Обладать достаточно высокой чувствительностью по всем видам повреждений на защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее, а так же к изменившимся в связи с этим параметрам нормального режима работы (току, напряжению и др.), что оценивается коэффициентом чувствительности;
Быть выполнена по наиболее простой схеме с наименьшим числом аппаратов.
Реле применяемые в релейной защите, классифицируются по следующим признакам:
· по принципу действия – электромагнитные, индукционные, электродинамические, тепловые, электронные и др.;
· по принципу действия – тока, напряжения, мощности, тепловые и др.;
· по способу воздействия на отключение – прямого и косвенного действия.
Предельно допустимые нагрузки питающих элементов электрической сети по условиям настройки релейной защиты и с учетом возможных эксплуатационных режимов должны согласовываться предприятием с диспетчерской службой энергоснабжающей организации периодически пересматриваться.
Установки устройства РЗА линий связи потребителя энергоснабжающей организацией, а так же трансформаторов на подстанциях потребителя, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчера энергоснабжающей организации, должны быть согласованы с соответствующей службой РЗА энергоснабжающей организации.
При выборе установок должна обеспечиваться селективность действия с учетом наличия устройств автоматического включения резерва (АВР) и автоматического повторного включения (АПВ). Кроме того, при определении установок по селективности должна учитываться работа устройств технической автоматики и блокировки цеховых агрегатов и других механизмов.
Все уставки устройств релейной защиты должны проверяться в условиях минимальной электрической нагрузки предприятия и энергоснабжающей организации для действующей схемы электроснабжения.
Общие сведения об автоматике
Для повышения надежности электроснабжения электроустановок применяют автоматические устройства. Они обеспечивают быстрое восстановление нарушенного электроснабжения, вызванного ненормальными режимами работы электроустановки и действием при этом защитных устройств, а также возможными ошибками обслуживающего персонала.
В схеме электроснабжения завода предусмотрен следующий объем автоматики:
· автоматическое регулирование напряжения под нагрузкой на силовых трансформаторах ГПП;
· автоматическое управление вентиляторами обдува трансформаторов ГПП;
· автоматическое включение резерва (АВР) секционного выключателя 10 кВ при аварийном отключении одного из трансформаторов ГПП или питающей линии;
· автоматическое повторное включение (АПВ) питающей линии (ЛЭП‑1, ЛЭП‑2);
· автоматическая частота разгрузка на 9 ячейках ГПП (АЧР);
· АВР секционных автоматов 0,4 кВ. В случае выхода из работы одного из трансформаторов ТП другой трансформатор возьмет на себя всю нагрузку.
Общие сведения по измерению и учёту электроэнергии
Для контроля за работой системы электроснабжения, коммерческого и контрольного учета электроэнергии установлены следующие измерительные приборы:
На вводах 10 кВ:
· универсальный счетчик энергии;
· амперметр.
На сборных шинах 10 кВ:
· по одному показывающему вольтметру на каждой секции;
· один комплект вольтметров с переключателем на любую секцию;
· один амперметр в цепи секционного выключателя.
На отходящих кабельных линиях 10 кВ:
На стороне 0,4 кВ ТП:
· один вольтметр на каждой секции;
· амперметр в сепии отходящих магистралей.
В цепи трансформаторов:
· счетчик энергии на стороне 0,4 кВ;
· амперметр на стороне 0,4 кВ.
1.12 Выбор и расчет искусственного заземления
Одной из наиболее радикальных мер по защите людей от повреждения электрическим током при прикосновении к металлическим нетоковедущим частям, не находящимися под напряжением, но могущим оказаться под ним, является их надёжное заземление.
Район сооружения цеха находится в II климатической зоне. Грунт в месте сооружения – глина (r = 0,4 ´ 104 Ом´м). Длина кабельных линий напряжением 10 кВ ℓк. = 30 км.
