Alma38.ru

Электро Свет
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Масляные выключатели. Типы, виды, устройство, работа маслянных выключателей

Масляные выключатели. Типы, виды, устройство, работа маслянных выключателей.

Масляные выключатели — одни из первых коммутационных аппаратов в электроустановках высокого напряжения, применяются с конца прошлого столетия, не потеряли своего значения и широко используются в настоящее время. В СССР это основной вид выключателей на 6—220 кВ.

Различают выключатели масляные баковые — с большим объемом масла, масло служит и как дугогасящая среда, и как изоляция, и выключатели маломасляные — с малым объемом масла, масло служит только дугогасящей средой.

На напряжения 35-220 кВ применяются в основном баковые выключатели. Маломасляные выключатели являются основными на напряжение до 10 кВ. И это положение сохранится надолго, особенно если будут повышены их номинальные токи до 4 кА, а отключаемый ток — до 40— 50 кА. Начинают все более широко применяться маломасляные выключатели в наружных установках на 110 и 220 кВ при условии их достаточной отключающей способности (серия ВМТ).

Достоинства масляных выключателей — относительная простота конструкции, большая отключающая способность и независимость от атмосферных явлений. Недостатком, особенно баковых выключателей, является наличие большого количества масла, что приводит к большим габаритам и массам как самих выключателей, так и распределительных устройств, повышенной пожаро- и взрывоопасности, необходимости специального масляного хозяйства.

Полюс масляного бакового выключателя на 220 кВ

Рис. 1-1. Полюс масляного бакового выключателя на 220 кВ

1 — бак; 2 — дугогасительная камера; с неподвижными контактами и шунтирующим резистором; 3 — изоляция бака; 4 — ввод; 5 — приводной механизм;6 — трансформатор тока; 7 — направляющее устройство; 8 — шунтирующий резистор; 9 — изоляционная тяга; 10 -траверса с подвижными контактами;II — положение траверсы после отключения

Выключатели масляные баковые. Эти выключатели на напряжение до 20 кВ и относительно малые токи отключения выполняются большей частью однобаковыми (три полюса в одном баке), на напряжение 35 кВ и выше — трехбаковыми (каждая фаза в отдельном баке) с общим или индивидуальными приводами. Выключатели могут снабжаться электромагнитными или пневматическими приводами и работают с автоматическим повторным включением (АПВ).

Основой конструкции выключателя (рис. 1-1) является бак цилиндрической или эллипсоидальной формы, внутри которого и на нем монтируются контактная и дугогасительные системы, вводы и привод. Бак заливается до определенного уровня трансформаторным маслом. Между поверхностью масла и крышкой бака должен остаться некоторый свободный объем (обычно 20 — 30 % объема бака) — воздушная буферная подушка, сообщающаяся с окружающим пространством через газоотводную трубку. Воздушная подушка снижает давление, передаваемое на стенки бака при отключении, исключает выброс масла из бака и предохраняет выключатель от взрыва при чрезмерном давлении.

Высота уровня масла над местом разрыва контактов должна быть такой, чтобы исключить выброс в воздушную подушку горячих газов, выделяющихся при отключении вследствие разложения масла. Прорыв этих газов может при определенных их соотношениях привести к образованию взрывчатой смеси (гремучего газа) и взрыву выключателя. Высота уровня масла над местом разрыва контактов определяется номинальными напряжениями и током отключения и может составлять от 300—600 мм в выключателях на напряжение 6—10 кВ и до 2500 мм в выключателях на напряжение 220 кВ.

При напряжениях 3—6 кВ и малых отключаемых токах применяется простой разрыв в масле. При напряжениях 10, 35 кВ и выше в зависимости от значений напряжения и отключаемого тока используются как простые, так и более сложные дугогасительные устройства с продольным, поперечным, продольно-поперечным дутьем, с одно- и многократным разрывом.

