Техническое обслуживание силовых трансформаторов (ТО-6, ТО-12)

При осмотре силовых трансформаторов проверяют показания термометров и мановакуумметров, состояние кожухов трансфор­маторов, убеждаются в отсутствии течи масла, контролируют на шчие масла в масл она полненных вводах, соответствие уровня мас­ла в расширителе температурной отметке, проверяют состояние изоляторов, маслоохлаждаюших и маслосборных устройств, оши­новки и кабелей, убеждаются в отсутствии нагрева контактных соединений, контролируют исправность пробивных предохрани­телей и сигнализации, а также сети заземления трансформатор­ного помещения.

Осмотры без отключения трансформаторов производят:

• в электроустановках с постоянным дежурным персоналом 1 раз в сутки;
• в электроустановках без постоянного дежурного персонала не реже I раза в месяц;
• на трансформаторных пунктах не реже I раза в 6 мес.

Внеочередные осмотры выполняют при резком изменении тем­пературы наружного воздуха и после каждого отключения транс­форматора в результате срабатывания устройств токовой или диф­ференциальной защиты.

Трансформатор выводят из работы в следующих случаях:

• потрескивание внутри трансформатора или неравномерный шум;
• ненормальный и постоянно возрастающий нагрев трансфор­матора при нормальных нагрузке и охлаждении;
• выброс масла из расширителя или разрыв диафрагмы выхлоп­ной трубы;
• течь масла с опусканием его уровня ниже уровня масломерного стекла;
• необходимость немедленной замены масла по результатам ла­бораторных анализов.

У трансформаторов мощностью 160 кВ А и более масло под­вергают непрерывной регенерации, осуществляемой в термосифонных фильтрах или путем периодического присоединения аб­сорбера.

Находящееся в эксплуатации изоляционное масло подвергают лабораторным испытаниям в следующие сроки:

• не реже I раза в 5 лет для трансформаторов, работающих с термосифонными фильтрами (сокращенный анализ);
• после каждого капитального ремонта трансформаторов;
• не реже I раза в 2 года для трансформаторов, работающих без термосифонных фильтров (сокращенный анализ).

Температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке трансформатора и максимальной температуре охлаждающей сре­ды (30 ºС — воздуха, 25 °С — воды) не должна превышать:

• 70 ºС — в трансформаторах с принудительной циркуляцией масла и воды;
• 75 ºС — в трансформаторах с принудительной циркуляцией масла и воздуха;
• 95 ºС — в трансформаторах с естественной циркуляцией воздуха и масла или принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла.

Одним из таких показателей является цвет масла. Свежее трансформаторное масло, залитое в электроаппарат, должно иметь светло-желтый цвет. В процессе эксплуатации масло темнеет под влиянием нагрева, загрязнений и образующихся при окислении осадков.

Загрязнение масла может происходить от попадания в него в результате растворения лаков, красок, бакелитовой и хлопчато­бумажной изоляции, образования углерода из-за горения элект­рической дуги, появления шлака вследствие старения масла. По­явление в трансформаторном масле осадков и примесей опасно тем, что они, будучи сильно гигроскопичными, при отложениях на поверхности изоляции трансформаторов способствуют корот­кому замыканию.

Ремонт силовых трансформаторов

При наличии технической документации предшествующая ре­монту дефектация сводится к осмотру и определению состояния и комплектности трансформатора, уточнению условий и возмож­ностей организации ремонта на месте. При отсутствии техниче­ской документации осмотр и дефектацию производят в полном объеме с выполнением необходимых замеров и испытаний. Ре­зультаты осмотра и дефектации заносят в специальную ведомость дефектов.

Текущий ремонт

При текущем ремонте трансформаторов, производимом 1 раз в три года, производят следующие виды работ:

1. наруж­ный осмотр трансформатора и всей арматуры;
2. удаляют грязь из расширителя, доливают масло (в случае необходимости);
3. прове­ряют маслоуказательные устройства, спускной кран и уплотне­ния;
4. проверяют пробивные предохранители у трансформаторов с незаземленной нейтралью на стороне низшего напряжения;
5. контролиру­ют рабочее и защитное заземления;
6. контролируют сопротивление изоляции об­моток;
7. проводят испытание трансформаторного масла;
8. проверя­ют действие газовой защиты;
9. восстановление расцветки фаз;
10. испытание и измерение в соответствии с ПТЭЭП.

