Обслуживание электроустановок промышленных предприятий

Обслуживание электроустановок промышленных предприятий

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. Возможные неисправности силовых трансформаторов6

. Нормативные документы, устанавливающие требования к устройствам защитного отключения

.1 ГОСТ Р 50807

.2 ГОСТ Р 50030.1, ГОСТ Р 50030.2

.3 ГОСТ Р 51328

.4 Комплексы ГОСТ Р 51326, ГОСТ Р 51327

.5 ГОСТ Р 51329 и стандарт МЭК 61543

. Способы повышения коэффициента мощности за счёт рационализации работы токоприемников

. Перспективные устройства автоматики

.1 Устройства БАВР

.2 Устройства БАВР нового поколения

. Современные инфракрасные камеры для диагностики оборудования

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение

Электротехническая промышленность играет важную роль в решении задач электрификации, технического перевооружения всех отраслей народного хозяйства, механизации, автоматизации и интенсификации производственных процессов [1].

Правильная организация труда электромонтёра и грамотное ведение им эксплуатации электроустановок становятся весьма сложным и ответственным делом, так как любая ошибка эуксплуатации может привести к значительным материальным ущербам, выводу из строя дорогостоящего оборудования, большим потерям продукции, нерациональному использованию электроэнергии.

Обслуживание электроустановок промышленных предпритяий осуществляют сотни тысяч электромонтёров, от квалификации которых во многом зависит надежная и бесперебойная работа электроустановок. Персонал должен знать основные требования Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭ и ПТБ) ГОСТов и других директивных материалов, а также устройство электрических машин, трансформаторов и аппаратов, умело использовать материалы, инструмент, приспособления и оборудование, применяемые при эксплуатации электроустановок.

Единая энергосистема (ЕЭС) России - один из крупнейших в мире высокоавтоматизированных электроэнергетических комплексов, обеспечивающих производство, передачу и распределение электроэнергии и централизованное оперативно-диспетчерское управление этими процессами. В составе ЕЭС России параллельно работают около 450 крупных электростанций различной ведомственной принадлежности, суммарной мощностью более 200 млн. кВт, а также имеется свыше 2,5 млн. км линий электропередачи (ЛЭП) различных напряжений, в том числе 30 тыс. км системообразующих ЛЭП напряжением 500, 750, 1150 кВ.

Производство электрической энергии в России в 1988 г. составило 826 млрд. кВт·ч.

Между генераторами электроэнергии на электрических станциях и электроприемниками у потребителей, преобразующими электроэнергию в другие виды энергии, находится сложный комплекс инженерных сооружений электрические сети.

Электрическая сеть участвует в поддержании в пределах допустимых отклонений заданных уровней напряжения в различных точках сети и на зажимах электроприемников у потребителей при разнообразных режимах потребления позволяет резервировать источники питания и обеспечивать бесперебойное электроснабжение потребителей. Для выполнения этих функций сети содержат в своём составе водушные и кабельные линии электропередачи, различные токопроводы, трансформаторные подстанции, распределительные устройства и коммутационные пункты, установки, генерирующие реактивную мощность и средства регулирования напряжения.

Промышленные предприятия, как правило, получают электроэнергию от подстанций районных энергосистем и имеют свои внутренние электрические сети, являющиеся продолжением сетей энергосистем. Они обеспечивают электроснабжение цехов и технологичсеких агрегатов, отдельных электроприемников и подразделяются на межцеховые и внутрицеховые.

Небольшие предприятия получают питание от ближайших подстанций энергосистем по одной-двум линиям 6-10 кВ и имеют простейшие внутренние сети. Ввиду большого количества таки небольших предприятий вопросы их рациональной эксплуатации являются весьма существенными.

Наиболее крупные предприятия обычно получают питание от одной или двух крупных подстанций при напряжении 110-500 кВ и в большинстве случаев имеют одну или две собственные тепловые электростанции. Мощность собственных электростанций на предприятиях достигает

-150 МВт и обычно определяется потребностью в тепловой энергии для технологических нужд, необходимостью обеспечить бесперебойное электроснабжение наиболее ответсвенных потребителей (например водо- и газоснабжение предприятия и др.), а также недостаточной мощностью энергосистемы в данном районе, наличием вторичных продуктов производства (например, газов и т.п.), которые можно использовать на электростанции как топливо.

На крупном предприятии имеется по существу своя небольшая по мощности местная энергосистема, связанная с районной линией электропередачи.

Кроме величины мощности такая местная энергосистема крупного предприятия отличается от районной ещё и тем, что входящие в её состав сети низкого напряжения переменного и постоянного тока играют ведущую роль при решении многих вопросов электроснабжения предприятия.

Наличие крупных преобразовательных установок с кремниевыми выпрямителями, значительных по величине потребителей с резкопеременнй нагрузкой, большого количества электроприемников на низком напряжении, необходимость частых переключений в сетях увязки вопросов электроснабжения с технологией производства создают свою специфику в техническом обслуживании и ремонте электрооборудования и сетей промышленных предприятий.

Всё это требует от электротехнического персонала, занимающегося эксплуатацией электрооборудования и сетей промышленных предприятий, знаний широкого круга вопросов.

