Организация и выполнение работ по эксплуатации и ремонту электроустановок отчет учебной практики. отчет11. Прежнее значение в системе электроснабжения Москвы. Отпала необходимость иметь на
 Скачать 2.68 Mb.
|
|
Вибрационное состояние турбогенератора является одним из основных параметров, который отвечает за безопасность и надежность во время эксплуатации. Она может быть вызвана в ряду механических причин, обусловленных неуравновешенностью вращающихся узлов турбогенератора, нарушением конструкции подшипников, несимметричностью воздушных зазоров, замыканием витков в обмотках роторе, нарушением изоляции обмоток и т.п. Допускается длительная работа турбогенератора при несимметричной мощности, когда обратный ток не больше восьми процентов от номинальной величины тока самого статора. При этом токи в фазах обязаны быть больше номинальных величин. Продолжительная эксплуатация турбогенераторов обеспечивается и в том случае, если в этом случае они включаются при помощи метода «точной синхронизации». При аварийном режиме устройство включать можно, но ток статора обязан быть не больше тройного номинального значения. Допустимая температура охлаждающего водорода составляет 40°С. Снижать ее менее 20 градусов нельзя. Если его температура растет, то следует снизить номинальную нагрузку генератора. Все значения уменьшения мощности имеются в инструкции по работе таких устройств. Возможна работа данного устройства и при входном напряжении, не превышающего 110 процентов от номинального значения. Для нормальной и бесперебойной работы турбогенератора, температура охлаждающей жидкости, находящейся в газоохладителе, должна быть 33 градуса. Минимальное ее значение составляет 15°С. Котлоагрегат - комплекс устройств для получения под давлением пара или горячей воды за счет сжигания топлива Котлоагрегат (котельный агрегат) - это конструктивно объединенный в единое целое комплекс устройств для получения пара под давлением или горячей воды за счет сжигания топлива. На рис. 35 представлена внешний вид котлоагрегата. Главной частью котлоагрегата являются топочная камера и газоходы, в которых размещены поверхности нагрева, воспринимающие тепло продуктов сгорания топлива (пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель). Элементы котлоагрегата опираются на каркас и защищены от потерь тепла обмуровкой и изоляцией. Котлоагрегаты применяются: на тепловых электростанциях (ТЭС) - для снабжения паром турбин; в промышленных и отопительных котельных - для выработки пара и горячей воды на технологические и отопительные нужды; в судовых котельных установках.  Рисунок 35 – Внешний вид котлоагрегата Конструкция котлоагрегата зависит от его назначения, вида применяемого топлива и способа сжигания, единичной паропроизводительности, а также от давления и температуры вырабатываемого пара. В топочной камере котлоагрегата происходят сгорание топлива и частичное охлаждение продуктов сгорания в результате лучистого теплообмена между нагретыми газами и покрывающими стены топочной камеры трубами, по которым циркулирует охлаждающая их среда (вода или пар). Система этих труб называется топочными экранами. На выходе из топки газы имеют температуру порядка 1000°С. Для дальнейшего охлаждения газов на их пути устанавливают трубчатые поверхности нагрева (пароперегреватели), выполняемые обычно в виде ширм - трубчатых змеевиков, собранных в плоские пакеты. Теплообмен в ширмовых поверхностях осуществляется излучением и конвекцией, поэтому часто такие поверхности называют полурадиационными. Пройдя ширмовый пароперегреватель, газы с температурой 800-900°С поступают в конвективные пароперегреватели высокого и низкого давления, представляющие собой пакеты труб. Теплообмен в этих и последующих поверхностях нагрева осуществляется в основном конвекцией, и они называются конвективными. После пароперегревателя на пути газов, имеющих температуру 600-700°С, устанавливается водяной экономайзер, а далее воздухоподогреватель, в котором газы (в зависимости от вида сжигаемого топлива) охлаждаются до 130-170°С. Дальнейшему снижению температуры уходящих из котлоагрегата газов путем полезного использования