Капитальный ремонт

При капитальном ремонте трансформаторов, производимом не реже 1 раза в 12 лет с учетом результатов ДК производят:

1. вскрытие трансформатора (рис. );
2. подъем сердечника и осмотр его;
3. ремонт выемной части (стали, обмотки, переключателей, от­водов);
4. ремонт крышки расширителя, кранов, изоляторов, ох­лаждающих и маслоочистительных устройств;
5. чистку и в случае необходимости окраску кожуха;
6. проверку контрольно-измеритель­ных приборов, сигнальных и защитных устройств;
7. очистку или замену масла; сушку изоляции;
8. сборку трансформатора;
9. нанесение диспетчерских наименований;
10. испытание и измерение в соответствии с ПТЭЭП.

3. Огнетушители. Классификация огнетушителей по виду применяемого огнетушащего вещества и назначению.

ОП- предназначен для тушения твердых(класс А), жидких(класс В), газообразных(класс С), веществ, и объектов под напряжением до 1000В(класс D).

Бывают переносные до 15 кг, и передвежные свыше 15 кг. Внутри находится порошок под давлением азота, от 12 до 16 кгс/см2 указанное на индикаторе. Тушить не ближе 1м. с подветренной стороны(ветер в спину), от краев к центру.

Запрещается:

Тушить людей.

Пользоваться в малых помешениях, где нет притока свежего воздуха(до 40м2).

ОУ- предназначен для тушения жидких(класс В), газообразных(класс С) веществ, объектов под напряжением до 10 кВ(класс Е). Не предназначен для тушения твердых веществ (класс А), и металлов (класс D). Бывают переносные до 15 кг, и передвежные свыше 15 кг. Внутри углекислота под давлением 58кгс/см2.

Тушить в рукавицах или перчатках т.к. t = 72 градуса, не ближе 1 м. тушить, с подветренной стороны, от краев к центру.

Запрещено:

Тушить людей.

Тушить малые по объему помещения.

4. Назначение, устройство и принцип работы автоматического включения резерва (АВР). Устройства обеспечивающие непрерывность энергоснабжение потребителей посредством переключения на резервный источник питания.

АВР обеспечивает быстрое автоматическое включение резервного источника или включением выключателя, на котором осуществлено деление сети. При пропаже напряжения на вводе отключается ввод, затем включается секционный выключатель.

АВРдолжно удовлетворять следующим требованиям:

- Схема АВРдолжна приходить в действие в случае исчезновения напряжения по любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателя.

- Включение резерва должно производится возможно быстрее.

- Действие АВР должно быть однократным.

- Схема АВРне должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника

- Для ускорения отключения резервного источника при его включении на не устранившееся КЗ должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АВР.

Уставка АВРпримерно 0,5с, вводится и выводится ключом, имеет ручное и автоматическое положение.

АВР не должна срабатывать при наличии напряжения выше 30% от номинального, генерируемого останавливающимися синхронными двигателями, при работе УРОВ, при работе МТЗ ввода, при отключении ввода вручную.

5. Работы, запрещенные эксплуатационному персоналу во взрывоопасных зонах.

- ремонтировать электродвигатель под напряжением;

- эксплуатировать электрооборудование при неисправны защитных заземлениях;

- течь масла;

- отсутствие крепежных элементов;

- вскрывать оболочку под напряжением;

- включать отключенное электроустановки без выяснения и указания причины отключения;

- нагружать выше норм электрооборудование;

- изменять комплектность искробезопасных приборов;

- заменять марку и длину проводов;

- оставлять открытыми двери отделяющие взрывоопасные зоны;

- заменять устройства защиты с другими номинальными значениями;

- эксплуатировать кабели с внешними повреждениями.

Билет №14

1. Основные и дополнительные электрозащитные средства до 1000 В. Нормы и сроки их испытания.