1. Возможные неисправности силовых трансформаторов

В системах электроснабжения силовые трансформаторы являются дорогими и ответственными элементами, обеспечивающими в нормальных условиях питание всех приемников электроэнергии [2, 3].

Из-за отсутствия вращающихся частей силовые трансформаторы надежны в работе, но так же, как и в другом электрооборудовании, в них при эксплуатации могут иметь место аварии (междуфазные короткие замыкания КЗ, витковые замыкания, замыкания на землю, «пожар» стали и др.) и ненормальные режимы работы (недопустимая перегрузка, повышение температуры масла и др.).

Основные требования, предъявляемые к силовым трансформаторам в условиях эксплуатации, состоят в следующем:

·  обеспечение надежного электроснабжения потребителей, что достигается ведением технически правильного режима их работы и соответствующим надзором за их состоянием, а также применением устройств автоматического включения резерва (АВР);

·        работа в экономически целесообразном режиме, определяемым минимумом потерь мощности при их работе по заданному графику нагрузки при соответствующей загрузке, устранении холостого хода;

·        обеспечение в условиях эксплуатации пожаробезопасности, которая обуславливается соблюдением норм и правил его эксплуатации;

·  наличие соответствующих видов защит от различных повреждений и ненормальных режимов работы (от внутренних повреждений, многофазных КЗ в обмотках и на их выводах, сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними КЗ или возможными перегрузками, от понижения уровня масла и др.).

Кроме защит, трансформатор должен иметь необходимые измерительные приборы для контроля за режимом его работы.

Известно, что на промышленных подстанциях силовые трансформаторы работают в различных режимах, которые характеризуются токами нагрузок, температурой верхних слоев масла, напряжением на вводах первичной обмотки и температурой окружающей среды.

Трансформаторы отечественного производства просты по конструкции, надежны и удобны в эксплуатации. Случаи повреждения трансформаторов вызваны: нарушением действующих правил эксплуатации, аварийными и ненормированными режимами работы, старением изоляции обмоток, некачественной сборкой их на заводе или при монтаже и ремонте. Опыт монтажа и ремонта трансформаторов показывает, что две трети повреждений возникает в результате неудовлетворительного ремонта, монтажа и эксплуатации и одна треть - вследствие заводских дефектов.

Основные повреждения приходятся на обмотки, отводы, выводы и переключатели (около 84%). Аварии в обмотках происходят в основном из-за старения и износа изоляции. Износ изоляции может произойти из-за длительной эксплуатации трансформатора, однако наблюдается и преждевременный износ, который является результатом частых перегрузок или недостаточно интенсивного охлаждения при номинальной нагрузке. Ухудшение условий охлаждения может произойти из-за осадков шлама на обмотки, загрязнения междуобмоточных промежутков и при старении масла.

Витковые замыкания в обмотках возникают при разрушении изоляции обмотки вследствие деформации обмоток при КЗ, толчка нагрузки, различного рода перенапряжениях в аварийных режимах, снижения уровня масла до обнажения обмоток и в других случаях. Признаки повреждения - работа газовой защиты на отключение трансформатора с выделением горючего газа бело-серого или синеватого цвета; ненормальный нагрев трансформатора с характерным бульканьем, неодинаковое сопротивление обмоток фаз при измерении их постоянным током.

Причинами пробоя и перекрытия внутренней и внешней изоляции трансформатора могут являться появление в изоляции трещин, в которые попадает грязь и сырость, а также коммутационные перенапряжения.

Для определения прочности изоляционных прокладок в ремонтной практике производства проверка состояния электрокартона на образцах, вырезанных из изоляции различных частей трансформаторов. Вырезанную полоску электрокартона сгибают под прямым углом или складывают вдвое без сдавливания листа сгиба. Если при полном сгибе вдвое электрокартон не ломается, изоляция считается хорошей, если при полном сгибе ломается, то удовлетворительной, т.е. ограниченно годной, а если картон ломается еще при сгибе до прямого угла, то негодной.

Как показывает практика, обмотки - это самая уязвимая часть трансформаторов, часто выходящая из строя. Наиболее распространенные повреждения обмоток, кроме перечисленных выше, - замыкание на корпус, междусекционные пробои, электродинамические разрушения, обрыв цепи.

Перечисленные повреждения происходят наиболее часто при сроке работы трансформатора выше 15 лет.

Изоляция разрушается также при длительных перегрузках трансформатора, сопровождаемых перегревом обмоток (около 105°С).

При сквозных токах КЗ вследствие динамических усилий наблюдается деформация обмоток, сдвиг их в осевом направлении и, как правило, механическое разрушение изоляции. Отгорание выводных концов, электродинамические усилия, небрежное соединение концов вызывают обрыв цепи обмоток, замыкание их на корпус или пробои с выходом трансформатора из строя. При обрыве обмотки вследствие образования дуги может иметь место срабатывание газовой защиты.