их тепла для нагрева рабочей среды препятствует конденсация на поверхностях нагрева паров воды и серной кислоты, образующейся при сжигании сернистых топлив, что приводит к интенсивному загрязнению поверхностей нагрева золовыми частицами и к коррозии металла. Охлажденные газы, пройдя устройства очистки от золы и, в некоторых случаях, от серы, выбрасываются дымовой трубой в атмосферу. Твердые продукты сгорания топлива, уловленные в котлоагрегате, периодически или непрерывно удаляются через системы золоудаления и шлакоудаления. Для поддержания поверхностей нагрева в чистоте предусматривается комплекс периодически включаемых обдувочных и обмывочных аппаратов, вибраторов и дробеочистительных устройств. По характеру движения рабочей среды котлоагрегаты бывают: с многократной естественной циркуляцией, с принудительной циркуляцией, прямоточные. В котлоагрегатах с многократной циркуляцией рабочая среда непрерывно движется по замкнутому контуру (состоящему из обогреваемых и необогреваемых труб, соединенных между собой промежуточными камерами - коллекторами и барабанами), частично испаряясь в обогреваемой части контура. Образовавшийся пар отделяется от воды в барабане, а испаренная часть котловой воды возмещается питательной водой, подаваемой питательным насосом в водяной экономайзер и далее в барабан. Движение рабочей среды по циркуляционному контуру в котлоагрегатах с естественной циркуляцией осуществляется вследствие разности плотностей пароводяной смеси в обогреваемой (подъемной) части контура и воды в необогреваемой или слабо обогреваемой (опускной) его части. В котлоагрегатах с принудительной циркуляцией рабочая среда по контуру перемещается под действием циркуляционного насоса. Непрерывное упаривание котловой воды в котлоагрегатах с многократной естественной или принудительной циркуляцией приводит к возрастанию концентрации растворенных и взвешенных в ней примесей (солей, окислов, гидратов окислов), которые могут, отлагаясь на внутренней поверхности обогреваемых труб, ухудшать условия их охлаждения и стать причиной перегрева металла и аварийной остановки котлоагрегата из-за разрыва труб. Чрезмерное повышение концентрации примесей в котловой воде недопустимо из-за уноса их паром из барабана с капельками воды или в виде парового раствора в пароперегреватель, а также в турбину, где примеси оседают на лопатках турбомашины, уменьшая ее кпд. С целью недопущения возрастания концентрации примесей в котловой воде производятся непрерывные и периодические продувки котла. Предельно допустимая концентрация примесей определяется конструкцией и параметрами котлоагрегата, составом питательной воды и тепловыми напряжениями экранных поверхностей нагрева. В прямоточном котлоагрегате нагрев, испарение воды и перегрев пара осуществляются за один проход среды по тракту. При такой организации процесса генерации пара примеси, содержащиеся в питательной воде, не могут быть выведены из котлоагрегата продувкой части котловой воды, как это имеет место в котлоагрегате с естественной или принудительной многократной циркуляцией. В прямоточном котлоагрегате часть примесей осаждается на внутреннюю поверхности труб, а часть (вместе с паром) поступает в турбину, где отлагается на лопатках. Поэтому к питательной воде прямоточных котлоагрегатов предъявляются более жесткие требования в отношении ее качества. Вода, поступающая в такие котлоагрегаты, предварительно обрабатывается в системе водоподготовки. В энергетических установках для повышения экономичности используются схемы с вторичным (промежуточным) перегревом: пар после срабатывания части его тепловой энергии в турбине возвращается в котлоагрегат, подвергается дополнительному перегреву в пароперегревателе низкого давления и опять направляется в турбину. Температура вторично перегретого пара обычно принимается такой же, как первично перегретого или близкой к ней. Для поддержания температуры первичного и вторичного перегрева пара на требуемом уровне котлоагрегата снабжен регулирующими устройствами в виде смесительных и поверхностных теплообменников, систем рециркуляции части охлажденных дымовых газов в топочную