К основным изолирующим электрозащитным средствам для электроустановок напряжением до 1000 В относятся:

- изолирующие штанги всех видов – 1 раз в 2 года;
- изолирующие клещи- 1 раз в 2 года;
- указатели напряжения – 1 раз в 1 год;
- электроизмерительные клещи – 1 раз в 1 год;
- диэлектрические перчатки – 1 раз в 6 месяцев;
- ручной изолирующий инструмент – 1 раз в 1 год.

К дополнительным изолирующим электрозащитным средствам для электроустановок напряжением до 1000 В относятся:

- диэлектрические галоши – 1 раз в 1 год;
- диэлектрические ковры и изолирующие подставки;
- изолирующие колпаки, покрытия и накладки;
- лестницы приставные, стремянки изолирующие стеклопластиковые.

2. Бесщeточное возбуждение синхронного двигателя продуваемого под избыточным давлением, принцип действия, работа схемы.

Двигатель предназначен для приводов насосов, турбо-компресоров, газовых нагнетателей и других быстроходны механизмов, имеют маркировку по взрывозащиты В4Т5-П и могутприменяися во взрывоопасных помещениях всех классов кроме наружных установок класса В-I Г вкоторых могут образоваться взрывоопасные смеси.

БВУ- бесщеточное возбудительное устройство применяется на СТДП и СТД, предназначено для питания обмотки возбуждения и автоматического управления током возбуждения. Состоит из станции управления. С помощью понижающего тр-ра и диодного моста, преобразует переменный ток в постоянный. При асинхронном запуске СТД выход станции управления замыкается на гасящий резистор, при достижении оборотов ротора скольжение <5% станция управления переключает свой выход на ОВВ(обмотка возбуждения возбудителя), вокруг ОВВ создается магнитное поле, которое пронизывает обмотки электродвигателя и наводит в них переменную ЭДС, которая потом выпрямляется трехфазным выпрямительным мостом и подается на ОВВ. В результате ротор СТД втягивается в синхронизм. Цепочки из резисторов и управляющих теристоров предназначены для защиты ОВВ от перенапряжения.

1. статор возбудителя. 2. ОВВ. 3. ротор возбудителя 4. 3х фазная обмотка возбудителя 5. выпрямитель 6. пусковой резистор 7. тиристор 8. резистор 9. ротор синхронного двиг. 10. обмотка возбуждения 11. статор эл.двиг.

3. Обязанности исполнителя при проведении работ по наряду-допуску на проведение работ повышенной опасности.

Производитель работ отвечает:

- за соответствие подготовленного рабочего места мероприятиям, необходимым при

подготовке рабочих мест и отдельным указаниям наряда;

- за четкость и полноту целевого инструктажа членов бригады;

- за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента,

инвентаря и приспособлений;

- за сохранность на рабочем месте ограждений, плакатов (знаков безопасности), предназначенных для предупреждения человека о возможной опасности, запрещении или предписании определенных действий, а также для информации о расположении объектов, использование которых связано с исключением или снижением последствий воздействия опасных и (или) вредных производственных факторов (далее -плакаты, знаки безопасности), заземлений, запирающих устройств;

- за безопасное проведение работы и соблюдение Правил им самим и членами бригады;

- за осуществление постоянного контроля за членами бригады.

Член бригады отвечает за соблюдение требований настоящих Правил, инструкций по

охране труда соответствующих организацийи инструктивных указаний, полученных при допуске к работе и во время работы.

4. Назначение и виды оперативных переключений.

Назначения и виды оперативных переключений. Виды бланков переключений, их содержание. Порядок оформления бланков переключений.

Оперативные переключения (ОП) - действия с коммутационными аппаратами (КА) и другим оборудованием, находящимся под напряжением. Оперативные переключения должен выполнять оперативный или оперативно-ремонтный персонал, допущенный распорядительным документом руководителя организации.
Переключения делятся на плановые и аварийные, сложные и простые.

Аварийные выполняются при повреждении участка цепи без оформления документов с последующей записью в оперативном журнале (ОЖ).

Плановые выполняются по заранее утвержденным документам.

Сложные переключения в ЭУ до и свыше 1000В – это переключения, требующие соблюдения строгой последовательности действий оперативным персоналом.

Сложными считаются переключения:

- при отсутствии блокировочных устройств;

- при неисправности блокировочных устройств;

- количеством операций больше трех.