Основные неисправности выводов трансформаторов: трещины, сколы и разрушения изоляторов в результате атмосферных перенапряжений, наброса металлических предметов или попадания животных на трансформатор, что приводит к междуфазному короткому замыканию на выводах, загрязнения изоляторов, некачественная армировка и уплотнение, срыв резьбы стержня при неправильном навинчивании и затягивании гайки. Наиболее характерные повреждения выводов - течь масла между фланцем вывода и крышкой, в армировке или в месте выхода стержня. Фланец представляет собой чугунную обойму и предназначен для крепления фарфорового вывода (изолятора) на крышке трансформатора, фарфоровый изолятор армирован во фланце армировочной замазкой, фланец закрепляется на крышке трансформатора болтами. Между фланцем и крышкой плотно уложена резиновая прокладка, на которую следует обратить внимание при ремонте.

Междувитковые замыкания в обмотке могут иметь место и при повреждении изоляции трансформатора от атмосферных перенапряжений.

Наиболее частные повреждения переключателей - оплавление или полное выгорание контактных поверхностей, вызываемое термическим действием токов короткого замыкания при недостаточном давлении (нажатии) подвижных контактов на неподвижные или при полном их соприкосновении между собой. Наиболее серьезная неисправность трансформаторов возникает при повреждении магнитопроводов («пожар» стали) вследствие нарушения изоляции между отдельными листами стали и стягивающими их болтами. В стыковых магнитопроводах причиной аварии бывает нарушение изоляции в стыках между ярмом и стержнями. Местные нагревы стали магнитопровода возникают в результате разрушения или износа изоляции стяжных болтов, повреждения междулистовой изоляции и плохого контакта электрических соединений. Признаки повреждения - повышение температуры трансформатора, появление газа черного или бурого цвета в газовом реле, воспламеняющегося при поджоге. Масло меняет цвет, становится темным и имеет резкий специфический запах вследствие разложения (крекинг-процесс). Кроме того, увеличивается ток и потери холостого хода, а у масла понижается температура вспышки, повышается кислотность масла и понижается пробивное напряжение.

При эксплуатации могут наблюдаться потрескивания внутри трансформатора, свидетельствующие о том, что между обмотками или их ответвлениями и корпусом происходят разряды (обмотки и металлические части магнитопроводов в трансформаторах представляют собой обкладки конденсатора). Это явление возникает в результате замыканий обмоток или ответвлений на корпус трансформатора при перенапряжениях или обрыве сети заземления. В этом случае трансформатор должен быть немедленно отключен, после чего газ необходимо проверить на горючесть и отобрать пробу газа для проведения химического анализа.

На основании изложенного выше, все металлические части магнитопровода, кроме стяжных шпилек, соединяют с баком трансформатора, который надежно заземлен полоской луженой жести или латуни толщиной 0,5 мм и шириной 25-30 мм. Способы заземления магнитопровода зависят от его конструкции. Это соединение может выполнено перемычкой между вертикальным прессующим болтом и болтом, крепящим крышку к баку трансформатора. При ремонте трансформатора следят за исправностью описанного заземления.

Признаками ослабления прессовки магнитопровода, свободного колебания крепящих деталей, колебаний крайних листов магнитопровода и повышение против нормального первичного напряжения являются ненормальное гудение, дребезжание, жужжание у работающего силового трансформатора.

Нарушение прочности сварных швов и недостаточная плотность прокладки между баком и крышкой вызывает течь масла из бака. Устраняют течь масла сваркой, а небольшие волосяные трещины ликвидируют чеканкой. Если признаков повреждения (потрескивания, щелчков внутри бака, выброса масла) не выявлено, а сигнал газовой защиты появился, то отбирать пробы газа на анализ можно без отключения трансформатора. При обнаружении горючего газа или газа, содержащего продукты разложения, трансформатор должен быть немедленно отключен, после чего на нем должны быть проведены измерения и испытания.

Если проверкой установлено, что выделяется негорючий газ и в нем отсутствуют продукты разложения, то устанавливают наблюдение за работой трансформатора и последующим выделением газа. При учащении появления газа в реле и работы защиты на сигнал трансформатор следует отключить.

Совместное срабатывание газовой и дифференциальной защит трансформатора говорит о серьезных повреждениях внутри трансформатора.

При очистке и регенерации масла и всех работах в масляной системе, проверке газовой защиты или ее неисправности отключающий элемент газовой защиты должен быть переведен на сигнал.

Ввод газовой защиты на отключение после вывода ее из работы производится через сутки, если не было скопления воздуха в газовом реле, в противном случае включение производят через сутки после прекращения выделения воздуха. Если уровень масла в масломерном стекле повысился очень высоко и быстро, нельзя до выяснения причины открывать пробки, прочищать дыхательную трубку без размыкания цепи отключения реле.

Если газовая защита сработала с действием на сигнал в результате накопившегося в реле воздуха, необходимо выпустить воздух из реле и перевести цепь отключения защиты на сигнал. При отключении трансформатора от газовой защиты и обнаружении при проверке в реле горючего газа - повторное включение трансформатора запрещается.

О характере повреждения внутри трансформатора можно предварительно судить по цвету выделяющегося в реле газа. Желтый цвет газов свидетельствует о повреждении дерева, беловато-серый - бумаги, а черный - масла.

Для проверки горючести газов зажигают спичку и подносят ее к чуть приоткрытому верхнему крану реле. Горючесть газов свидетельствует о внутреннем повреждении трансформатора.

К настоящему времени в эксплуатации находятся наряду со старыми трансформаторами, отслужившими свой срок службы, новые, отличающиеся повышенной надежностью и долговечностью. Тем не менее, она может быть полезна для старых типов трансформаторов.

