная установка может работать в базовом режиме (экономично) и в полупиковом и пиковом режимах.

2.1.4.1 Состав газотурбинной установки ГТЭ –18

1) турбоблок с установленным газотурбинным приводом ГТП-18 (в состав ГТП входят: газогенератор на базе авиационного двигателя типа АЛ-31СТЭ; силовая турбина (СТ); электрическая- топливная- масляная система и система автоматического управления, - в соответствии с техническим заданием на ГТП-18);

2) воздхозаборная система с воздушными фильтрами и шумоглушителем;

3) противообледенительная система;

4) газоотводящая система;

5) блок утилизатора тепла;

6 ) шахта выхлопа;

7) блок охладителей (водомасляные теплообменники для охлаждения масла системы смазки электрогенератора);

8) блок вспомогательного оборудования (включает в себя агрегаты маслосистемы электрогенератора, агрегаты системы охлаждения, агрегаты системы запуска);

9) блок стендового оборудования (агрегаты системы смазки и водомасляные теплообменники ГТП);

10) топливная система станции и блок системы подготовки топлива;

11) блок электрогенератора;

12) система смазки электрогенератора;

13) система промывки и консервации ГТП;

14) противопожарная система;

15) автоматизированная система управления.

ГТЭ-18 размещается в отдельном помещении КЦ №3 ТЦ г. Уфы и снабжается необходимыми площадками обслуживания, лестницами, ограждениями, опорными конструкциями в соответствии с проектом.

Для обеспечения функционирования ГТП-18 используются существующие в КЦ 3, модернизируемые и вновь создаваемые системы:

1) топливное хозяйство;

2) система водоснабжения;

3) электрическая часть:

- устройства для приёма и передачи энергии от электрогенератора,

- электрическое освещение помещения,

- подвод электропитания для собственных нужд;

4) тепловая часть:

- система передачи тепловой энергии,

- обогрев помещения;

5) система подачи водопенной жидкости для тушения пожара;

6) система хранения, фильтрации, закачки, слива и восстановления смазочных масел;

7) помещение для хранения компонентов жидкости для промывки газовоздушного тракта ГТП, ёмкости и приспособления для её приготовления, заправки, хранения и утилизации;

8) канализация.

2.1.4.2 Турбоблок

Турбоблок представляет собой сборный контейнер со стенками из звукопоглощающих и звукоизолирующих щитов со съёмными крышкой и задней стенкой для монтажа газотурбинного привода ГТП-18.

Система вентиляции и охлаждения турбоблока организована путём дополнительного просасывания 1,5 кг/с атмосферного воздуха, проводимого снизу от задней стенки турбоблока во входное устройство ГТП. Воздухозаборник системы вентиляции, располагаемый в районе основного воздухозабора, должен иметь защитную сетку, вентилятор подачи воздуха на режимах останова ГТП, противопожарную заслонку, управляемую дистанционно и вручную.

Конструкцией турбоблока должна быть обеспечена возможность перепуска газа, отбираемого перед силовой турбиной, в атмосферу через заслонки на запуске и останове ГТП.

2.1.4.3 Воздухозаборная система

Воздухозаборная система обеспечивает очистку поступающего воздуха до остаточной среднегодовой запылённости на более 0,3 мг/м3. Концентрация пыли с размерами более 20 мкм должна быть не выше 0,03 мг/м3. Допускается кратковременная концентрация пыли до 5 мг/м3 с частицами более 30 мкм (не более 100 ч/год).

Система шумоглушения, установленная в воздухозаборной системе, снижает уровень шума до значений, соответствующих требованиям ГОСТ 121003-83 и действующим санитарным нормам.

Гидравлическое сопротивление воздухозаборной системы при расходе воздуха 50,5 нм3/с, соответствующем максимальной мощности на валу силовой турбины и температуре воздуха +15ºС, не должно превышать 100 мм вод.ст.