Сложные переключения выполняются по бланкам переключениям (БП) в составе бригады из двух человек (один из них контролирующей).
Бланк переключений (обычный) - оперативный документ, в котором приводится строгая последовательность операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями (ножами), цепями оперативного тока, устройствами релейной защиты. Типовой бланк переключений (ТБП) - оперативный документ, в котором указывается строгая последовательность операций при выполнении повторяющихся сложных пере-ключений в электроустановках для конкретных схем электрических соединений и состояний устройств РЗА. ТБП должны заранее разрабатываться и подписываться лицом ответственным за электрохозяйство НПС.
Программа переключений (типовая программа) - оперативный документ, в котором указывается строгая последовательность операций при переключениях в электроуста-новках разных уровней управления или разных энергообъектов.
Бланк переключений содержит:

1.Наименование организации (ЛПДС, НПС).

2.Порядковый номер.

3.Наименование электроустановки, где будут производиться переключения (ОРУ-110кВ, ЗРУ-10кВ).

4.Дата переключения, время начала и окончания переключений.

5.Задание на производство переключений (вывод в ремонт, ввод в работу и т.д.).

6.Последовательность производимых операций при переключениях в виде таблицы:

- в 1-й графе номер пункта операций;

- во 2-й указывается сама операция - действия с КА, с цепями оперативного тока, с устройствами РЗА, операции по включению и отключению заземляющих ножей, установка и снятие переносных заземлений, операции по фазировке оборудования, оперативные переговоры, вывешивание и снятие плакатов, а также указываются наиболее важные проверочные действия;

- в 3-й графе отметка о выполнении пунктов.

Внизу указывается фамилия лица производящего оперативные переключения с подписью и фамилия лица производящего контроль при переключениях с подписью.

Обычный бланк переключений регистрируется и оформляется оперативным или оперативно-ремонтным персоналом, который будет производить переключения, после записи распоряжения в оперативном журнале. Допускается составление бланка переключений заблаговременно в течение смены указанным персоналом.

Порядок оформления бланка переключений :

1. Выдающий распоряжение о переключении указывает его цепь и последовательность операций;

2. Получив распоряжение о переключении, дежурный должен записать его на «черно-вик», повторить по записи и получить подтверждение диспетчера о том, что распоряжение понято правильно;

3. Записать задание в оперативный журнал;

4. Проверить по оперативной схеме (схеме-макету) последовательность выполнения операций и при необходимости составить бланк переключении или подготовить к исполь-зованию типовой бланк переключения;

5. С содержанием распоряжения ознакомить второе лицо, если оно необходимо при переключениях;

6. О начале переключений сообщается оператору НПС, диспетчеру энергоснабжающей организации, если произойдет изменение нагрузок по вводам, потребителю, если его отключают;

7. После оповещения и получения подтверждения, что они приняты, делается запись в ОЖ с указанием времени, ФИО и должности подтвердивших лиц;

8. Непосредственно перед выполнением переключений по БП проверить правильность записанных в нем операций;

9. После проверки контролирующим лицом БП подписывается как им, так и лицом, производящим переключения;

10. На БП дежурный ставит время начала переключения и приступает к переключениям;

11. На месте переключений персонал обязан внимательно проверить по надписи наименование присоединения и название аппарата, на котором предстоит проведение опе-рации, и соответствие их указанным в бланке переключении. Запрещается переключение по памяти без прочтения надписи на аппарате;

12. Убедившись в правильности выбранного присоединения и аппарата, контролирующее лицо зачитывает по бланку переключении содержание операции или проверочного дей-ствия, подлежащего выполнению;

13. Лицо, выполняющее операцию, повторяет ее содержание и, получив разрешение контролирующего лица, выполняет операцию;

14. Сразу после выполнения отдельных операций или проверочных действий в бланке переключении необходимо делать отметки об их выполнении, чтобы исключить возмож-ность пропуска какой-либо операции;

15. При возникновении сомнений в правильности проводимых операций переключения должны быть прекращены, последовательность операций проверена по оперативной схеме или схеме-макету и в случае необходимости - получено соответствующее разъяснение оперативного руководителя, отдавшего распоряжение о переключении;

16. По окончании операций по переключениям в бланке переключений указать время окончания;

17. По окончании переключений в оперативном журнале должна быть сделана запись обо всех операциях с коммутационными аппаратами, изменениях в цепях РЗиА, о включении (отключении) заземляющих ножей, наложении (снятии) переносных заземлений с указа-нием их номеров и мест нахождения;

18. Все изменения в схемах электрических соединений электроустановок и в цепях устройств РЗиА, выполненные при производстве переключений, а также места установки заземлений должны быть отражены на оперативной схеме или мнемосхеме (схеме-макете) по окончании переключении;

19. Об окончании переключений необходимо сообщить лицу, отдавшему распоряжение о переключении.