Пример дугогасительной камеры с промежуточным контактом и продольным дутьем, применяемой в выключателях на 110 и 220 кВ, приведен на рис. 9-2. При отключении сначала размыкаются контакты 2 и 1, а затем контакты 1 и 8. Дуга между контактами 2 и 1 (генерирующая) создает повышенное давление в верхней полукамере. Газопаровая смесь и частички масла устремляются в сообщающийся с объемом бака полый контакт 8, создавая интенсивное продольное дутье и гася дугу. При отключении больших токов давление в камере к моменту расхождения контактов 1 и 8 достигает 4-5 МПа. После отключения камера заполняется свежим маслом через нижнее отверстие полукамеры 7.

Масляные баковые выключатели на напряжение 35 кВ и выше имеют встроенные трансформаторы тока. На внутреннюю часть проходного изолятора надеты, и укреплены под крышкой выключателя сердечники со вторичными обмотками (один или два на изолятор). Токоведущий стержень проходного изолятора служит первичной обмоткой. Выключатели на напряжение 110 кВ и выше могут иметь емкостные трансформаторы напряжения, для выполнения которых используются обкладки маслонаполненных вводов конденсаторного типа, и трансформаторы напряжения с индуктивной катушкой.

Выключателя маломасляные. В отличие от масляных баковых выключателей масло служит здесь только дугогасящей средой, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства относительно земли осуществляется с помощью твердых изоляционных материалов (керамика, текстолит, эпоксидные смолы и т.п.). Диаметры цилиндров у этих выключателей значительно меньше по сравнению с диаметрами баков масляных баковых выключателей, соответственно намного меньше объем и масса заливаемого в цилиндры масла. Меньшая, чем у бакового выключателя, прочность корпуса по отношению к давлениям, создаваемым при отключении предельных токов короткого замыкания, ограничивает отключающую способность маломасляного выключателя.

Дугогасительная камера с промежуточным контактом и продольным дутьем

Рис. 1-2. Дугогасительная камера с промежуточным контактом и продольным дутьем.

1—промежуточный контакт с пружиной; 2— неподвижный контакт с пружиной; 3 — верхняя полукамера, металлическая; 4 — детали соединения с токоподводящим стержнем; 5 — гибкая связь; б — перегородка; 7 — нижняя полукамера, изоляционная; 8 — подвижный контакт.

Маломасляные выключатели имеют существенно меньшие габариты и массу, меньшую взрыво- и пожароопасность и требуют меньших и более дешевых распределительных устройств по сравнению с масляными баковыми выключателями. Наличие в маломасляных выключателях встроенных трансформаторов тока и емкостных трансформаторов напряжения значительно усложняет конструкцию выключателей и увеличивает их габариты, поэтому маломасляные выключатели выполняются без органической связи с такими трансформаторами.

Выключатели по компоновке выполняются с дугогасительными камерами внизу (ход подвижного контакта сверху вниз) и с камерами, расположенными сверху (ход подвижного контакта снизу вверх). Последние более перспективны в отношении повышения отключающей способности. Применяются выключатели для внутренней установки как распределительные и генераторные и для внешней установки как распределительные и подстанционные.

На рис. 1-3 приведен общий вид выключателя типа ВМПЭ-10 на 10 кВ и токи 630, 1000, 1600 А (в зависимости от сечения токопровода и контактов), номинальный ток отключения 20 и 31,5 кА, время отключения выключателя с приводом 0,12 с, время горения дуги при номинальных токах отключения не более, 0,02 с. Выключатель смонтирован на сварной раме 3. Внутри рамы расположен приводной механизм, который передает движение от привода к подвижным контактам и состоит из приводного вала 5 с рычагами, изоляционной тяги 4, отключающих пружин, масляного б и пружинного демпферов. К раме с помощью изоляторов 2 подвешены три полюса 1 выключателя.

Каждый полюс (рис. 1-4) состоит из прочного влагостойкого изоляционного цилиндра 5, армированного на концах металлическими фланцами 3 и 6. На верхнем фланце укреплен корпус 9 из алюминиевого сплава. Внутри корпуса расположены приводной механизм 13 и подвижная контакт-деталь 14 с роликовым токосъемным устройством с роликовым токосъемным устройством 8 и маслоуловителем 12. Корпус закрывается крышкой 10, имеющей отверстие для выхода газов и пробку 11 маслоналивного отверстия.