В соответствии с РД 34.45-51.300-97, сейчас все электрооборудование, в том числе и силовые трансформаторы, подлежат тепловизионному (термографическому) контролю. Это дает возможность на ранней стадии выявить у трансформаторов возможные неисправности (дефекты), сократить затраты на техническое обслуживание вследствие снижения объема ремонтных работ.

При тепловизионном контроле выявляются следующие неисправности силовых трансформаторов и автотрансформаторов:

·    нарушения в работе систем охлаждения и оценка
их эффективности;

·        нарушения внутренней циркуляции масла в баке
трансформаторов с большим сроком службы;

·        дефекты изоляции маслонаполненных и фарфоровых вводов;

·        ослабление контактных соединений токоведущих частей.

При проведении тепловизионных обследований могут использоваться следующие приборы: тепловизор, ИК-термометр (пирометр), термометр для определения температуры окружающей среды, штатные измерительные приборы электроустановки. При проведении тепловизионного обследования с целью поиска и локализации мест повышенного нагрева снимаются термограммы боковых поверхностей бака, теплообменников и маслонасосов маслонаполненных силовых трансформаторов, всей наружной поверхности сухих трансформаторов, маслонаполненных и сухих вводов, фарфоровых изоляторов вводов, элементов устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), элементов переключающих устройств (ПБВ), контактов аппаратных зажимов и других, доступных для обследования нагруженных элементов трансформаторов.

Кроме указанных выше, в результате выполнения тепловизионного обследования могут быть выявлены следующие дефекты трансформаторов:

·    образование короткозамкнутых контуров по элементам конструкции трансформаторов из-за разрушения их изоляции;

·        местные нагревы магнитопроводов и обмоток трансформаторов, связанные с потерями энергии в них вследствие нарушения изоляции, распрессовки обмоток и магнитопроводов, ослабления жесткости общей конструкции.

Для трансформаторов 6/10 кВ при диагностическом обследовании проводятся следующие виды контроля:

·    при мощности до 100 кВА тепловизионный и визуальный;

·        при мощности от 100 до 630 кВА тепловизионный, визуальный и по усмотрению заказчика - отбор трансформаторного масла для проведения физико-химического анализа;

·        при мощности 630 кВА и выше тепловизионный,

·        вибрационный, визуальный, а также отбор пробы трансформаторного масла для проведения физико-химического анализа.

Как показывает опыт эксплуатации, наиболее востребованными среди масляных трансформаторов в настоящее время являются трансформаторы типа ТМГ, отличающиеся повышенной надежностью и минимальным временем обслуживания.

2. Нормативные документы, устанавливающие требования к устройствам защитного отключения

Устройства защитного отключения (УЗО) широко применяют в электроустановках жилых, общественных, производственных и других зданий для защиты от поражения электрическим током. Некоторые модификации УЗО используют также для защиты от сверхтока проводов и кабелей электрических цепей [4].

.1 ГОСТ Р 50807

ГОСТ Р 50807 введен в действие с 1 января 1996 г. В ГОСТ Р 50807 приведены требования к устройствам защитного отключения, управляемым дифференциальным током. Требования стандарта распространяются на устройства защитного отключения, предназначенные для использования в электрических цепях переменного тока с номинальным напряжением не выше 440 В и имеющие номинальный ток до 200 А. Требования стандарта могут быть также использованы в качестве рекомендательных для УЗО переменного тока с номинальным напряжением свыше 440 В (но не более 1000 В) и номинальным током больше 200 А.

Требования ГОСТ Р 50807 содержат много ошибок и погрешностей. Например, в примечании к п. 2.2.2, приведенному в приложении С «Дополнительные требования, отражающие потребности экономики страны и учитывающие требования государственных стандартов на электротехнические изделия», имеется грубая ошибка в разъяснениях принципа действия УЗО. Примечание гласит: «Векторное суммирование токов прямого и обратного направления в первичной цепи (датчик) УЗО-Д выполняет измерительный дифференциальный трансформатор. В случае прикосновения человека к токоведущим частям, действующее значение векторной суммы токов, протекающих в первичной цепи УЗО-Д, не равно нулю, система выводится из равновесия и появляется разностный ток рассогласования - дифференциальный ток. С помощью энергии, передаваемой дифференциальным током вторичной обмотке трансформатора, происходит четкое срабатывание (отключение) расцепителя дифференциального тока».

В действительности, если человек, находящийся в помещении с изолирующими полами, например деревянными, одновременно прикоснется к линейному и нейтральному проводникам (к токоведущим частям), то через его тело будет протекать электрический ток с одного из перечисленных проводников на другой. Векторная сумма токов в главной цепи устройства защитного отключения будет равна нулю (то есть - дифференциальный ток равен нулю). В подобных условиях УЗО не может сработать.

При рассматриваемом прикосновении к двум токоведущим частям человек получит электротравму, возможно, с летальным исходом, а УЗО даже «не заметит» этого, так как будет «считать», что к его главной цепи подключили еще один электроприемник. То есть в случае одновременного прикосновения человека к двум токоведущим частям, которые находятся под напряжением, устройство защитного отключения, как правило, не сможет отключить электрическую цепь и защитить человека от поражения электрическим током. Особенно, если человек не имеет электрического контакта с землей или с проводящими частями, соединенными с землей, например, со сторонней проводящей частью.

