Bonae artes operativae pro disjungentibus et contactoribus armarii electrici
Bonae artes operativae pro disjungentibus et contactoribus commutationis
Operatio LV/MV
Commuationis
Hoc directivum intendit offerre commendatas artes pro operatione et inspectione disjungentium et contactorum commutationis mediae tensionis (2 - 13.8 kV) et parvae tensionis (200 - 480 V). Bene regulata operatio est maximi momenti ad maximam performance et servitium apparatus plantarum, sicut et ad securitatem laboris personarum plantarum.
Hoc articulus describit responsabilitates personarum operativarum, simul cum eorum quotidianis inspectionibus et inspectionibus commutationis. Praeterea, explicabit optimas artes pro operatione et protectione transformatorum, motorum, bus, cablorum, disjungentium, et contactorum.
Inspectiones Operatorum
Est officium personarum operativarum instituere et facere regulariter inspectiones routinarias omnium commutationum in planta. Disjungentes, contactores, et busbari debent esse mundi et sicci ad minuendum periculum defectuum insulationis, quae possunt ducere ad explosiones et incendia. Generaliter, consilium est facere inspectiones semel per diem.
Sequuntur itemmata inspectionis quotidianae commendatae pro commutatione:
Si quidpiam anomali detegitur in praedicta inspectione, ordo operis maintenance debet emitti.
Explorabit artes pro overcurrent et ground fault protection load feeder, sicut et source et tie overcurrent protection, et aliae artes cruciales pro transformatoribus. Praeterea, tractabit transfer commutationis bus et explorabit quaestiones quae oriuntur in paralleling duorum fontium electricorum et in switch-time transfer schematis.
Protectio
Relays protectivi coordinantur ita ut soli disjungentes vel contactores qui oportet operari ad isolandum defectus automaticamente trip open. Hoc permittit maximum numerum apparatus remanere in operatione, minimizans impactum in generative unitates on-line. Etiam dat indicationem loci defectus electrici.
Defectus electrici in transformatoribus, motoribus, busbaris, cablis, disjungentibus, et contactoribus saepe sunt permanentes. Antequam re-energizing apparatus, investigatio accurata operationis relays protectivorum debebit fieri.
Magnitudo currentis short-circuit electrici saepe variat ab 15,000 ad 45,000 amperes, secundum magnitudinem et impedimentum transformatoris fontis.
Load Feeder Ground Protection
Designs quae limitant currentem defectus ground (saepe circa 1000 amps) applicent relays ground separatos, qui actuantur pro defectibus ground tantum. Hi relays tripunt cum temporibus brevissimis ad isolandum feeders grounded antequam relays ground circuit breaker fontis vel tie possint operari.
Source and Tie Overcurrent Protection
Breakers fontis et tie non sunt instructi elementis instantaneous tripping. Potius, confidunt in temporibus delay ad coordinandam responsum defectus cum downstream buses et loads.
Typice, hi relays sunt set basati super maximis currentibus short-circuit three-phase, cum tempore operationis variante ab 0.4 ad 0.8 secundis.
Normaliter, hi relays habent characteristicam inverse-time. Id est, currentes minoris magnitudinis resultabunt in temporibus delay proportionabiliter longioribus pro omnibus relays. Specificiter, tie breaker connectus ad aliam bus est set ad operari circa 0.4 secundis, dum low-side breaker fontis transformatoris est set ad operari circa 0.8 secundis.
High Side Source Transformer Overcurrent Protection
Overcurrent relays in parte alta tensio fontis transformatoris sunt typice set ad operari circa 1.2 secundis postquam occurrit maximum short-circuit three-phase in parte bassa tensio. Hoc tempus delay permittit coordinationem propriam cum overcurrent relays in parte bassa tensio vel secondary side.
Hi relays generaliter habent characteristicam inverse-time, id est, currentes minoris magnitudinis resultant in temporibus operationis longioribus. Overcurrent relays in parte alta tensio fontis transformatoris assumunt quod defectus potest occurrere in ipso transformatore, in busbus vel cablis connectis in parte bassa tensio, vel in circuit breaker in parte bassa tensio. Hi relays tripunt omnia necessaria apparatus ad isolandum defectum.
Pro Unitized Automatic Transfer Switches (UATs), quae saepe sunt instructae protectione differential, overcurrent relays in parte alta tensio possunt etiam causare ut unitas et main step-up transformer tripentur complete. Praeterea, si circuit breaker in parte bassa tensio non interrumpit defectum, overcurrent relays in parte alta tensio provident protectionem breaker-sticking.
Source and Tie Residual Ground Protection
Pro designs quae limitant currentem defectus ground (saepe circa 1000 amps), relays ground separatos utuntur, qui actuantur tantum in casu defectus ground. Relays ground fontis et tie non sunt instructi elementis instantaneous tripping. Potius, confidunt in temporibus delay ad coordinandam responsum defectus cum downstream buses et loads. Typice, hi relays sunt set basati super maximis currentibus defectus ground, cum tempore operationis variante ab 0.7 ad 1.1 secundis.