Принимаем к установке заземление по контуру цеха, на расстоянии 1,5 м от стен. Длина контура заземления L = 240 м. Принимаем заземление из прутков ℓ = 2,5 м и диаметром d = 12 мм, расстояние между заземлителями а = 5 м, в качестве соединительной полосы принимаем стальную полосу (40 ´ 4) мм. [10]
Согласно ПУЭ rз. должно удовлетворять следующим условиям: [3]
1) rз. £ 4 Ом – для сети 0,4 кВ;
2) rз. £ – при условии заземления для сетей 0,4 кВ и 6…10 кВ,
где I1кз – ток однофазного КЗ на землю, А
I1кз = , (57)
где ℓк. – длина электрически связанных кабельных линий завода напряжением 10 кВ. ℓк. = 30 км.
I1кз = = 30 А
rз. = = 4,16 Ом
Окончательно принимаем rз. £ 4 Ом
Сопротивление заземления стержневого заземлителя rо.пр., Ом: [10]
rо.пр = 0,0027 ´ rрасч.гр., (58)
где rрасч.гр. – расчётное значение удельного сопротивления грунта в месте устройства заземления, Ом´см
rрасч.гр. = kmax ´ r, (59)
где kmax – коэффициент сезонности. kмакс = 1,4 для II климатической зоны;
r – сопротивление грунта, Ом´см. r = 0,4 ´ 104 – глина (по заданию).
rрасч.гр. = 1,4 ´ 0,4 ´ 104 = 5,6 ´ 103 Ом´см
rо.пр. = 0,0027 ´ 5,6 ´ 103 = 15,12 Ом
Число прутков в контуре заземления n, шт.:
n = (60)
n = = 15 шт.
Сопротивление заземления всех стержневых заземлителей, Ом:
rст. = , (61)
где hст. – коэффициент экранирования (использования) заземлителей
hст. = ¦ ( = = 2: n = 15 шт.) = 0,63 [10]
rст. = = 1,6 Ом
Сопротивление заземления соединительной полосы rпол., Ом: [10]
rпол. = , (62)
где b – ширина полосы, м. b = 0,04 м;
t – глубина заложения полосы, м. t = 0,7 м;
L – длинна контура заземления, м. L = 75 м.
rпол. = = 1,53 Ом
С учётом взаимного экранирования стержневых и полосового заземлителей [10]:
rпол.* = (63)
rпол.* = = 5,1 Ом
Полное сопротивление заземления:
rзаз. = (64)
rзаз. = = 1,22 Ом
Сопротивление заземления удовлетворяет условию:
rзаз. = 1,22 Ом < rзаз.доп. = 4 Ом
1.13 Молниезащита
Вопросы молниезащиты зданий и промышленных объектов решаются одновременно с проектированием строительной и технологической частью объекта. Молниезащита должна обеспечить высокую надежность установки при минимуме капитальных затрат.
Производственные, жилые и общественные здания и сооружения в зависимости от их назначения, а также от интенсивности грозовой деятельности должны иметь молниезащиту в соответствии с категориями устройства молниезащиты.
Все здания и сооружения подразделяются на три категории:
I категория – здания и сооружения классов: В‑1 и В‑2 по ПУЭ, здания электростанций и подстанций;
II категория – здания и сооружения классов: В‑1а, В‑1б и В‑2а по ПУЭ;
III категория – здания и сооружения классов: П‑1, П‑2, П‑1а, П‑3.
Молниезащиту зданий и сооружений I категории выполняют:
а) от прямых ударов молний отдельно стоящими стержневыми и тросовыми молниеотводами, обеспечивающими требуемую зону защиты от электростатической индукции – заземлением всех металлических корпусов, оборудования и аппаратов через специальные заземлители;
б) от электромагнитной индукции – для трубопроводов, оболочек кабелей, каркасов сооружений. Ставят металлические перемычки на параллельных трассах кабелей и трубопроводов, позволяющие избежать появления разомкнутых металлических контуров.
Молниезащита зданий и сооружений II категории от прямых ударов молнии выполняется одним из следующих способов:
а) отдельно стоящими или установленными на зданиях стержневыми или тросовыми молниеотводами, обеспечивающими защитную зону; R растеканию тока не более 10 Ом;
б) молниеприемной заземленной металлической сеткой с ячейками 6 ´ 6 м, накладываемой на неметаллическую кровлю;
в) заземление металлической кровли.
Защита от зарядов статического электричества и от действия магнитного поля выполняется аналогично защите для I категории.