Воздухозаборная система включает внешний воздухозаборник, воздуховод и приёмный бокс. Шумоглушение и подогрев воздуха выполняются во внешнем воздухозаборнике и воздуховоде. Приёмный бокс, расположенный на стыке воздухозаборника ГТП и воздуховода, имеет внешнюю звукоизоляцию. Очистка воздуха на первом этапе не выполняется.

Конструкция внешнего воздухозаборника выдерживает порывы ветра до 45 м/с.

Заделка воздухопровода в капитальную стену обеспечивает минимальную передачу вибрации на здание.

В конструкции воздуховода предусмотреть противопожарную заслонку, управляемую дистанционно и вручную.

2.1.4.4 Противообледенительная система

Внешний воздухозаборник оборудован противообледенительной системой для предотвращения обледенения.

Противообледенительная система автоматически включается при снижении температуры окружающего воздуха ниже +8 ºС и выключаться при повышении температуры воздуха выше +12 ºС.

Обогрев внешнего воздухозаборника осуществляется горячим газом, отбираемым из-за теплоутилизатора. Подвод горячего газа (tг ≤ 250 ºС) осуществляется перед шумоглушителем и фильтрами. На первом этапе требование не предъявляется.

Для сохранения показателей энергоустановки при низких температурах наружного воздуха прорабатывается регулируемый перепуск горячего газа из-за теплоутилизатора на вход в газотурбинный привод (используя противообледенительную систему) через трубу диаметром 1000 мм (t·Г до 250 ºС) – для последующих этапов.

2.1.4.5 Газоотводящая система

Газоотводящая система обеспечивает подвод выхлопного газа к утилизатору тепла 034.006100, имеет тепло- и звукоизоляцию. В последующем предусматривается возможность подачи выхлопного газа к водогрейным и паровым котлам по схеме с дожиганием.

Материал газоотводящей системы выдерживает температуры газа до 550ºС.

Заделка газовода в капитальную стену обеспечивает минимальную передачу вибрации на здание.

2.1.4.6 Блок утилизатора тепла

Используется имеющийся в НПП «Мотор» утилизатор тепла (УТ) 034.006100 на базе теплообменников Ухтинского ЭМЗ.

Блок утилизатора тепла устанавливается на отдельном фундаменте рядом со старым зданием КЦ №3.

Утилизатор тепла включает в себя:

- два последовательно расположенных теплообменника,каждый из которых включает 4 параллельно соединённых модуля (серийных трубных пучка типа 34.0050.00.000. Ухтинского ЭМЗ);

- систему перепуска газа (байпас);

- дистанционную и ручную систему управления и регулирования перепуском газа;

- систему регулирования расхода воды (станционная система).

Направление движения газа в утилизаторе тепла – горизонтальное.

Номинальная тепловая мощность утилизатора тепла при подогреве воды 200 т/час от 70 ºС до 140 ºС – 24 МВт.

Максимальная температура, ºС:

- воды на выходе из утилизатора тепла 150;

- газа на входе в утилизатор тепла 530;

- газа на выходе из утилизатора тепла 150.

Аэродинамическое сопротивление утилизатора тепла, мм H2O:

- в рабочем режиме ΔРгаза, не более 200;

- в байпасном режиме ΔРгаза, не более 100.

Гидравлическое сопротивление, ΔРводы кгс/см2, не более 2.

Габаритные размеры теплообменника (для отвода газа в горизонтальном направлении), мм:

- длина 975;

- ширина 2240;

- высота 6468.

Масса, кг, не более:

- теплообменника 4660;

- утилизатора тепла 15000.

В дальнейшем предусматривается применение УТ повышенной эффективности, обеспечивающего снижение температуры выхлопного газа на номинальном режиме до 110 ºС, разрабатываемого по отдельному техническому заданию.

2.1.4.7 Блок охладителей

Блок охладителей предназначен ля охлаждения масла системы смазки электрогенератора. Охладители представляют собой водомасляные теплообменники.