Если человек, имея электрический контакт с землей или с соединенными с ней проводящими частями, прикоснется к одной опасной токоведущей части, находящейся под напряжением, то через его тело будет протекать электрический ток, который называют током замыкания на землю. Соответственно, по одному из проводников, проходящих через главную цепь устройства защитного отключения, помимо тока нагрузки начнет протекать ток замыкания на землю. Дифференциальный ток станет отличным от нуля и вызовет отключение УЗО, которое с высокой вероятностью сможет защитить человека от поражения электрическим током при его прикосновении к одной опасной токоведущей части.

.2 ГОСТ Р 50030.1, ГОСТ Р 50030.2

ГОСТ Р 50030.1 введен в действие с 1 января 1 2002 г. ГОСТ Р 50030.1 предназначен для согласования правил и требований общего характера, относящихся к низковольтной аппаратуре распределения и управления, с целью их унификации в соответствующих классах аппаратов и устранения необходимости испытаний по различным стандартам. В ГОСТ Р 50030.1 изложены требования и правила, которые являются общими для низковольтной коммутационной аппаратуры и аппаратуры управления, предназначенной для эксплуатации в электрических цепях переменного тока напряжением до 1000 В и постоянного тока - до 1500 В включительно. Требования этого стандарта применяют совместно с требованиями ГОСТ Р 50030.2 на автоматические выключатели, а также совместно с требованиями других стандартов, входящих в состав комплекса ГОСТ Р 50030 «Аппаратура распределения и управления низковольтная»

В ГОСТ Р 50030.1 установлена терминология и классификация низковольтной аппаратуры, перечислены характеристики аппаратуры, их номинальные и предельные значения, приведены требования к объему и составу информации об аппаратуре и к ее маркировке, заданы условия эксплуатации аппаратуры, ее транспортировки и хранения, представлены требования к конструкции и работоспособности аппаратуры, указаны виды и объемы испытаний, которым должны быть подвергнуты низковольтные коммутационные устройства, иная коммутационная аппаратура и аппаратура управления, а также изложены другие требования.

Требования ГОСТ Р 50030.2, введенны в действие с 1 января 2002 г., распространяются на автоматические выключатели, предназначенные для работы в электрических цепях переменного тока напряжением до 1000 В и постоянного тока до 1500 В включительно. Такие автоматические выключатели могут иметь любые номинальные токи, различные конструкции и способы применения. Этот стандарт также содержит дополнительные требования к автоматическим выключателям со встроенными плавкими предохранителями. Указанные автоматические выключатели применяют в низковольтных распределительных устройствах, установленных в различных сооружениях, в трансформаторных подстанциях, в распределительных пунктах и др. Эти автоматические выключатели используют также во вводно-распределительных устройствах, во вводных устройствах, в главных распределительных щитах и других мощных низковольтных распределительных устройствах электроустановок жилых, общественных, производственных и других зданий.

В ГОСТ Р 50030.2 приведены термины и их определения, установлена классификация автоматических выключателей, заданы характеристики автоматических выключателей и их предпочтительные значения, указана информация, которая должна быть представлена с аппаратами; перечислены условия, которым должны удовлетворять автоматические выключатели в нормальном режиме и при наличии сверхтока, а также установлены требования к конструкции и работоспособности автоматических выключателей, указаны виды и методы их испытаний.

.3 ГОСТ Р 51328

Требования ГОСТ Р 51328 распространяются на бытовые переносные УЗО без встроенной защиты от сверхтока, которые применяют в однофазных электрических цепях переменного тока с напряжением не более 250 В и номинальным током до 16 А (при номинальном напряжении до 130 В номинальный ток не может быть более 32 А). Номинальный отключающий дифференциальный ток этих УЗО должен быть не более 0,03 А. Конструктивно рассматриваемые устройства обычно состоят из штепсельной вилки, собственно УЗО и нескольких штепсельных розеток. Для присоединения этих устройств к внешним электрическим цепям применяют штепсельные вилки, штепсельные розетки, зажимы или гибкие кабели.

2.4 Комплексы ГОСТ Р 51326, ГОСТ Р 51327

В стандартах комплексов ГОСТ Р 51326 и ГОСТ Р 51327 изложены требования к двум видам устройств защитного отключения. Один из видов УЗО назван в ГОСТ Р 51326.1 автоматическим выключателем, управляемым дифференциальным током, без встроенной защиты от сверхтока (ВДТ), а второй вид УЗО в ГОСТ Р 51327.1 поименован автоматическим выключателем, управляемым дифференциальным током, со встроенной защитой от сверхтока (АВДТ). Эти защитные устройства приводятся в действие дифференциальным током, который может появиться в их главных цепях. В национальной нормативной документации, научно-технических изданиях и публикациях подобные изделия именуют также устройствами защитного отключения.