камеру, приспособлениями для изменения угла наклона горелок. Текущий ремонт трансформатора мощностью 10000 – 63000 кВ·А 1. Состав исполнителей Электромеханик – 1 Электромонтер тяговой подстанции 4 разряда – 1 Электромонтер тяговой подстанции 3 разряда – 1 2. Условия выполнения работ Работа выполняется: 2.1. Со снятием напряжения 2.2. По наряду 3. Защитные средства, приборы, инструмент, приспособления и материалы: Каски защитные, пояс предохранительный, лестница, заземления, закоротки, диэлектрические перчатки, мегомметр на напряжение 1000 и 2500 В, секундомер, термометр, уровень, насос с манометром и шлангом, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертки, скребок, кисточки, емкость для слива осадка, емкости стеклянные с притертой пробкой для отбора проб масла, силикагель индикаторный, силикагель, трансформаторное масло, смазка ЦИАТИМ, уайт-спирит, влаго-маслостойкий лак или эмаль, запасные маслоуказательные стекла, резиновые прокладки, обтирочный материал, ветошь. 4. Подготовительные работы и допуск к работе: 4.1. Накануне выполнения работ подать заявку на вывод в ремонт трансформатора. 4.2. Проверить исправность и сроки годности защитных средств, приборов, подготовить инструмент, монтажные приспособления и материалы. 4.3. После выписки наряда производителю работ получить инструктаж у лица, выдавшего наряд. 4.4. Оперативному персоналу выполнить подготовку рабочего места. Производителю работ проверить выполнение технических мероприятий по подготовке рабочего места. 4.5. Произвести допуск бригады к работе. 4.6. Производителю работ провести инструктаж членам бригады и четко распределить обязанности между ними. 5. Схема последовательного технологического процесса. 5.1. Внешний осмотр трансформатора. Осмотреть состояние фундамента, убедиться в отсутствии трещин, просадок, смещения колес на рельсах, недопустимого наклона трансформатора. Подтянуть болтовое крепление заземления, проверить надежность его сварных соединений. Проверить исправность и надежность крепления стационарных лестниц для подъема на трансформатор, крепление навесного оборудования (радиаторов, проводов, шкафов и другого), при необходимости подтянуть болты. Провести осмотр с выявлением механических повреждений и мест течи масла. Обратить внимание на показания манометров герметических вводов. Давление должно соответствовать указанному в заводских инструкциях. Записать показания термосигнализаторов и указателей уровня масла в баках расширителя, температуру окружающего воздуха. 5.2. Слив осадков, шлама и влаги из расширителя и термосифонного фильтра. Открыть спускной кран расширителя, слить грязный осадок. Закрыть краны верхнего и нижнего патрубков термосифонного фильтра, открыть сливную пробку и слить осадок. Если осадок не сливается, приоткрыть верхнюю пробку для спуска воздуха. 5.3. Проверка маслоуказательных устройств. Проверить уплотнения и целостность маслоуказательной стеклянной трубки расширителя. Протереть стекло. Восстановить контрольные отметки уровня масла на расширителе, заменить при необходимости резиновые прокладки. Проверить показания стрелочных указателей уровня масла на соответствие фактическому уровню масла. 5.4. Протирка и проверка состояния трансформатора и арматуры с устранением неисправностей. Чистка изоляторов трансформатора. Удалить грязь и протереть крышку, бак, радиаторы и расширитель трансформатора. Изоляторы протереть салфеткой, смоченной в уайт-спирите, а затем сухой салфеткой. Пыль и грязь с фланцев удалить скребком и ветошью. На поверхности изоляторов не должно быть пыли, грязи, следов разрядов, трещин и сколов фарфора и течи масла. Допускается оставлять в работе изоляторы с дефектами: скол ребра не более 60 мм по окружности и 5 мм в глубину. Скол юбки не более 3 см2 и царапины длиной не более 25 мм и глубиной 0,5 мм. На все сколы и царапины временно остающихся в эксплуатации изоляторов нанести защитное покрытие эмалью № 1201 или влаго-маслостойким лаком. Проверить исправность термопатрона (термодатчика) и отсутствие перегибов капилляра, идущего от него к термометрическому сигнализатору. Исправность термометрического сигнализатора