Защита зданий III категории выполняется, как и для II категории, но при этом молниеприемная сетка имеет ячейки размером 12 ´ 12 м или 6 ´ 24 м, а величина сопротивления заземлителя прямых ударов молнии может повышаться до 20 Ом.
При расчете молниеотводов учитывается необходимость получения определенной зоны защиты, которая представляет собой пространство, защищаемое от прямых ударов молнии.
Для здания проектируемого инструментального цеха принимаем молниезащиту согласно III категории металлической сеткой с ячейкой 12х12 метров.
2. Организационно-технологическая часть
2.1 Испытание трансформаторного масла
Подготовка трансформаторного масла является наиболее сложной и трудоёмкой операцией всего процесса монтажа маслонаполненного оборудования.
В трансформаторах мощностью несколько киловольт-ампер для отвода тепла от обмоток и магнитопровода достаточна поверхность активной части. По мере увеличения мощности трансформатора потери энергии в нём возрастают приблизительно пропорционально его массе или кубу линейных размеров. Следовательно, потери в трансформаторе возрастают значительно быстрее, чем увеличивается конструктивно получающаяся поверхность охлаждения.
Начиная с некоторой величины мощности эта поверхность оказывается недостаточной для обеспечения постоянной оптимальной температуры при работе трансформатора.
Эффективным средством отвода тепла является трансформаторное масло. Согласно существующим нормам допускается превышение температуры верхних слоёв масла над температурой окружающей среды на 60С. Средний перегрев масла составляет примерно 45С.
Для увеличения поверхности теплоотдачи, баки трансформаторов делают волнистыми или снабжают специальными трубчатыми радиаторами.
Во время работы трансформатора его изоляция подвергается длительному воздействию электрического поля и высокой температуры. Электрическая прочность всей изоляции определяется электрической прочностью наиболее нагруженного масляного канала; наиболее нагруженным является канал, прилегающий к обмоткам, в нём имеет место увеличение напряжённости поля у углов провода, реек прокладок и в других местах.
Из вышеизложенного следует, что трансформаторное масло служит одновременно электроизоляционным материалом и теплоотводящей средой. В соответствии с назначением, а также для длительной и безопасной работы маслонаполненного оборудования трансформаторное масло должно обладать следующими качествами:
Быть хорошим диэлектриком, т.е. иметь высокое значение пробивного напряжения и низкое и стабильное значение тангенса угла диэлектрических потерь;
Иметь достаточную подвижность и хорошую теплопроводность, небольшую величину кислотного числа, высокую температуру вспышки, низкую температуру застывания, способность в условиях эксплуатации длительное время сохранять свои первоначальные свойства (стабильность).
Старение трансформаторного масла в первую очередь проявляется как окисление его кислородом воздуха, что влечёт увеличение кислотного числа, появление кислой реакции водной вытяжки и на последней стадии выпадение осадка.
Трансформаторное масло изготавливается из нефти. Химический состав сырья и способ изготовления масла определяет его химический состав и эксплуатационные свойства. Кроме нефтяных трансформаторных масел возможно изготовление синтетических жидких диэлектриков на основе хлорированных углеводородов и кремнийорганических жидкостей.
Трансформаторное масло изготавливается из фракций нефти, которые выкипают при 300–400 0С
С при атмосферном давлении, для получения осуществляют перегонку нефти под вакуумом, в результате чего происходит деление на фракции (одна из фракций – мазут). Трансформаторное масло состоит из нафтеновых, парафиновых и ароматических углеводородов. Кроме того, масло содержит небольшое количество серы, кислорода, азота, органических кислот и их солей. Содержание углерода в нефтях колеблется от 82 до 87%, водорода от 11 до 14%, содержание азота и кислорода обычно не превышает десятых долей процента. Для удаления смол, серы и других вредных примесей дистиллят сначала обрабатывают крепкой серной кислотой, затем нейтрализуют щёлочью, промывают водой и просушивают горячим воздухом. После дальнейшей очистки получается привычное трансформаторное масло.