Выключатель маломасленый на 10 кВ для внутренней установки (тип ВМПЭ-10)

Рис. 1-3. Выключатель маломасленый на 10 кВ для внутренней установки (тип ВМПЭ-10) – общий вид.

Полюс выключателя

Рис. 1-4. Полюс выключателя, изображенного на рисунке 1-3.

Нижний фланец закрывается крышкой 1, внутри которой расположена неподвижная розеточная контакт-деталь 2, над которой установлена дугогасительная камера 4 поперечного масляного дутья. Снизу крышки помещена маслоспусковая пробка 16, на фланце установлен маслоуказатель 15.

Для повышения стойкости контактов к действию электрической дуги и увеличения срока их службы съемный наконечник подвижной контакт-детали и верхние торцы ламелей розеточного контакта облицованы дугостойкой металлокерамикой. Токоподвод осуществляется к нижней крышке и к верхней крышке или среднему выводу 7. Выключатель может иметь встроенные элементы защиты и управления, такие, как реле максимального тока мгновенного действия и с выдержкой времени, реле минимального напряжения, отключающие электромагниты, вспомогательные контакты и т. п.

Читайте так же:
Одна рабочая секционированная выключателем система шин с обходной

Общий вид маломасляного генераторного выключателя приведен на рис. 1-5. Особенностью конструкций этих выключателей является токопровод, имеющий два параллельных контура: основной, контакты которого расположены открыто, и дугогасительный, контакты которого находятся в дугогасительных камерах внутри бака. На рис. 1-6 представлена функциональная электри ческая схема выключателя, изображенного на рис. 1-5. Основной контур образуют токоподвод 11, токоведущая шина 70, основные контакты 9, основная шина траверсы 8 и соответствующие позиции 9, 10 я 11 второго бака. Дугогасительный контур — основная шина 10, медные скобы 12, соединяющие основную шину с баком, стенки бака 3, неподвижный дугогасительный контакт 13, дуга (в момент отключения) 14, подвижный дугогасительный контакт 15 и соответствующие позиции 15, 14, 13, 3. 12, 10 второго бака. При включенном положении выключателя оба контура работают параллельно. Преобладающая часть тока проходит через основной контур, имеющий по сравнению с дугогасительным значительно меньшее сопротивление. При отключении сначала размыкаются основные контакты, дуга на них не возникает, весь ток переходит в дугогасительный контур. Затем размыкаются дугогасительные контакты, отключая цепь. Выключатели выполняются с двукратным разрывом на фазу, с камерами различной конструкции.

Выключатель маломасляный генераторный (тип МГУ-20)

Рис. 1-5. Выключатель маломасляный генераторный (тип МГУ-20)

1—основание; 2 — опорный изолятор; 3, 5—бак; 4 — внутриполюсная перегородка; б — междуполюсная перегородка; 7 — газоотвод; 8 — траверса с шинами основного и дугогасительного контуров; 9-основные контакты; 10 — токоведущая шина; 11 — токоподвод

Функциональная электрическая схема выключателя

Рис. 1-6. Функциональная электрическая схема выключателя, изображенного на рис. 1-5:

а—включенное положение; б—момент отключения

Выключатель маломасляный колонковый

Рис. 1-7. Выключатель маломасляный колонковый для внешней установки

1 — основание; 2 и 9 — неподвижные контакты; 3 — опорная изоляционная колодка; 4 — роликовый токоподвод; 5 — фарфоровая рубашка; 6 — подвижный контакт; 7 — дугогасительное устройство; 8 — промежуточный контакт; 10 — изоляционный цилиндр

Для увеличения номинального тока применяется искусственный обдув контактной системы и подводящих шин. В последние годы находит применение жидкостное (водяное) охлаждение контактов и шин.

Выключатель маломасляный для внешней установки (распределительный, подстанционный) показан на рис. 1-7. Выключатель состоит из трех основных частей:

гасительных устройств, помещенных в фарфоровые рубашки; фарфоровых опорных колонок и основания (рамы). Изоляционный цилиндр, охватывающий дугогасительное устройство, защищает фарфоровую рубашку от больших давлений, возникающих при отключении. Число разрывов на фазу может быть один, два и больше. Расположение камеры сверху более перспективно для повышения отключающей способности.