Теплообменник системы смазки электрогенератора устанавливается за нагнетающим масляным насосом.

Рабочие среды:

- охлаждаемая – масло турбинное Т22и Т20 по ГОСТ 32-74, Тп-22 по ГОСТ 9972-74;

- охлаждающая – вода пресная техническая.

Температура масла, ºС, не более:

- на входе в теплообменник 65;

- на выходе их теплообменника 40…45.

Температура воды на входе в теплообменник не более 33 ºС.

Давление масла на входе в электрогенератор 0,25…0,5 кгс/см2 (ати).

Давление вода на входе в теплообменник не более 3 кгс/см2.

 

Рисунок 2.1 Схема включения утилизатора тепла

 

Прокачка масла через теплообменник не менее 58 л/мин.

Прокачка воды через теплообменник 200…250 л/мин. при давлении 2,5…3 кгс/см2.

2.1.4.7 Блок охладителей

Блок охладителей предназначен ля охлаждения масла системы смазки электрогенератора. Охладители представляют собой водомасляные теплообТеплообменник системы смазки электрогенератора устанавливается за нагнетающим масляным насосом.

Рабочие среды:

- охлаждаемая – масло турбинное Т22и Т20 по ГОСТ 32-74, Тп-22 по ГОСТ 9972-74;

- охлаждающая – вода пресная техническая.

Температура масла, ºС, не более:

- на входе в теплообменник 65;

- на выходе их теплообменника 40…45.

Температура воды на входе в теплообменник не более 33 ºС.

Давление масла на входе в электрогенератор 0,25…0,5 кгс/см2 (ати).

Давление вода на входе в теплообменник не более 3 кгс/см2.

Прокачка масла через теплообменник не менее 58 л/мин.

Прокачка воды через теплообменник 200…250 л/мин. при давлении 2,5…3 кгс/см2.

Вода в теплообменник поступает от станционной системы водоснабжения.

Температура масла регулируется изменением подачи охлаждающей воды.

2.1.4.8 Блок вспомогательного оборудования

Блок вспомогательного оборудования включает в себя агрегаты маслосистемы электрогенератора, агрегаты системы охлаждения электрогенератора, агрегаты системы запуска.

Агрегаты маслосистемы электрогенератора:

- нагнетающий масляный насос, обеспечивающий при давлении 0,25…0,5 кгс/см2 производительность не менее 58 л/мин.;

- электродвигатель привода масляного насоса турбогенератора;

- маслобак ёмкостью не менее 150 л;

- блок масляных фильтров.

Агрегаты системы охлаждения электрогенератора:

- подача охлаждающей воды с расходом 1800…2000 л/мин. при давлении 2,5…3,0 кгс/см2 в водомасляные теплообменники газотурбинного привода и электрогенератора и в водо-воздушный теплообменник электрогенератора осуществляется из станционной системы водоснабжения.

- агрегаты системы охлаждения должны обеспечивать управление подачей воды и контроль параметров системы при пуске, работе, останове и проведении регламентных работ.

Агрегаты системы запуска:

- источники тока, эквивалентные аэродромным, обеспечивающие при холодной прокрутке П1 ХП =14,5%. На первом этапе используются источники тока, предоставляемые НПП «Мотор».

2.1.4.9 Топливная система станции и блок подготовки топлива

Основное топливо для ГТП – природный газ по ГОСТ 5542-87, подготовленный по ГОСТ 29328-92. Резервное топливо – дизельное.

Топливная система при работе на жидком топливе включает в себя топливную ёмкость объёмом не менее 50 м3, трубопроводы от ёмкости к блоку подготовки топлива, подкачивающий насос производительностью до 5000 кг/ч при давлении на выходе 1…4 кгс/см2. Насос приводится в действие электродвигателем.

На начальной стадии работы допускается работа от топливозаправщика.

Топливная система при работе на газообразном топливе обеспечивает подвод газа от сети к блоку подготовки топлива.