5. Описание исполнения с видом взрывозащиты «i».

i - Искробезопасная электрическая цепь - Электрическая цепь, в которой любые искрения не вызывают воспламенение, а любое тепловое воздействие не способно воспламенить взрывоопасную смесь.

Рис. 7. Искробезопасная электрическая цепь

Билет №15

1. Перспективы развития магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.

Бесперебойное и надежное энергоснабжение ПАО «Транснефть» путем использования энергоэффективного оборудования и технологий;

Снижение негативного воздействия на окружающую среду в результате сокращения потребления топливно-энергетических ресурсов;

Открытость значимой информации об энергосберегающей деятельности ПАО «Транснефть»;

Повышение уровня знаний в области энергосбережения и энергоменеджмента влияющего на потребление топливно-энергетических ресурсов персонала ПАО «Транснефть» и организаций системы «Транснефть», повышение информированности об Энергетической политике и ее целях на всех уровнях организации, повышение заинтересованности в рациональном расходовании и экономии топливно-энергетических ресурсов.

2. Испытания силовых трансформаторов после ремонта.

1.Проверка коэфициэнта трансформации.

2. Проверка групп соединения обмоток.

3. Измерение сопротивления обмотки постоянным током.

4. Испытание эл.прочности масла.

5. Измерение сопротивления изоляции.

6. Испытание эл.прочности изоляции.

7. Измерение тока Х.Х. и потерь Х.Х.

8. Измерение напряжения К.З. и потерь К.З.

9. Проверка бака тр-ра на герметичность.

3. Что такое ПДК, ПДВК, ВКПР, НКПР? Их численное значение для паров нефти и нефтепродуктов.

Предельно допустимая концентрация (ПДК)- концентрация которая при ежедневной работе в пределах 8 часов в течение всего рабочего стажа работника, не может вызывать у работающего заболеваний или отклонении в состоянии здоровья, обнаруживаемые современными методами исследования, непосредственно в процессе работы или в отдаленные сроки.

ПДК нефти 300мг/м3, бензин 100мг/м3

Верхний концентрационный предел распространения пламени (ВКПРП)- наибольшая концентрация горючих паров и газов, при которой еще возможен взрыв.

ВКПРП нефти 195000мг/м3, бензин 212000мг/м3

Нижний концентрационный предел распространения пламени (НКПРП)- наименьшая концентрация горючих паров и газов, при которой уже возможен взрыв.

НКПРП нефти 42000мг/м3, бензин 32600мг/м3

Предельно допустимая взрывобезопасная концентрация (ПДВК)- составляет 5% от величины НКПРП.

ПДВК нефти 2100мг/м3, бензин 1630мг/м3

4. Релейная защита высоковольтного электродвигателя насосного агрегата, виды защит, назначение, работа схемы.

-Токовая отсечка (без выдержки времени).

-Защита от перегрузок (с выдержкой).

-ОЗЗ((однофазное замыкание на землю), (действует на отключение с выдержкой 0,5 сек.).

-ДЗ( обмоток двигателя (действует на отключение без выдержки времени, ставится на обмотки ЭД более 2000 кВА).

-ЗМН(защита минимального значения) 2х ступенчатая. 1ая ст. действует на сигнал при снижении напряжения 30-50% номинального напряжения.

2ая ст. действует на отключение при снижение ниже 0,5 номинального напряжения с выдержкой времени в 6 сек.

-Защита системы управления: Защита от асинхронного хода, защита гашения поля.

-УРОВ(устройство резервирования при отказе выключателя) действует на отключение выключателя СТД или ввода, СВ) с выдержкой времени 0,35 сек, если он не отключится релейной защитой.

