Проектирование системы электроснабжения механического цеха

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.

Особенно резкое уменьшение разрядных напряжений происходит при наличии в масле гигроскопических загрязнений – волокон бумаги, картона, пряжи, значительно облегчающих образование проводящих мостиков (как в случае с эмульсионной водой).

Пробой масла происходит в паровом канале, образованном за счет испарения самого жидкого диэлектрика.

Показатели качества свежих трансформаторных масел

(Значения зависят от марок масел)

Пробивное напряжение не менее кВ от 30 до 70 кВ в зависимости от категории оборудования

Влагосодержание не более 0,001 – 0,0025% массы

1. Вязкость кинематическая, мм/с не более при: 500С от 3,5 до 9

при -300С от 800 до 1200

2. Кислотное число КОН не более 0,01–0,02 мг на 1 г масла

3. Температура вспышки в закрытом тигле не ниже 95–150 0С

4. Водорастворимые кислоты и щелочи должны отсутствовать

5. Содержание механических примесей – должны отсутствовать

6. Температура застывания не выше -45 -65 0С

7. Зольность не более 0,005%

8. Натровая проба, оптическая плотность, баллы, не более 0,4

9. Масло должно быть прозрачно при 5 0С

10. Масло должно выдерживать испытание коронного воздействия на пластике из меди

11. Тангенс угла диэлектрических потерь не более 0,5 – 2,2%

12. Стабильность против окисления

– масса летучих кислот не более 0,008–0,05 на 1 г масла

– содержание осадка не более 0,015% массы

– кислотное число окисленного масла КОН не более 0,1–0,2 мг на 1 г масла

13. Стабильность против окисления 120–150 ч

14. Плотность при 20 0С не более 890 кг/м

15. Цвет, единицы ЦНТ, не более 1,5

16. Содержание серы не более 0,3–0,6%

17. Содержание ионола (АГИДОЛ‑1) не менее 0,2–0,4%

9. Газосодержание не более 0,1%

18. Внешний вид – чистое, прозрачное, свободное от видимых загрязнений, воды, частиц, волокон.

2.2 Прокладка кабелей выше 1 кВ в траншеях, блоках, каналах, туннелях и по эстакадам

Кабельным сооружением называется сооружение, специально предназначенное для размещения в нем кабелей, кабельных муфт, а также маслоподпитывающих аппаратов и другого оборудования, предназначенного для обеспечения нормальной работы маслонаполненных кабельных линий. К кабельным сооружениям относятся: кабельные туннели, каналы, короба, блоки, шахты, этажи, двойные полы, кабельные эстакады, галереи, камеры, подпитывающие пункты.

Кабельным туннелем называется закрытое сооружение (коридор) с расположенными в нем опорными конструкциями для размещения на них кабелей и кабельных муфт, со свободным проходом по всей длине, позволяющим производить прокладку кабелей, ремонты и осмотры кабельных линий.

Кабельным каналом называется закрытое и заглубленное (частично или полностью) в грунт, пол, перекрытие и т.п. непроходное сооружение,

предназначенное для размещения в нем кабелей, укладку, осмотр и ремонт которых возможно производить лишь при снятом перекрытии

Кабельным блоком называется кабельное сооружение с трубами (каналами) для прокладки в них кабелей с относящимися к нему колодцами.

Кабельной эстакадой называется надземное или наземное открытое горизонтальное или наклонное протяженное кабельное сооружение. Кабельная эстакада может быть проходной или непроходной.

Общие требования

При выборе трассы кабельной линии следует по возможности избегать участков с грунтами, агрессивными по отношению к металлическим оболочкам кабелей.

Кабельные линии должны выполняться так, чтобы в процессе монтажа и эксплуатации было исключено возникновение в них опасных механических напряжений и повреждений, для чего:

кабели должны быть уложены с запасом по длине, достаточным для компенсации возможных смещений почвы и температурных деформаций самих кабелей и конструкций, по которым они проложены; укладывать запас кабеля в виде колец (витков) запрещается;

кабели, проложенные горизонтально по конструкциям, стенам, перекрытиям и т.п., должны быть жестко закреплены в конечных точках, непосредственно у концевых заделок, с обеих сторон изгибов и у соединительных и стопорных муфт;

кабели, проложенные вертикально по конструкциям и стенам, должны быть закреплены так, чтобы была предотвращена деформация оболочек и не нарушались соединения жил в муфтах под действием собственного веса кабелей;

конструкции, на которые укладываются небронированные кабели, должны быть выполнены таким образом, чтобы была исключена возможность механического повреждения оболочек кабелей; в местах жесткого крепления оболочки этих кабелей должны быть предохранены от механических повреждений и коррозии при помощи эластичных прокладок

кабели должны прокладываться на расстоянии от нагретых поверхностей, предотвращающем нагрев кабелей выше допустимого, при этом должна предусматриваться защита кабелей от прорыва горячих веществ в местах установки задвижек и фланцевых соединений.

Кабельные сооружения и конструкции, на которых укладываются кабели, должны выполняться из несгораемых материалов.

Каждая кабельная линия должна иметь свой номер или наименование. Если кабельная линия состоит из нескольких параллельных кабелей, то каждый из них должен иметь тот же номер с добавлением букв А, Б, В и т.д. Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначением на бирках кабелей и концевых муфт марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на бирках соединительных муфт – номера муфты и даты монтажа. Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды. На кабелях, проложенных в кабельных сооружениях, бирки должны располагаться по длине не реже чем через каждые 50 м.