В блоке подготовки топлива установлены агрегаты систем подготовки жидкого и газообразного топлива.

Основные агрегаты системы подготовки жидкого топлива:

- топливные фильтры с тонкостью фильтрации не более 70 мкм и 5 мкм. Система подвода топлива от топливохранилища должна быть предъявлена на чистоту не хуже 8 класса;

- подкачивающий насос типа СЦЛ. Питание и управление СЦЛ из машинного зала топливохранилища;

- перекрывной кран и отсечной клапан.

Основные агрегаты системы подготовки газообразного топлива:

- к системе топливопитания ГТП подводится сетевой газ давлением не менее 6 кгс/см2. Расход газа до 5500 нм3/ч;

- подогреватель топлива. Обеспечивается температура газа на входе в газотурбинный агрегат, не менее 5 ºС;

- топливный фильтр с тонкостью фильтрации 10 мкм;

- перекрывной кран и отсечной клапан;

- система продувки топливопровода;

- подготовка газа должна обеспечивать отсутствие жидкой фракции в агрегатах топливной и пусковой систем ГТЭ;

2.1.4.10 Электроснабжение собственных нужд

Электроснабжение собственных нужд ГТЭ-18 осуществляют от независимых взаимно резервирующих источников с устройством АВР.

К потребителям собственных нужд относятся: вентиляционные системы, маслонасосы, компрессора, сборка панелей защит, сборка РТ30, аэродромный стационарный генератор, насосная станция пожаротушения

Проектом предусмотрено напряжение 0,4 кВ переменного тока.

Напряжение стационарной сети штепсельных розеток для переносных ручных ламп-12 В переменного тока осуществляется от сети 12 В, питание инструмента на 36В соответственно от сети 36 В.

Питание потребителей насосной станции пожаротушения осуществлено от РУСН-0,4 кВ.

Электроснабжение силовых распределительных сборок типа РТ30, сборки №3АВР и сборки МС-2АВР осуществляется от РУСН-0,4 кВ двумя взаимно резервируемыми кабельными линиями каждая.

В качестве пусковой аппаратуры принимаются ящики управления с магнитными пускателями или автоматическими выключателями.

Таблица 2.4 мощности, потребляемые на собственные нужды ГТУ.

 

Наименование потребителя Общая установленная мощность, кВт Расчетная мощность, кВт PH, кВт QM, квар SM, кВА Часы использования Электропотребление тыс. кВт*ч
Вентиляторы(М1-М6) 74,0 37,0 37,0 7,4 38,8 320,42
Маслонасосы(мн1,мн3,мн4, м7) 7,7 4,4 4,4 3,3 5,5 38,104
Аэродр. стац. Генератор 7,5 7,5 7,5 64,95
Электро- Задвижки 11,0 8,8 8,8 6,6   0,009
Панели защит.стойки 26,0 18,0 - 155,88
Выпрямитель ВАС 14,0 12,6 12,6   104,77
Компрессоры 11,0 11,0 5,5 4,1 14,8 95,26
Насосы пожаротушения 44,00 22,0     6,8    
ИТОГО: 195,2 121,3 99,3 85,4 177,9   779,4

Прокладка кабелей 0,4 кВ от РУСН-0,4 кВ к вспомогательному оборудованию ГТЭ-18 по существующим кабельным конструкциям, в кабельных каналах, в стальных трубах в подготовке пола.

Технологическое и электрическое оборудование ГТЭ предусматривается монтажом новых сетей электроосвещения.

Заземление электрооборудования осуществляется путем соединеия между собой всех закладных швеллеров, обрамления кабельных каналов стальной полосой 30·4 с последующим присоединением к контуру заземления ГТЭ-18.

Для заземления вновь устанавливаемого электрооборудования, технологического оборудования используются существующие магистрали заземления

главного корпуса и ГРУ-6кВ.

Молниезащита монтируется в пределах нового корпуса.

 

 




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.