-Дуговая защита.

5. Характеристика зоны класса 0 по ГОСТ 30852.9-2002.

Взрывоопасная зона - помещение или ограниченное пространство в помещении или у наружной установки, в котором имеется или может образоваться взрывоопасная смесь в объеме, требующем специальных мер защиты при конструировании электрооборудования, его монтаже и эксплуатации.

Взрывоопасные зоны в зависимости от частоты и продолжительности присутствия взрывоопасной газовой смеси подразделяются на три класса.

Зона класса 0 - зона, в которой взрывоопасная газовая смесь присутствует постоянно или в течение длительного времени.

При определении взрывоопасных зон по ПУЭ принимается, что

а) взрывоопасная зона в помещении занимает весь объем помещения, если объем взрывоопасной смеси превышает 5% свободного объема помещения;

б) взрывоопасной считается зона в помещении в пределах до 5 м по горизонтали и вертикали от технологического аппарата, из которого возможно выделение горючих газов или паров ЛВЖ, если объем взрывоопасной смеси равен или менее 5% свободного объема помещения. Помещение за пределами взрывоопасной зоны следует считать невзрывоопасным, если нет других факторов, создающих в нем взрывоопасность;

Билет №16

1. Защитное заземление, принцип действия. Требования к сечению и окраске защитных проводников. Требования к сопротивлению заземляющих устройств.

В качестве естественных заземлителей могут быть использованы:

а) металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящиеся в соприкосновении с землей.

б) металлические трубы,

в) обсадные трубы буровых скважин,

г) металлические шунты гидротехнических сооружений,

д) металлические оболочки бронированных кабелей. Алюминиевые оболочки кабелей использовать в качестве заземлителей не допускается. Не допускается использовать в качестве заземлителей трубопроводы горючих жидкостей. Искусственные заземлители могут быть из черной или оцинкованной стали или медными и не должны иметь окраски. В эл.установках выше 1кВ с изолированной нейтралью проводимость заземляющих проводников сечением до 25 мм должна составлять не менее 1/3 проводимости фазных проводников. Как правило не требуется применение медных проводников сечением более 25 мм, алюминиевых 35 мм, стальных 120 мм. Во всех случаях сечение медных защитных проводников, не входящих в состав кабеля или проложенных не в общей оболочки с фазными проводниками, должно быть не менее: 2,5мм при наличии механической защиты; 4мм при отсутствии механической защиты. Сечение отдельно проложенных в защитных проводниках должно быть не менее 16мм.

2. Устройства регулирования напряжения силовых трансформаторов, принцип работы, особенности эксплуатации.

Для тр-ров небольшой мощности используется регулирования напряжения без возбуждения ( ПБВ ) т.е. после отключения всех обмоток от сети. Потребитель на некоторое время остается без напряжения. Это неудобно в тех случаях, когда нагрузка меняется часто, зато по конструкции устройства просты и дешевы. В обмотке высшего напряжения делают ряд ответвлений, каждое из которых соответствует заданному числу последовательно включенных витков обмотки. В основу регулирования напряжения тр-ров положен принцип изменения коэффициента трансформации , т.е. изменения числа витков обмотки.

Регулирование может производится автоматически без отключения тр-ра ( способ РПН) так же происходит переключение витков, но число ответвлений больше, а диапазон регулирования шире. Диапазон регулирования может быть +10—16 %. В зависимости от мощности тр-ров , класса обмоток, схемы переключателей бывают однофазные и трехфазные.
Для регулирования напряжения применяют три схемы соединения обмоток. Схема с ответвлениями близ нулевой точки, прямая и оборотные схемы.
Особенности прямой и оборотных схем состоит в том , что из работы исключаются или вводятся витки расположенные в средней части обмотки и при этом магнитное равновесие не нарушается и механически обмотки более устойчивы в работе, чем при схеме с ответвлением близ нулевой точки.

3. Порядок действий при несчастном случае на производстве.

Вызвать скорую помощь и сообщить непосредственному руководителю.

Оценив личную безопасность, освободить от воздействия электрического тока.

По возможности приступить к реанимационным мероприятиям.