определить по показаниям термометра. Проверить все резиновые уплотнения на соединениях трубопроводов радиаторов, расширителей, фильтров, под изоляторами. Проверить отсутствие течи масла из заглушенных отверстий на головках маслонаполненных вводов (рис. 2.2.1), уровень масла в них (при температуре 15-20 0С он должен составлять 2/3 высоты стекла). Проверить целостность стеклянной мембраны предохранительной трубы (при необходимости заменить) или исправность выхлопного клапана в соответствии с заводской инструкцией. Проверить состояние спускного крана и нижних пробок радиаторов, при необходимости заменить набивку. 5.5. Проверка сопротивления изоляции обмоток. Закоротить и заземлить все обмотки трансформатора. Отсоединить поочередно шины с низкой и высокой стороны трансформатора и закрепить их от выводов на расстоянии достаточном для испытания изоляции обмоток. Испытуемая обмотка непосредственно перед началом измерений должна быть заземлена на время не менее 2 минут. Подключить провод «Л» мегаомметра на напряжение 2500 В к испытуемой обмотке, а провод «З» к баку трансформатора. Снять заземление с испытуемой обмотки, подать напряжение на эту обмотку и включить секундомер в момент начала подачи напряжения. Отсчитать по шкале мегаомметра сопротивление изоляции через 15 и 60 с (R15 и R60). Испытанную обмотку заземлить и закоротить на время не менее 2 минут. Замер выполнить 2 – 3 раза. Аналогично выполнить измерения по схемам: для трехобмоточных трансформаторов – НН - бак, СН, ВН; СН - бак, НН, ВН; ВН - бак, СН, НН; для двухобмоточных трансформаторов – НН - бак, ВН; ВН - бак, НН; ВН+СН - бак. Для трехобмоточных трансформаторов мощностью 16000 кВ·А и более дополнительно производятся измерения по схемам: ВН+СН - бак, НН; ВН+СН+НН - бак. У трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изоляции не нормируется, но учитывается при комплексном рассмотрении измерений. У трансформаторов на напряжение 110 кВ R60 должно быть не менее 600 МОм, а у трансформаторов на напряжение 35 кВ – не менее 300 МОм при температуре 20 0С. Определить отношение R60/R15. Оно должно быть не менее 1,3 при температуре 10-30 0С. 5.6. Отбор пробы масла на испытание из бака трансформатора и бака РПН (при необходимости). Проба масла берется в сухую погоду при температуре не менее 5 0С. Подставить ведро. Отвернуть кран, слить 2 литра масла в ведро, вытереть кран чистой салфеткой. Специально вымытую и высушенную емкость, предназначенную под пробу масла, дважды ополоснуть испытываемым маслом, заполнить доверху и тщательно закрыть притертой пробкой. Пробы отдают для испытания на пробой, прикрепив ярлыки с указанием всех необходимых данных. При взятии пробы масла на хроматографический анализ на кран отбора масла надеть шланг. Свободный конец шланга опустить до дна в сосуд для отбора пробы. Открыть кран и полностью (до верхнего края) наполнить сосуд так, чтобы конец шланга всегда находился в масле. Долить масло в расширитель на 30-40 см выше отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе. Пробивное напряжение масла должно быть для трансформаторов на напряжение, не менее: 220 кВ – 65 кВ; 110 кВ – 60 кВ; 35 кВ – 35 кВ. 5.7. Присоединение шин к выводам трансформатора. По лестнице подняться на крышку бака трансформатора. Все шины поочередно, начиная с низкой, а затем с высокой стороны, подогнать к выводам, зачистить контактные поверхности, смазать смазкой ЦИАТИМ и закрепить гаечным ключом. Контакты со следами перегрева перебрать. 5.8. Проверка работы газовой защиты. Уровнем проверить правильность установки трансформатора: крышка (съемная часть бака) должна иметь подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %, при этом маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее 2 %. При необходимости восстановить уклон установкой прокладок под катки со стороны расположения газового реле. Очистить корпус газового реле от грязи и масла. Снять крышку с контактной колодки. Проверить надежность присоединения жил кабеля к клеммам реле, состояние оболочки кабеля, контактов на клеммной сборке в шкафу газового реле. Включить масляные выключатели (или масляный