Охранные зоны кабельных линий, проложенных в земле в незастроенной местности, должны быть обозначены информационными знаками. Информационные знаки следует устанавливать не реже чем через 500 м, а также в местах изменения направления кабельных линий.

При прокладке кабелей в земле рекомендуется в одной траншее прокладывать не более шести силовых кабелей. При большем количестве кабелей рекомендуется прокладывать их в отдельных траншеях с расстоянием между группами кабелей не менее 0,5 м или в каналах, туннелях, по эстакадам и в галереях.

Прокладка кабелей в туннелях, по эстакадам и в галереях рекомендуется при количестве силовых кабелей, идущих в одном направлении, более 20.

Прокладка кабелей в блоках применяется в условиях большой стесненности по трассе, в местах пересечений с железнодорожными путями и проездами, при вероятности разлива металла и т.п.

Прокладку кабелей в каналах допускается применять в местах, где деятельный слой состоит из непучинистых грунтов и имеет ровную поверхность с уклоном не более 0,2%, обеспечивающим сток поверхностных вод. Кабельные каналы следует выполнять из водонепроницаемого железобетона и покрывать снаружи надежной гидроизоляцией. Сверху каналы необходимо закрывать железобетонными плитами. Каналы могут выполняться заглубленными в грунт и без заглубления (поверх грунта). В последнем случае под каналом и вблизи него должна быть выполнена подушка толщиной не менее 0,5 м из сухого грунта.

Прокладка кабельных линий в траншеях

При прокладке кабельных линий непосредственно в земле кабели должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака.

Кабели на всем протяжении должны быть защищены от механических повреждений путем покрытия при напряжении 35 кВ и выше железобетонными плитами толщиной не менее 50 мм; при напряжении ниже 35 кВ – плитами или глиняным обыкновенным кирпичом в один слой поперек трассы кабелей; при рытье траншеи землеройным механизмом с шириной фрезы менее 250 мм, а также для одного кабеля – вдоль трассы кабельной линии. Применение силикатного, а также глиняного пустотелого или дырчатого кирпича не допускается.

При прокладке на глубине 1–1,2 м кабели 20 кВ и ниже (кроме кабелей городских электросетей) допускается не защищать от механических повреждений.

Глубина заложения кабельных линий от планировочной отметки должна быть не менее: линий до 20 кВ 0,7 м; 35 кВ 1 м; при пересечении улиц и площадей независимо от напряжения 1 м.

Кабельные маслонаполненные линии 110–220 кВ должны иметь глубину заложения от планировочной отметки не менее 1,5 м.

При параллельной прокладке кабельных линий расстояние по горизонтали в свету между кабелями должно быть не менее:

1) 100 мм между силовыми кабелями до 10 кВ, а также между ними и контрольными кабелями;

2) 250 мм между кабелями 20–35 кВ и между ними и другими кабелями;

3) 500 мм между кабелями, эксплуатируемыми различными организациями, а также между силовыми кабелями и кабелями связи;

4) 500 мм между маслонаполненными кабелями 110–220 кВ и другими кабелями;

Расстояние между контрольными кабелями не нормируется.

Расстояние в свету от кабельной линии до заземленных частей и заземлителей опор ВЛ выше 1 кВ должно быть не менее 5 м при напряжении до 35 кВ, 10 м при напряжении 110 кВ и выше. В стесненных условиях расстояние от кабельных линий до подземных частей и заземлителей отдельных опор ВЛ выше 1 кВ допускается не менее 2 м; при этом расстояние от кабеля до вертикальной плоскости, проходящей через провод ВЛ, не нормируется.

При пересечении кабельными линиями трубопроводов, в том числе нефте- и газопроводов, расстояние между кабелями и трубопроводом должно быть не менее 0,5 м. Допускается уменьшение этого расстояния до 0,25 м при условии прокладки кабеля на участке пересечения плюс не менее чем по 2 м в каждую сторону в трубах.

При пересечении кабельными линиями железных и автомобильных дорог кабели должны прокладываться в туннелях, блоках или трубах по всей ширине зоны отчуждения на глубине не менее 1 м от полотна дороги и не менее 0,5 м от дна водоотводных канав. При отсутствии зоны отчуждения указанные условия прокладки должны выполняться только на участке пересечения плюс по 2 м по обе стороны от полотна дороги.

При установке на кабельных линиях кабельных муфт расстояние в свету между корпусом кабельной муфты и ближайшим кабелем должно быть не менее 250 мм

При прокладке кабельных линий на крутонаклонных трассах установка на них кабельных муфт не рекомендуется. При необходимости установки на таких участках кабельных муфт под ними должны выполняться горизонтальные площадки.

Для обеспечения возможности перемонтажа муфт в случае их повреждения на кабельной линии требуется укладывать кабель с обеих сторон муфт с запасом.

Необходимость защиты кабельных линий от коррозии должна определяться по совокупным данным электрических измерений и химических анализов проб грунта. Защита кабельных линий от коррозии не должна создавать условий, опасных для работы смежных подземных сооружений. Запроектированные мероприятия по защите от коррозии должны быть осуществлены до ввода новой кабельной линии в эксплуатацию. При наличии в земле блуждающих токов необходимо устанавливать на кабельных линиях контрольные пункты в местах и на расстояниях, позволяющих определять границы опасных зон, что необходимо для последующего рационального выбора и размещения защитных средств.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7