4. Максимальная токовая защита, защита от перегруза, назначение и принцип действия. Схемы максимальной токовой защиты и защиты от перегруза. Места установки.

МТЗ (максимальная токовая защита)

МТЗ относится к разряду токовых защит, реагирующих на повышение тока в контролируемой цепи до некоторого расчетного уровня - тока срабатывания защиты 1с.з.

Применяется для защиты электрооборудования и электросети от токов короткого замыкания и токов перегрузки.

МТЗ всегда состоит из пускового органа, который выявляет момент КЗ или перегрузки линии (например РТ- 40) и замедляющего органа (например РВ-134), который нужен для обеспечения селективности защиты.

Селективность действия смежных МТЗ достигается путем согласования их срабатывания во времени по ступенчатому принципу. Величина ступени Δ t выбирается такой, чтобы при КЗ в точке К1 МТЗ II не успела сработать (см. рис. 1). Как правило у аналоговых защит Δ t = 0,5с, у цифровых защит Δt может достигать 0,1с.

Существуют реле, которые в одном корпусе содержат и пусковой орган и орган замедления (РТ-80), при их использовании реле времени не ставиться и МТЗ считается с зависимой от тока выдержкой времени т.е. чем ток больше, тем меньше выдержка времени (быстрее вращается диск).

На объектах МН в основном применяется МТЗ с реле тока и реле времени, т.е. МТЗ с независимой от тока выдержкой времени.

Требования к МТЗ (к выбору тока с.з.):

1. МТЗ не должна срабатывать при прохождении максимального тока нагрузки.

2. МТЗ должна надёжно действовать на защищаемом участке и иметь К ч ≥ 1,5 т.е. тока двухфазного КЗ, произошедшего в конце основной зоны защиты в 1,5 и более раз;

3. МТЗ должна действовать и при КЗ на смежном (резервном) участке и иметь К_ч>1,2., т.е. ток срабатывания защиты должен быть меньше тока двухфазного КЗ, произошедшего в конце основной зоны защиты в 1,2 раза;

4. Реле тока МТЗ должны вернуться в исходное положение от тока нагрузки линии после отключения КЗ на смежном участке, называемым внешним КЗ. (поэтому важно чтобы коэффициент возврата Кв был высокий, к.п. не ниже 0,8.

ТО (токовая отсечка)

ТО - разновидность МТЗ, обеспечивает быстрое отключение места КЗ. Отличается от МТЗ отсутствием органа замедления и способом выбора тока срабатывания защиты

В сетях с изолированной нейтралью применяется для защиты от межфазных КЗ ЛЭП, трансформаторов небольшой мощности (до 4000 кВА) и электродвигателей мощностью до 5000 кВт путем отключения без выдержки времени.

Т.к. ТО защищает только от межфазных КЗ, поэтому она применяется совместно с МТЗ, в этом случае такая защита носит название двухступенчатой токовой защиты (МТЗ).

Рис. 2. Обеспечение селективности ТО, где I кз- кривая величины тока короткого замыкания в зависимости от места КЗ. Чем дальше от места установки защиты произошло КЗ, тем ток КЗ будет меньше, т.к. увеличивается сопротивление линии.

Селективность ТО достигается не выдержкой времени, а ограничением зоны ее действия. Для этого Iсз отстраивается (должен быть больше) не от максимального тока нагрузки, а от тока при трехфазном КЗ в максимальном режиме системы (I⁽³⁾кз max ) в конце защищаемой зоны.

Iсзто = Кн I⁽³⁾кз max где

ТО II не должна срабатывать при КЗ в конце своего участка или начале следующего. Например при КЗ в точке К1- на смежной последующей линии, ТО II не среагирует, т.к. ее ток срабатывания будет больше протекающего тока КЗ (I кз), см. рис.2.

При расчетах следует иметь ввиду что, ток срабатывания защиты (I_сз) выбирается в зависимости от того, какое присоединение защищает ТО. Так, например, при защите трансформатора (блока линия-трансформатор), I_сз выбирается так, чтобы ТО не действовала при КЗ на шинах низкого напряжения трансформатора. В этом случае формула (4.1) будет выглядеть следующим образом

Iсзто= Кн I^(нн)кз тах/К_тр, (4.2)

где Кф- коэффициент трансформации силового трансформатора;

I^(нн)кз max - максимальный ток трехфазного КЗ на стороне НН трансформатора.