Рекомендации по контролю технического состояния масляных баковых выключателей 110-220 кВ и приводов № обп. 040-2010

У-220-1000/2000-25У1; У-220-2000-40У1, выпущенных заводом УЭТМ в 7080 годы прошлого века.

Для помощи в обслуживании и проверки состояния перечисленных выключателей в данных «Рекомендациях по контролю технического состояния масляных баковых выключателей 110-220 кВ и приводов» приведены их основные характеристики и указания по эксплуатации. Также в разделе 4 «Рекомендаций…» описаны методы регулировки выключателей и приводов, способы устранения неисправностей и методы проверки параметров, в том числе с применением появившихся в последние годы новых приборов.

Следует заметить, что «Рекомендации…» являются вспомогательным документом.

Для перечисленных выключателей и приводов к ним основными документами, которыми следует руководствоваться в процессе эксплуатации, являются «Технические описания (ТО)» (инструкции по эксплуатации) завода-изготовителя:

2СЯ.025.056 ТО-Выключатель высоковольтный трехполюсный МКП-110Б-1000/630-20У1;

2СЯ.025.010 ТО-Выключатель высоковольтный трехполюсный У-110-2000-40;

2БП.025.025 ТО- Выключатель высоковольтный трехполюсный У-110-2000-50;

2СЯ.025.055 ТО- Выключатель высоковольтный трехполюсный У-220-1000/2000-25;

2СЯ.025.040 ТО- Выключатель высоковольтный трехполюсный У-220-2000-40.

0СЯ.140.059 — Приводы электромагнитные ШПЭ-44-У1, ШПЭ-44-II, ШПЭ-46, ШПЭ-44ХЛ; 0СЯ.140.066 — Приводы пневматические серии ШПВ;

2СЯ.025.056 ТО — Выключатель высоковольтный трехполюсный МКП-110Б-1000/630-20У1 в части привода ШПЭ-33.

2 Осмотры и проверки, рекомендуемые для контроля технического состояния выключателей и приводов в процессе эксплуатации.

2.1 Общие указания по эксплуатации и контролю технического состояния.
2.1.1 При эксплуатации необходимо следить за своевременным включением и отключением устройств обогрева привода. Несвоевременное отключение устройств обогрева приводов может привести к стеканию смазки с подвижных частей, что приведет к ухудшению механических характеристик (не исключены и отказы в работе) и нарушению изоляции. Включение и отключение устройств обогрева должны соответствовать требованиям «Технических описаний»

2.1.2 Следует следить за наличием смазки на сердечнике электромагнита включения привода (смазка плюс графит). Высохшую смазку удалить и нанести свежую.

2.1.3 Визуальным осмотром контролировать состояние пружин силового механизма привода (на отсутствие поломок).

2.1.4 При осмотре пневмоприводов необходимо проверять величину давления и отсутствие течи воздуха в трубопроводах и в соединениях.

2.1.5 Необходимо периодически, один-два раза в месяц, а при резких колебаниях температуры окружающего воздуха и чаще, удалять конденсат из резервуара пневмоприводов.

2.1.6 Необходимо осматривать состояние крепежных и стопорных элементов привода,

состояние упорных и предохранительных болтов механизма отключения и соответствие зазоров механизма нормам, указанным в «Техническом описании» на привод.

2.1.7 Необходимо проверять соответствие положения и зазоров быстродействующих контактов КБВ и КБО требованиям «Технического описания» на привод.

2.1.8 Проверять состояние креплений бака и привода выключателя. Ослабление крепежа не допускается.

2.1.9 Проверять плотность закрывания дверей шкафа привода.

2.1.10 Проверять состояние покраски шкафа привода и отсутствие подтеков масла из баков.

2.1.11 Необходимо производить контроль уровня масла в баках и вводах по маслоуказателям. Уровень масла должен быть в пределах шкалы маслоуказателей.

2.1.12 Проверять соответствие указателей положения выключателя его действительному состоянию.

2.1.13 Необходимо осматривать и подтягивать контакты в местах присоединения ошиновки к выключателю.