выключатель, отделитель) трансформатора. Надеть на штуцер газового реле гибкий шланг насоса. Закрыть кран (заслонку) на маслопроводе от газового реле к расширителю и открыть краник на газовом реле. Закачать насосом воздух в газовое реле до давления 2 атмосферы (контроль по манометру на насосе). При этом давлении замкнуться контакты газового реле «на сигнал» и зазвенит звонок предупредительной сигнализации. Не прекращая закачивать воздух в газовое реле, поднять давление до 3 атмосфер и быстро открыть кран (заслонку) между газовым реле и расширителем. При этом замкнуться контакты газового реле «на отключение» и отключатся масляные выключатели (или выключатель), включится короткозамыкатель и отключится отделитель трансформатора. Закрыть краник газового реле, снять шланг насоса, открыть заслонку (кран) к расширителю, выпустить из реле воздух. Если не удается прокачать насосом газовое реле на отключение (не держит кран на маслопроводе от газового реле к расширителю), слить из него масло при закрытом кране в расширитель. Открыть кран к расширителю. Выпустить воздух из реле. Закрыть контакты реле крышкой. При проверке газового реле импортного исполнения руководствоваться инструкцией завода-изготовителя. 5.9. Проверка механизма регулирования напряжения. Проверить отсутствие течи масла в местах прохода вала в бак трансформатора или шкаф контакторов. При необходимости подтянуть сальники или сменить набивку. Отвернуть центральный стопорный болт механизма привода ПБВ, после чего опробовать работу привода во всех положениях. После проверки устройство ПБВ вернуть в исходное положение. Открыть крышку привода устройства РПН. Переключить управление с дистанционного на местное. Убедиться в его работоспособности по вращению указателя положения РПН и в соответствии положения на трансформаторе и щите управления. После проверки устройства РПН вернуть в исходное положение. Осенью до наступления холодов и весной при установившейся положительной температуре слить конденсат из бака контакторов РПН навесного типа через нижний сливной кран. Долить масло до требуемого уровня. Пробивное напряжение масла должно быть: для трансформаторов на напряжение 110 кВ – 45 кВ, для трансформаторов на напряжение 35 кВ –35 кВ. Проверить надежность контактных присоединений на клеммных сборках в шкафу привода РПН. При необходимости привод смазать. 5.10. Проверка системы охлаждения. Проверить состояние распределительных коробок подключения электродвигателей вентиляторов, целостность предохранителей, правильность вращения крыльчаток и отсутствие их затирания и биения. Мегаомметром проверить сопротивление изоляции двигателей вентиляторов охлаждения. Если оно менее 1 МОм двигатель снимается для сушки. Проверить автоматику обдува. Сменить смазку подшипников. 5.11. Замена силикагеля и масла в воздухоочистительных фильтрах и силикагеля в термосифонных фильтрах. Состояние силикагеля определяется в фильтрах по цвету индикаторного силикагеля. При изменении окраски с синей на розовую требуется заменить силикагель в фильтре и масло в гидрозатворе фильтра. Менять силикагель следует в сухую погоду, выводя осушитель из работы не более чем на три часа. Замена силикагеля производиться следующим образом: отсоединить гидрозатвор от воздухоосушительного фильтра, вынуть стакан с силикагелем, заменить силикагель, предварительно очистив стакан и сетчатый фильтр от загрязнений, заменить масло в гидрозатворе, собрать воздухоосушительный фильтр, проверить уровень масла в гидрозатворе при открытой заливной пробке. Уровень масла должен быть посередине смотрового стекла. Завернуть пробку. Если кислотное число трансформаторного масла (согласно протоколу химического анализа) достигло значения 0,1-0,15 мг КОН в термосифонном фильтре (рис. 36) необходимо заменить силикагель просушенным в течение 8 часов прокаливанием при температуре 140 0С или 2 часа – при температуре 300 0С. Замена силикагеля производиться следующим образом. Закрыть краны верхнего и нижнего патрубков. Открыть верхнюю и нижнюю пробки на корпусе фильтра. Слить масло из фильтра. Вскрыть верхнюю и нижнюю крышки, снять сетчатые фильтры, удалить