В стандартах комплексов ГОСТ Р 51326 и ГОСТ Р 51327 изложены требования к двум видам устройств защитного отключения. Один из видов УЗО назван в ГОСТ Р 51326.1 автоматическим выключателем, управляемым дифференциальным током, без встроенной защиты от сверхтока (ВДТ), а второй вид УЗО в ГОСТ Р 51327.1 поименован автоматическим выключателем, управляемым дифференциальным током, со встроенной защитой от сверхтока (АВДТ). Эти защитные устройства приводятся в действие дифференциальным током, который может появиться в их главных цепях. В национальной нормативной документации, научно-технических изданиях и публикациях подобные изделия именуют также устройствами защитного отключения.

Требования стандартов комплексов ГОСТ Р 51326 и ГОСТ Р 51327 распространяются на ВДТ и АВДТ, которые рассчитаны на работу в электрических цепях переменного тока частотой 50 и (или) 60 Гц, с номинальным напряжением до 440 В и номинальным током до 125 А. Рассматриваемые УЗО предназначены для использования обычными лицами и не нуждаются в обслуживании.

Устройства защитного отключения широко применяют в составе такой меры защиты от косвенного прикосновения, как автоматическое отключение питания. УЗО, имеющие номинальный отключающий дифференциальный ток до 0,03 А включительно, также используют для дополнительной защиты от прямого прикосновения в случае отказа основных мер защиты.

АВДТ также применяют для защиты подключенных к ним электрических цепей от токов перегрузки и токов короткого замыкания. Они могут иметь номинальную наибольшую коммутационную способность10 до 25000 А включительно.

Требования ГОСТ Р 51327.1 допускают наличие у АВДТ нескольких значений номинального тока. При этом механизм, с помощью которого в АВДТ осуществляют переход от одного значения номинального тока к другому, в нормальных условиях эксплуатации должен быть недоступным потребителю, а само переключение должно быть возможным только при помощи инструмента.

2.5 ГОСТ Р 51329 и стандарт МЭК 61543

ГОСТ Р 51329 введен в действие с 1 января 2001 г. Он содержит аутентичный текст стандарта МЭК 61543 «Защитные устройства, управляемые дифференциальным током, для бытового и подобного использования (УДТ). Электромагнитная совместимость» 1995 г. и дополнительные требования, учитывающие особенности его применения в нашей стране. ГОСТ Р 51329 содержит требования, уточняющие процедуру испытаний ВДТ и АВДТ (по ГОСТ Р 51326.1 и ГОСТ Р 51327.1), а также переносных УЗО (по ГОСТ Р 51328) на их устойчивость к низкочастотным и высокочастотным электромагнитным помехам. В августе 2004 г. и ноябре 2005 г. Международная электротехническая комиссия приняла две поправки к стандарту МЭК 61543 1995 г.

Требования нормативных документов к низковольтным электроустановкам и к применяемому в них низковольтному электрооборудованию прежде всего ориентированы на защиту от поражения электрическим током.

3. Способы повышения коэффициента мощности за счёт рационализации работы токоприемников

Повышение коэффициента мощности промышленного предприятия сводится в основном к рационализации работы основных потребителей реактивной мощности - асинхронных двигателей и трансформаторов [5].

Приведём основные мероприятия, направленные к рационализации работы асинхронных двигателей:

. Замена малозагруженных двигателей двигателями меньшей мощности или замена на двигатели той же мощности, но с улучшенными характеристиками.

При замене двигателя двигателем меньшей мощности часто потери активной мощности  из-за более низкого номинального КПД нового двигателя могут остаться неизменными или же увеличиться (рисунок 1), а потребление реактивной мощности в ряде случаев уменьшиться (рисунок 2). Поэтому следует проверить целесообразность замены двигателей. Кроме того, следует учесть стоимость монтажных работ при замене двигателя.

Рисунок 1 - Зависимость средних значений КПД от мощности (для асинхронных двигателей открытого и защищенного типов)

трансформатор токоприемник защитный отключение

Рисунок 2 - Зависимость средних значений  от мощности (для асинхронных двигателей открытого и защищенного типов)

2. Понижение рабочего напряжения для двигателей, работающих с малыми коэффициентами загрузки, путем:

·       переключения малозагруженных двигателей (при загрузке 35% и ниже) напряжением 127/220 и 220/380 В с треугольника на звезду с помощью специальных переключателей или постоянной перепайкой статорных обмоток. Для двигателей с часто изменяющейся нагрузкой применяются автоматические переключатели с треугольника на звезду и обратно;

·        секционирование статорных обмоток двигателей, загруженных до 50% номинальной мощности (рисунок 3). Это мероприятие на практике осложняется необходимостью изготовления переключателей и перемотки обмотки с устройством до 18 выводов для их перепайки или их присоединения к переключателю. Коэффициент мощности при этом повышается с 0,5 до 0,8.

а)                         б)

Рисунок 3 - Принципиальная схема переключения статорной обмотки асинхронного двигателя с трёх параллельных ветвей на две

3. Понижение напряжения фабрично-заводских силовых сетей путем переключения ответвлений понижающих цеховых трансформаторов для случая, когда все двигатели в цехе мало загружены и питаются от одного и того же трансформатора.