2.1.14 Рекомендуется для предотвращения внутрибаковых перекрытий при подготовке к зимнему сезону, а также весной: сливать из баков скопившийся конденсат и шлам и проверять масло на электрическую прочность. Для предотвращения проникновения и накопления воды в баках необходимо проверять уплотнения в верхней части баков: места крепления механизмов и крышек.

В выключателях, у которых сливная труба выведена не из самой нижней части бака, на дне бака может скапливаться несливаемый объем, который может служить источником образования льда. В таких выключателях противоаварийным циркуляром №Э-5/70

Главтехуправления Минэнерго от 14 апреля 1970г. рекомендовалось из нижней части бака выводить дополнительную сливную трубу.

2.2 Рекомендуемые ежегодные проверки и испытания
Не реже одного раза в год рекомендуется проводить проверку технического состояния выключателей и приводов в объеме, оговоренном табл.1.

Приложение 1 п.34ТО на выкл.

11.1 Проверка загрязненности наружных

поверхностей фарфоровых покрышек

11.2 Измерение угла диэлектрических потерь ( tgδ)

11.3 Определение пробивного напряжения

разделах «Монтаж» и «Наладка выключателей» «Технических описаний», перечисленных в разделе «Введение». Уточнения по некоторым методам проверок и испытаний описаны в разделе 4 настоящих рекомендаций, на которые даны ссылки в табл.1 и 2.

2.3 Осмотры и проверки после отключения токов короткого замыкания

(30%-100% от Iном.).
После отключения коротких замыканий рекомендуется производить внеочередные осмотры выключателей.

При этом производится наружный осмотр выключателей и проверяется:

а) уровень масла в баках и маслонаполненных вводах: уровень масла должен быть в пределах шкалы маслоуказателей;

Читайте так же:
Сборка выключателей legrand valena

б) состояние вводов и баков: отсутствие видимых дефектов, трещин, течи масла;

в) наличие или отсутствие следов выброса масла из газоотводов;

г) целостность предохранительных клапанов;

д) отсутствие оплавлений на ошиновке, вводах и верхней части выключателя;

е) отсутствие треска и шума внутри бака, отсутствие короны и разрядов на вводах;

ж) состояние креплений бака и привода: ослабление крепежа не допускается;

з) отсутствие чрезмерного нагрева контактных соединений;

и) состояние заземляющей проводки, заземляющая проводка должна быть целой.

При обнаружении повреждений, треска и шума, несоответствия уровня масла выключатель вывести из работы для установления и устранения дефектов.

3 Проверки, рекомендуемые для контроля технического состояния выключателей и приводов после ремонта в связи с выработкой выключателем коммутационного или механического ресурса,

или в связи с внеочередными ремонтами

3.1 Ремонт выключателей и приводов должен быть проведен в соответствии с требованиями «Технических описаний» соответствующих изделий.

3.2 Основная масса масляных баковых выключателей 110-220 кВ выработала свой срок службы, в связи с чем при их эксплуатации возможно ухудшение свойств и характеристик, как металлических, так и изоляционных деталей и узлов выключателей и приводов, поэтому

рекомендуется замена изношенных узлов и деталей выключателей, особенно изоляционных (в частности, штанг подвижных контактов).

3.3 В ходе ремонта должны быть оформлены акты, протоколы испытаний и проверок, недоступных для визуального контроля деталей и узлов, например, дугогасительных устройств, направляющих устройств, внутрибаковой изоляции, штанг подвижных контактов. Рекомендуется также провести анализ состояния перечисленных узлов путем сравнения с нормами и данными предыдущих испытаний и проверок.

3.4 После проведения ремонта необходимо:

— провести визуальный наружный осмотр состояния выключателя — при этом не должно быть подтеков масла из баков выключателя и не нарушена покраска баков и шкафа привода;

— проверить уровень масла по маслоуказателю: уровень масла должен быть в пределах шкалы;

— провести осмотр угловых коробок и приводного механизма со снятием крышек (жгут проводки от трансформаторов тока с намотанной на него лентой должен иметь надежное уплотнение в местах прохода проводки через стенку механизма, см. раздел « Монтаж» «Технического описания» на выключатели);

— проверить правильность расположения маслоуказателей вводов: маслоуказатели вводов должны быть расположены сбоку при осмотре со стороны ввода;

— проверить легкость хода и уплотнение дверей шкафа привода;

— проверить уплотнение кабельных вводов: уплотнение должно быть плотным.