силикагель. Очистить внутреннюю поверхность корпуса фильтра и сетчатые фильтры от загрязнений. Собрать фильтр. Закрыть нижнюю сливную пробку. Приоткрыть кран нижнего патрубка и заполнить фильтр маслом до появления его в отверстии верхней пробки для спуска воздуха. Закрыть верхнюю пробку. Полностью открыть краны верхнего и нижнего патрубков фильтра. Долить масло в расширитель согласно температурных отметок. Проверить наличие воздуха в газовом реле, приоткрыв и закрыв краник реле. 5.12. Смена масла в гидрозатворах маслонаполненных вводов и силикагеля во влагопоглащающих патронах (рис. 37, рис. 38). Состояние силикагеля во влагопоглащающих патронах определяется по цвету индикаторного силикагеля. При изменении окраски с синей на розовую заменить силикагель в патронах и масло в гидрозатворе. Заменить силикагель в сухую погоду, выводя осушитель из работы не более чем на один час. Проверить уровень масла в гидрозатворе. Замена силикагеля производится следующим образом: отсоединить патрон от ввода, заменить силикагель, предварительно очистив патрон от загрязнений, заменить масло в гидрозатворе, присоединить патрон к вводу. 5.13. Проверка рабочего состояния кранов и заслонок трансформатора. Проверить соответствие рабочему положению устройств, кранов, заслонок. Провести осмотр с проверкой уровня масла в вводах и баках трансформатора. Записать показания темосингализаторов, указателей уровня масла, температуру воздуха, положение переключателей всех обмоток. Примечание: все операции с маслонаполненными вводами на напряжение 110-220 кВ должны выполняться со специалистом РРУ.  Рисунок 36 – Верхняя часть малогабаритного ввода МТ-ПО/600: 1 - пробка отверстия для выпуска воздуха при доливке масла в ввод; 2 - дыхательное отверстие; 3 - пробка отверстия для определения уровня масла в гидравлическом затворе; 4 - пробка отверстия для слива масла из гидрозатвора; 5 - пробка отверстия для слива масла из консерватора.  Рисунок 37 – Термосифониый фильтр: 1 - пробка отстойника; 2 - отстойник; 3 - спускной воздушный край; 4 - кран верхнего патрубка; 5 - кран нижнего патрубка.  Рисунок 38 – Маслонаполненный ввод с гидравлическим затвором и воздухоосушительным фильтром: 1 - сетка; 2 - силикагель; 3 - стеклянная трубка; 4 - масляныйзатвор осушителя; 5 - дыхательная трубка масляного затвора фильтра; 6 - масло гидравлического затвора; 7 - дыхательная трубка гидравлического затвора; 8 - масло ввода; 9 – поддон. 6. Окончание работ. 6.1. Собрать приборы, инструменты, приспособления и материалы. 6.2. Возвратиться в щитовую тяговой подстанции. 6.3. Сдать рабочее место допускающему и закрыть наряд. 6.4. Результаты проведенных измерений оформить протоколом. Обработка и анализ полученной информации об объекте практики и вError: Reference source not found По итогам прохождения учебной практики были сформированы некоторые предложения по совершенствованию системы электроснабжения административного здания и ремонтно-механического цеха предприятия: обследование системы освещения и уровня освещенности рабочих мест в соответствие с требованиями с учетом вида выполняемых работ в административном здание и ремонтно-механическом цехе; поддержания номинальных уровней напряжения в сетях электроснабжения; увеличение коэффициентов загрузки электроприемников с электродвигателями и трансформаторных подстанций и ограничения их холостого хода; оснащение систем электроснабжения системами мониторинга потребления электроэнергии; сокращение области применения ламп накаливания и замена их люминесцентными (энергосберегающими) лампами; применение малогабаритных криптоновых ламп вместо обычных люминесцентных; замена люминесцентных ламп старой модификации на новые: 18 Вт вместо 20, 38 Вт, 40 Вт вместо 65 Вт. окраска помещений в более светлые тона; замена электромагнитных пускорегулирующих устройств у люминесцентных ламп на электронные; уменьшение числа личных бытовых приборов (кипятильники, кофеварки, электрочайники и т.