Наибольшей химической стабильностью обладают ароматические углеводороды, которые придают маслу его свойство. Однако тяжёлая ароматика ухудшает диэлектрические свойства трансформаторного масла (повышает tg?), увеличивает его гигроскопичность и в процессе эксплуатации вызывает старение масла и выпадение обильных осадков.
Парафины являются хорошими диэлектриками и характеризуются малой химической активностью, но если в нефтях содержится более 1,5% парафина, то для получения трансформаторного масла с достаточно низкой температурой застывания парафины приходится удалять (депарафинизация). Чтобы придать маслу необходимые эксплуатационные свойства, при изготовлении его из масляных дистиллятов удаляют непредельные углеводороды, азотистые соединения, тяжёлую ароматику, твёрдые парафины и ряд смолистых и сернистых соединений.
Одним из основных показателей, характеризующих изоляционные свойства трансформаторных масел в практике их применения, является их электрическая прочность:
Е=Uпр/h, (65)
где Uпр – пробивное напряжение; Н–расстояние между электродами.
Электрическая прочность тщательно очищенного масла значительно превосходит электрическую прочность газов и приближается к прочности твёрдых диэлектриков. В однородном электрическом поле при разрядном напряжении между электродами вначале возникают отдельные самоугасающие искры. При дальнейшем повышении напряжения возникновение искр учащается и, наконец, наступает устойчивый пробой при достаточной мощности источника в виде дуги.
Пробивное напряжение прямо не связано с удельной проводимостью, но, так же как и она, весьма чувствительно к присутствию примесей. При малейшем изменении влажности жидкого диэлектрика и наличии в нем примесей (так же как и для проводимости) резко уменьшается электрическая прочность. Изменения давления, формы и материала электродов и расстояния между ними влияют на электрическую прочность. В то же время эти факторы на электропроводность жидкости не оказывают влияния
Если приложенное к диэлектрику напряжение постепенно повышать, то при достижении определённой величины сопротивление диэлектрика сразу упадёт до нуля. Это критическое напряжение, при котором диэлектрик становится проводником, определяет электрическую прочность масла (кВ/см). Напряжение, при котором происходит пробой масла в стандартном разряднике, называется пробивным напряжением (кВ). Чистое сухое трансформаторное масло независимо от его химического состава имеет достаточно высокое пробивное напряжение (более 60 кВ).
Повышение прочности с повышением температуры от 0 до 70 °С связывают с удалением из масла влаги, переходом ее из эмульсионного состояния в растворенное и уменьшением вязкости масла.
Растворенные газы играют большую роль в процессе пробоя. Еще при напряженности электрического поля, более низкой, чем пробивная, отмечается образование на электродах пузырьков. С понижением давления для недегазированного масла прочность его падает. Пробивное напряжение не зависит от давления в случаях:
а) тщательно дегазированных жидкостей;
б) ударных напряжений (каковы бы ни были загрязнение и газосодержание жидкости);
в) больших давлений [около 10 МПа (80–100 ат)].
Доказано, что пробивное напряжение масла определяется не общим содержанием воды, а концентрацией ее в эмульсионном состоянии.
Влага может находится в масле в трёх состояниях: с растворённом виде, в виде эмульсии (под микроскопом в масле видны шарики диаметром 2–10 мкм) и в виде отстоя на дне резервуара.
Молекулярно растворённая вода мало влияет на электрическую прочность трансформаторного масла. Вместе с тем даже малые доли процента эмульсионной воды значительно снижает его электрическую прочность. Это объясняется тем, что под действием электрического поля шарики эмульсионной воды поляризуются и вытягиваются вдоль силовых линий, образуя проводящий мостик, по которому и происходит разряд при значительно более низких напряжениях.
Образование эмульсионной воды и снижение электрической прочности имеют место в масле, содержащем растворенную воду, при резком снижении температуры или относительной влажности воздуха, а также при перемешивании масла за счет десорбции воды, адсорбированной на поверхности сосуда.
При замене стекла в сосуде полиэтиленом снижается количество эмульсионной воды, десорбированной при перемешивании масла с поверхности, и соответственно повышается прочность его.
Масло, осторожно слитое из стеклянного сосуда (без перемешивания), обладает высокой электрической прочностью.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