— проверить работу обогрева выключателя и привода (см. Приложение 1 п.39);

— проверить состояние стопорных и упорных болтов привода: болты должны быть застопорены;

— проверить состояние и работу блок-контактов против «прыгания»: блок-контакты должны быть без повреждений;

— проверить соответствие положения и зазоры быстродействующих контактов КБВ и КБО : положения и зазоры контактов КБВ и КБО должны соответствовать требованиям «Технического описания» привода.

— проверить наличие и состояние смазки привода и механизма выключателя: трущиеся поверхности должны быть смазаны. Смазка должна быть невысохшей.

а) влажность подаваемого воздуха в резервуар пневмопривода, которая должна быть не более 50%;

б) состояние магистрали: внутри магистрали и арматуры не должно быть грязи, также не должно быть механических повреждений;

в) состояние электроконтактных манометров: манометры должны быть в исправном состоянии и поверенные.

— особое внимание при осмотре выключателя и привода требуются обратить на состояние крепежных деталей, состояние тяг, осей и валов, на отсутствие деформаций рычагов и на целостность пружин привода.

3.5 Основные виды проверок технического состояния выключателей и приводов после ремонта в связи с выработкой выключателем коммутационного или механического ресурса,

Распределение электрической энергии. Ознакомление со схемой и оборудованием распределительного устройства 110 кВ районной распределительной подстанции , страница 2

Масляные выключатели предназначены для коммутации сети, их конструктивное исполнение позволяет им производить отключение токов короткого замыкания, включать токи нагрузки, то есть производить коммутацию токов значительных величин.

Выключатель имеет следующие паспортные данные:

Номинальное напряжение – 110 кВ;

Наибольшее рабочее напряжение – 126 кВ;

Номинальный ток – 630 А;

Номинальный ток отключения – 20 кА;

Ток термической стойкости – 20 кА;

Допустимое время действия тока термической стойкости – 3 с

Время отключения (с приводом) – 0,055 – 0,08 с.

На выключателях используются маслонаполненные высоковольтные вводы 110 кВ. типа ГМТА – 45 – 110/630 – У1, с номинальным током 630 А и током динамической стойкости 56 кА.

Для подключения измерительных устройств, устройств релейной защиты в выклю чатели встроены трансформаторы тока типа ТВ – 110 – I – 600/5 – У2.( Рис 3.) Данный тип трансформаторов имеет четыре вторичные обмотки: одну, (класса 0,5), для подключения измерительных приборов и приборов учёта, две (класса Р), для подключения релейной защиты за исключением цепей дифференциальной защиты, которые подключаются ко вторичной обмотке трансформатора тока класса Д.

Для предотвращения разлива масла, в случае повреждения оборудования которое может произойти при аварии, а как правило такие повреждения сопровождаются возгоранием масла, под всем маслонаполненом оборудованием устроены маслоприёмники, соединенные трубами с общей маслосборной ёмкостью.

Разъединителями нельзя производить коммутацию токов нагрузки, по этому главным образом, предназначены для создания видимого разрыва сети, что согласно "Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок" является необходимым условиям для безопасного проведения работ. Кроме того допускается включение и отключение разъединителями токов холостого хода трансформаторов и зарядных токов воздушных линий. На некоторых типах, для удобства эксплуатации сразу устанавливаются заземляющие ножи.

На подстанции "Прогресс", на открытом распределительном устройстве 110 кВ. применяются два вида разъединителей:

трехполюсные РНДЗ 1б – 110/1000 – У1 и однополюсные РНДЗ 2 – 110/1000 – У1, с идентичными характеристиками:

Номинальное рабочее напряжение – 110 кВ.

Номинальный ток – 1000 А.

Предельный сквозной ток главных ножей – 80 кА.

Ток термической стойкости главных ножей – 31,5 кА.

Допустимое время его действия – 3 с.

Предельный сквозной ток заземляющих ножей – 80 кА.