д.); включение кондиционера только при возникновении в этом необходимости; исключение перегрева и переохлаждения воздуха в помещениях административного здания; ведение разъяснительной работы с сотрудниками по вопросам энергосбережения. Также были подготовлены предложении по дополнительному обеспечению безопасности условия труда сотрудников и по охране окружающей среды: проведение специальной оценки условий труда, оценки уровней профессиональных рисков. реализация мероприятий по улучшению условий труда, в том числе разработанных по результатам проведения специальной оценки условий труда и оценки уровней профессиональных рисков. внедрение систем (устройств) автоматического и дистанционного управления и регулирования производственным оборудованием, технологическими процессами, подъемными и транспортными устройствами. оформление кабинетов, уголков по охране труда, приобретение для них необходимых приборов, наглядных пособий, демонстрационной аппаратуры и т.п. установка предохранительных, защитных и сигнализирующих устройств (приспособлений) в целях обеспечения безопасной эксплуатации и аварийной защиты паровых, водяных, газовых, кислотных и других производственных коммуникаций, и сооружений. снижение до регламентированных уровней вредных веществ в воздухе рабочей зоны, неблагоприятно действующих механических колебаний (шум, вибрация, ультразвук и др.) и излучений (ионизирующего, электромагнитного, лазерного, ультрафиолетового и др.) на рабочих местах приведение естественного и искусственного освещения на рабочих местах, бытовых помещениях к установленным нормам. разработка бессточных технологических систем и водооборотных циклов на базе способов очистки сточных вод; чистка сточных вод от примесей; глубокая очистка газовых выбросов от вредных примесей; рассеивание вредных выбросов в атмосфере; совершенствование глушения шума на производственных цехах; мероприятия по снижению уровней инфразвука, ультразвука и вибраций на путях их распространения; экранирование источников энергетического загрязнения окружающей среды; внедрение систем автоматического контроля уровней опасных и вредных производственных факторов на рабочих местах. По заверении учебной практики по итогам прохождения практики был подготовлен отчет о прохождении учебной практики согласно требованиям методуказания, устранены все замечании руководителя практики от предприятия (производства), все документы о прохождении практики подписаны мною и руководителем. Список использованной литературыСеребряков А.С. Трансформаторы [Электронный ресурс]: учебное пособие/ Серебряков А.С.— Электрон. текстовые данные. — М.: Издательский дом МЭИ, 2013. — 360 c.— Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/33212. Старшинов В.А. Электрическая часть электростанций и подстанций [Электронный ресурс]/ Старшинов В.А., Пираторов М.В., Козинова М.А.— Электрон. текстовые данные. — М.: Издательский дом МЭИ, 2015. — 296 c.— Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/42262. Электробезопасность. Теория и практика [Электронный ресурс]: учебное пособие для вузов/ Монахов А.Ф. [и др.]. — Электрон. текстовые данные. — М.: Издательский дом МЭИ, 2012. — 280 c.— Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/33169. Матюнина Ю.В. Электроснабжение потребителей и режимы [Электронный ресурс]: учебное пособие/ Матюнина Ю.В., Кудрин Б.И., Жилин Б.В.— Электрон. текстовые данные. — М.: Издательский дом МЭИ, 2013. — 412 c.— Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/33191. Управление качеством электроэнергии [Электронный ресурс]: учебное пособие/ И.И. Карташев [и др.].— Электрон. текстовые данные.— М.: Издательский дом МЭИ, 2017.— 347 c.— Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/65643.html. Бохмат И. С, Воротницкий В. Э., Татаринов Е. П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах. - "Электрические станции", 1998, № 9. Почаевец В.С. Электрические подстанции. Учебник для техникумов и колледжей ж.д. транспорта – М.: Желдориздат, 2001 – 512 с. Технологические карты на работы по текущему ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог. Департамент электрификации и электроснабжения. Центр организации труда и проектирования экономических нормативов. ОАО «Российские железные дороги». – М., «ТРАНСИЗДАТ», 2004 г. – 208 с. Интернет ресурсы. |