При таком выборе ТО надежно защищает всю линию до трансформатора и обмотку высокого напряжения трансформатора. Поскольку ТО не срабатывает при внешних КЗ, то при выборе Iсзтокоэффициент возврата не учитывают.

При установке ТО для защиты электродвигателя Iсзто отстраивается (должен быть больше) от пускового тока электродвигателя

Iсзто= Кн I_пуск, (4.3)

При защите любого присоединения ТО должна иметь коэффициент чувствительности

К_ч=I⁽²⁾_кзгат/Iс.з>2, (4.4)

где I⁽²⁾_K3 min минимальный ток двухфазного КЗ в начале защищаемого участка, а не в конце , как у МТЗ.

5. Характеристика зоны класса 2 по ГОСТ 30852.9-2002.

Взрывоопасная зона - помещение или ограниченное пространство в помещении или у наружной установки, в котором имеется или может образоваться взрывоопасная смесь в объеме, требующем специальных мер защиты при конструировании электрооборудования, его монтаже и эксплуатации.

Взрывоопасные зоны в зависимости от частоты и продолжительности присутствия взрывоопасной газовой смеси подразделяются на три класса.

Зона класса 2 - зона, в которой маловероятно присутствие взрывоопасной газовой смеси в нормальных условиях эксплуатации, а если она возникает, то редко и существует очень непродолжительное время.

При определении взрывоопасных зон по ПУЭ принимается, что

а) взрывоопасная зона в помещении занимает весь объем помещения, если объем взрывоопасной смеси превышает 5% свободного объема помещения;

б) взрывоопасной считается зона в помещении в пределах до 5 м по горизонтали и вертикали от технологического аппарата, из которого возможно выделение горючих газов или паров ЛВЖ, если объем взрывоопасной смеси равен или менее 5% свободного объема помещения. Помещение за пределами взрывоопасной зоны следует считать невзрывоопасным, если нет других факторов, создающих в нем взрывоопасность;

Билет №17

1. Лица, ответственные за безопасность работ в электроустановках. Допускающий, его права и обязанности.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

- выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

-выдающий разрешение на подготовку рабочего места и на допуск;

- ответственный руководитель работ;

- допускающий;

- производитель работ;

- наблюдающий;

- члены бригады.

1. Выдающий наряд, отдающий распоряжение является работником из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V - в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV - в электроустановках напряжением до 1000 В.

2. Ответственный руководитель работ назначается в эл.установках выше 1000 В, до 1000 В как правило не назначается. Назначается из числа административно-технического персонала 5 гр. э\безопасности.

3. . Допускающие должны назначаться из числа оперативного персонала . В электроустановках напряжением выше 1000 В допускающий должен иметь группу IV, а в электроустановках до 1000 В - группу III.
4. . Производитель работ должен назначаться из числа оперативно-ремонтного и ремонтного персонала .

Производитель работ, выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу IV, а в электроустановках напряжением до 1000 В - группу III, кроме работ в подземных сооружениях, где возможно появление вредных газов, работ под напряжением, работ по перетяжке и замене проводов на ВЛ напряжением до 1000 В, подвешенных на опорах ВЛ напряжением выше 1000 В, при выполнении которых производитель работ должен иметь группу IV.

5. Наблюдающий назначается для надзора за бригадами не имеющими право самостоятельно работать в эл.установках и должен иметь 3 гр.э\безопасности.

6. Члены бригады должны выполнять требования правил, инструктивные указания и инструкции по охране труда.

2. Схемы включения счетчиков электроэнергии (прямое включение и включение через измерительные трансформаторы).

3. Понятие огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности.

Огневые работы – это производственные операции с применением открытого огня, искрообразования и нагревание до температуры способной вызвать воспламенение материалов и конструкции.
При организации огневых работ требуется:

а) Огневые работы проводятся с оформлением наряда-допуска и с обязательным анализом воздушной среды.

б) Места проведения работ следует обеспечить первичными средствами пожаротушения (ОП-50-2 шт., ящик с песком и лопатой, ведро с водой, а при необходимости выставляется пожарны