Если межоперационное время превышает 10 сек., применение ограничителей холостого хода дает экономию активной и реактивной энергии, которая подсчитывается из выражений:

, [кВт·ч]

, [кВАр·ч]

где z - число технологических циклов в час;

Р_н - номинальная мощность двигателя, кВт;

Э - коэффициент эффективности, определяемый по диаграмме (рисунок 4) в зависимости от мощности холостого хода двигателя, измеряемой ваттметром;

Э_р - коэффициент эффективности, определяемый по диаграмме (рисунок 5) в зависимости от номинального коэффициента мощности двигателя;

Т_всп - продолжительность вспомогательного времени, сек/цикл.

. Повышение качества ремонта асинхронных двигателей. Выпуск из ремонта двигателей с большой неравномерностью загрузки отдельных фаз с увеличенным током холостого хода или с отклонением от заводских обмоточных данных вызывает значительное повышение потребления двигателями реактивной мощности из сети.

. Рационализация работы трансформаторов, заключающаяся в замене и перегруппировке их, а также отключении трансформаторов во время работы на холостом ходу. Если при этом потребление реактивной мощности снижается, а потери активной мощности увеличиваются или наоборот, то следует решить целесообразность замены и перегруппировки трансформаторов.

Рисунок 4 - Диаграмма для нахождения показателя эффективности Э в зависимости от мощности холостого хода электропривода

Рисунок 5 - Диаграмма для нахождения показателя эффективности Э_р, определяемого в зависимости от номинального коэффициента мощности асинхронного двигателя

4. Перспективные устройства автоматики

Для большинства электрических сетей силовые трансформаторы и линии работают раздельно. В этом случае шины подстанции разделены на две секции, каждая из которых получает питание по самостоятельной линии. При выходе из строя линии или трансформатора устройство автоматического включения резерва (АВР) восстанавливает питание на секции, потерявшей питание [6, 7].

При наличии в системе электроснабжения синхронных двигателей (СД) время действия устройства АВР может затянуться. Это объясняется тем, что СД, присоединенные к секции, потерявшей питание, продолжая вращаться по инерции, переходят в генераторный режим и некоторое время (3-8 с) в зависимости от их мощности поддерживают на этой секции шин напряжение, близкое к номинальному. Пусковой орган устройства АВР сразу не сработает, и запуск узла автоматики включения затянется.

Значительно быстрее в данном случае снижается на шинах частота. Поэтому широко используют схему комбинированного пуска устройства АВР по частоте и напряжению. Факт перерыва электроснабжения такой схемой устанавливается через 0,3...0,5 с.

Еще более высокую чувствительность к потере питания имеют устройства АВР, принцип действия пускового органа которых основан на сравнении фаз векторов напряжений двух секций шин. В этом случае факт перерыва питания устанавливается через 0,2...0,3 с.

Существуют и другие принципы осуществления пускового органа устройства АВР.

4.1 Устройства БАВР

Высоковольтный научно-исследовательский центр (ВНИЦ) ВЭИ разработал комплекс устройств быстродействующего АВР (БАВР), предназначенный для повышения надежности электроснабжения синхронных двигателей напряжением 6-10 кВ и обеспечения их устойчивости при кратковременных нарушениях электроснабжения.

Комплекс устройств БАВР включает в себя быстродействующие вакуумные выключатели типов ВБТЭ-М, ВВЭМ, ВБЧЭ и других с электродинамическим устройством управления приводом и быстродействующее пусковое устройство АВР (ПУ АВР) типа БЭ 8302, размещаемые в шкафах КРУ серий К-104м, К-113, КРУ2-10 и других, в шкафах КСО и других типах ячеек РУ 6-10 кВ (по запросу заказчика).

Пусковое устройство АВР представляет собой многоэлементное устройство релейной защиты и противоаварийной автоматики, обеспечивающее двухстороннее действие на отключение выключателей двух вводов и на включение секционного выключателя резервного питания. С помощью логики ПУ АВР в зависимости от вида аварии обеспечивается или опережающее АВР (при потерях питания, вызванных неоперативными отключениями питающих фидеров), или одновременное АВР или АВР с контролем от блок-контактов отключаемого вводного выключателя (при потерях питания, вызванных КЗ в питающей линии).

Кроме того, во всех типах ПУ АВР предусмотрена возможность синфазного включения аварийной секции (в конце первого проворота векторов напряжения аварийной секции относительно резервной).

Общий блок пускового устройства включает следующие органы:

·    блок минимального напряжения (реагирует на КЗ);

·        блок контроля угла между одноименными напряжениями прямой последовательности первой и второй секций шин (реагирует на потерю питания, связанную с неоперативными отключениями питающих фидеров);

·        блок направления активной мощности прямой последовательности (определяет место КЗ до вводного выключателя секции или после него).

Технические характеристики ПУ АВР:

Номинальное напряжение:

переменного тока, В 100

оперативного постоянного (или выпрямленного) тока, В 220

Номинальный ток, А 5

Номинальная частота, Гц 50-60

Время срабатывания:

пускового устройства, с, не более 0,06

органа минимального напряжения, с, не более 0,045

органа контроля угла, с, не более 0,02

реле направления активной мощности, с, не более 0,35

Габаритные размеры ПУ, мм, не более 510x368x255

Масса ПУ, кг, не более 25

Опыт применения устройств БАВР на объектах заказчиков показал, что время перерыва питания при работе комплекса устройств БАВР не превышает расчетного, и при этом броски токов при включении резервного источника питания не превышают пусковых. Опыты подтвердили обоснованность теоретических и практических положений, лежащих в основе разработки комплекса устройств БАВР, и эффективность его работы.