Normaliter, hi relays exhibent characteristicam inverse-time. Id est, currentes minoris magnitudinis resultant in temporibus delay proportionabiliter longioribus pro omnibus relays. Specificiter, tie breaker connectus ad aliam bus est set ad operari circa 0.7 secundis pro 100% defectus ground, dum low-side breaker fontis transformatoris est set ad operari circa 1.1 secundis.
Source Transformer Neutral Ground Protection
In design schemes destinatis ad limitandum currentem defectus ground (saepe circa 1000 amps), relays ground dedicatos utuntur. Hi relays specificiter designantur ad accurate sensendo currentem ground fluentem per punctum neutralis transformatoris. Hi sunt altamente targetati et actuantur tantum quando occurrerit defectus ground.
Normaliter, relay neutral-ground fontis transformatoris est set ad operari circa 1.5 secundis postquam occurrerit gravis defectus ground. Hoc setting temporis delay est crucialis, quia certificat quod relay possit bene coordinari cum relays ground fontis breakers et tie breakers.
Missions crucialis neutral-ground relay est. Sua function principalis est ad isolandum defectus ground quae occurrunt in parte bassa tensio (i.e., secondary side) fontis transformatoris. Loca potentialia defectus includunt ventos bassa tensio transformatoris, circuit breakers bassa tensio, et buses et cablos eos connectentes. Plus importantia, servit etiam ut protection backup. Si low-side breaker non operatur recte in facie defectus ground, relay neutral-ground prompte interveniet ad sectionando circuitum defectuosum, sic assecurans operationem securam et stabilam systematis electrici.
Alarm-Only Ground Schemes
Schemata alarm-only ground restrictunt currentem defectus ground ad paucas amperes. Valores typici sunt 1.1 ampere pro systematibus 480-volt et 3.4 amperes pro systematibus 4 kV. Pro transformatoribus fontis wye-connectis, punctus neutralis saepe terratur via grounding transformer. Pro transformatoribus fontis delta-connectis, current defectus ground typice supplentur a tribus transformatoribus, qui connectuntur in configuratione grounded wye in parte prima et in configuratione open-delta in parte secunda.
In utroque casu, relays voltage installantur in partibus secundis grounding transformers ad alertandum de conditionibus defectus ground. In casu transformatorum fontis delta-connectis, fusus primarii deflagrati ground-detector transformers possunt etiam trigger an alarm.
Ambobus schematibus relays emittere alarms (saepe cum sensitivitate 10% vel superior) pro omnibus apparatus grounded in specifico systemate electrico. Hoc includit ventos bassa tensio vel secundi transformatoris fontis, sicut et omnes connectos buses, cablos, circuit breakers, potential transformers, et loads.
Switchgear Bus Transfers
Paralleling Two Sources
Parallelitas duorum differentium fontium electricorum est methodus preferenda pro commutatione ab uno fonte ad alterum. Hac methodo nullum stress imponitur motoribus, transitus est suavis, et nulla pericula sunt running equipment. Tamen, in multis designis, currentus short-circuit generatus in processu parallelitatis excedit interrupting capacity feeder breakers.
Breakers fontis et tie permanent immutati, sed feeder breakers possunt non claudere close-in defects et possunt etiam laedi in processu. Itaque, duratio parallelitatis debet minui (circa paucas secundis) ad reducendum tempus expositionis et probabilitatem defectus feeder.
Typice, haec quaestio magis manifesta est quando unitas generativa supplet potentiam unum systemate, dum standby vel startup transformer alimentatur ab alio systemate. Reducendo output potentiae generatoris usualiter angulos phase accedit, quia power angle generatoris diminuit cum reducta onere.
Drop-Pickup Transfers
Drop-pickup transfers, etiam noti ut switch-time transfer schemata, possunt laedere motus. Si novus breaker fontis non claudit postquam prior breaker fontis trips open, potest causare ut unitas corripiat vel processus operativus interpellatur. Quando busbar perdere potentiam, connecti motus agunt ut generators et supplicant residuum voltage ad busbar.
Hoc residuum voltage typice decrescit intra circa unum secundum.
Tamen, drop-pickup transfers occurrunt multo citius quam unum secundum, et residuum voltage potest combinari cum voltage novo fonte. Si summa vectorum horum duorum voltages excedit 133% rated voltage motoris, transfer potest reducere vitam servitii motorum implicatorum.
Automatic Bus Transfer Schemes
Schemata automatic bus transfer generaliter designantur ad mitigandum stress in motoribus durante transfer et ad coordinandum cum fault relays. Coordinatio cum over-current relaying efficitur initio transfer postquam source circuit breaker trips open. Si over-current relays causant source breaker ad tripping (indicans defectum bus), automatic transfer erit blocked.
Praeterea, haec schemata typice utuntur residual voltage relays et/or high-speed synchronizing check relays. Transfers permittuntur tantum quando summa vectorum residuum voltage et voltage novo fonte minor est quam 133% rated voltage motoris. Si transfer obstruitur a 86 lockout relays, schema usualiter times out.
Tamen, si hoc non est casus, operatores debent verificare ut scheme automatic transfer desactivetur ante resetting bus 86 lockout relays.