Опыт работы комплексов устройств БАВР на всех объектах заказчиков показал, что суммарное время переключения аварийной секции на резервную не превышает 0,12 с при всех видах нарушения электроснабжения на подстанциях с двигательной синхронной нагрузкой.

4.2 Устройства БАВР нового поколения

Комплекс быстродействующего АВР нового поколения разработан и внедрен на многих предприятиях нефтехимической промышленности.

Преимущества БАВР нового поколения:

·  более чем на порядок сокращается время цикла АВР. При обычном АВР время цикла переключения на резервный источник t = 0,7...5,0 с, при быстродействующем АВР t = 0,06...0,25 с;

·        при обычном АВР на самозапуск можно пускать двигатели суммарной мощностью, не более чем 0,3S_Тном (номинальной мощности питающего трансформатора). При быстродействующем АВР все двигатели потерявшей питание секции остаются в работе;

·        при срабатывании БАВР в отличие от обычного АВР синхронные двигатели не теряют синхронизма, следовательно, не требуется гашения поля и ресинхронизации;

·        токи включения двигателей, питающихся от поврежденного ввода, не превышают (2...2,5)·I_ном, что увеличивает ресурс электродвигателей и механизма;

·        переходные процессы после срабатывания БАВР заканчиваются за десятые доли секунды.

Опыт эксплуатации разработанных и внедренных устройств БАВР на многих (более 20) предприятиях нефтехимии показал высокую эффективность работы при кратковременных нарушениях электроснабжения двигательной нагрузки 0,4-6-10 кВ. Так, на одном из предприятий нефтехимии устройство БАВР успешно сработало 44 раза и обеспечило непрерывность технологического процесса.

5. Современные инфракрасные камеры для диагностики оборудования

Универсальным современным средством диагностирования электрооборудования является инфракрасная термография, которая обеспечивает контроль его состояния без вывода из работы. С помощью термографических средств можно идентифицировать такие дефекты, как, например, локальный нагрев элементов конструкции, ухудшение состояния контактных соединений и др.[7]

Инфракрасная диагностика дает возможность увеличить ресурс электрооборудования за счет выявления дефектов на ранней стадии их развития, уменьшить потери электроэнергии в контактных соединениях в результате своевременного ремонта контактов, сократить затраты на техническое обслуживание вследствие прогнозирования сроков и снижения объема ремонтных работ, оценить реальный уровень эксплуатации электрооборудования обслуживающим персоналом.

Тепловизоры фирмы NEC (Япония), как показал опыт их эксплуатации, отличает высокая надежность и точность. Недавно в России появились новые японские тепловизоры типов ТН7700/7800 и TH9100ML/WL. Тепловизоры имеют встроенную видеокамеру, внешний ЖК-дисплей 3,5", простое управление, лицензионную неохлаждаемую матрицу (320x240 измерительных элементов, точность ±2 °С или ±2 % от показания), легкий защищенный корпус (рабочая температура - 15 °С...+50 °С пылевлагозащищенный IP54), адаптацию к яркому солнечному свету.

Основные технические характеристики тепловизоров типов ТН7700/7800 (табл. 1) и ТН9100ML/WL (табл. 2) приведены ниже.

Дополнительные характеристики тепловизоров:

ТН7700/7800 - чувствительность видеокамеры - 1 лк, чувствительность матрицы - 0,01 °С;

TH9100ML/WL - высокое разрешение видеокамеры (1,2 мрад), дистанционное управление, аккумуляторы повышенной емкости (время работы - 2,5 часа), чувствительность матрицы - 0,04 °С.

Таблица 1 - Технические характеристики тепловизора ТН7700/7800

Таблица 2 - Технические характеристики тепловизора ТН9100 МL/WL

Заключение

В данном отчёте приведены нормативные и справочные материалы, знание которых позволит реализовывать комплекс основных мероприятий единой системы планово-предупредительного технического обслуживания и ремонта электроустановок и обеспечить высокие эксплуатационные показатели их в течение всего межремонтного периода.

Список литературы

1. Сибикин Ю.Д., Сибикин М.Ю. Техническое бслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий: Учеб. пособие. - М.: ПрофОбрИздат, 2002. - 432 с.

. Харечко В.Н., Харечко Ю.В.Нормальный и аварийный режим элек4троустановки здания. «Главный энергетик», №6 2007.

. Харечко В.Н., Харечко Ю.В. О токе замыкания на землю, токе утечки и дифференциальном токе. «Главный энергетик», №7 2007.

. Быстрицкий Г.Ф., Киреева Э.А. Автономные источники электроснабжения предприятий. «Главный энергетик», №1, 2006, стр.23-27.

. Фёдоров А.А., Попов Ю.П. Эксплуатация электрооборудования и промышленных предприятий. Учебн. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

. Киреева Э.А. Современные средства контроля и измерения в электроснабжении (Справочные материалы. Часть 1). - М.: НТФ «Энергопрогресс», 2006.

. Приборы и средства диагностики электрооборудования и измерений в системах электроснабжения. Справочное пособие/под ред. Григорьева В.И. - М.: Колос, 2006.