Ток термической стойкости заземляющих ножей – 31,5 кА.

Допустимое время его действия – 1 с.

Внешний вид и конструктивные размеры однополюсного разъединителя РНДЗ-110/1000—У1 приведены на рис.4

В качестве опорных изоляторов на разъединителях используются керамические изоляторы колонкового типа ИОС – 110 – 1000 – УХЛ1.

3. Для подключения устройств учёта, релейной защиты и автоматики на каждой системе шин 110 кВ. установлены трансформаторы напряжения типа НКФ – 110 – 58 – У1 (См. рис. 5), со следующими паспортными данными:

Номинальное напряжение обмоток:

Первичной – 110000/;

Основной вторичной – 100;

Дополнительной вторичной – 100.

Номинальная мощность В*А, в классе точности:

Схема и группа соединения обмоток: 1/1/1 – 0 – 0.

4. Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на подстанции установлены вентильные разрядники типа: РВС – 110 – МУ1(см. Рис.6).

5. Для заземления нейтрали трансформатора применяются заземлители типа: ЗОН 110М – IУ1( См. рис 7).

6. Для возможности осуществления высокочастотной связи по линиям электропередач, и для предотвращения влияния на работу оборудования вредных гармонических составляющих в нулевых пролётах линий 110 кВ. установлены высокочастотные заградители типа: ВЗ – 1250 – 0,5У1.

В ходе данной лабораторной работы я ознакомился с подстанцией, где осуществ- ляется распределение электрической энергии, на примере ПС “Прогресс” ОАО “Новгородэнерго”. Мною была изучена связь данной подстанции с другими подстанциями энергосистемы, а также возможные варианты подачи электроэнер- гии на ПС “Прогресс” при возникновении аварийных ситуациях на линиях по которым осуществляется электроснабжение в нормальном режиме работы. Также я изучил схему, основное оборудование и его технические характеристики, ОРУ-110 кВ, где происходит приём электроэнергии от системы на высоком напряжении(110 кВ.) и её передача к понизительным трансформаторам, которые осуществляют трансформацию электроэнергии на более низкие ступени напряжения (35 кВ. и 10 кВ.)

Читайте так же:
Устанавливаем выключатель с двумя клавишами

Негерметичные вводы 110 кВ типа БМТ-110, БМВ-110

1.1.1.8 Основная причина повреждений вводов связана с увлажнением масла и последующим появлением частичных разрядов в масле, которые приводили к возникновению на поверхности бумажной изоляции «ползущего» разряда с последующим его приближением к заземленной части ввода, что в итоге приводит к КЗ с разрушением фарфоровой покрышки. Увлажнение масла происходит из-за проникновения влаги внутрь ввода через неплотности в его расширителе при неудовлетворительной работе масляного гидрозатвора и (или) силикагелевоговоздухоосушителя.

В целях повышения надежности эксплуатации негерметичных вводов 110 кВ типа БМТ-110, БМВ-110 следует предусматривать следующие мероприятия:

организация не реже 1 раза в два года измерений тангенса и емкости изоляции вводов, со сроком службы более 30 лет, обращая особое внимание на динамику изменений измеренных параметров;

проведение не реже 1 раза в два года физико-химического анализа масла из негерметичных высоковольтных вводов 110 кВ, со сроком службы более 30 лет, с обязательным определением влагосодержания;

при реконструкции ПС предусматривать замену вводов типа
БМТ-110, БМВ-110 на вводы с твердой изоляцией.

Полимерные изоляторы типа ЛК-70

Слабыми местами конструкции данного типа изоляторов являются герметичность защитной оболочки в месте ее сопряжения с металлической арматурой и граница раздела между оболочкой и стеклопластиковым стержнем. Согласно опыту эксплуатации, большинство повреждений и отказов полимерных изоляторов, так или иначе, связаны с нарушением герметичности защитной оболочки и проникновением влаги в изолятор.

В целях повышения надежности эксплуатации ВЛ 35 кВ и выше, на которых установлены полимерные изоляторы типа ЛК-70, не реже 1 раза в год следует проводить диагностику полимерной изоляции с применением тепловизора и УФ-камеры.

Многообъемные масляные выключатели типа МКП-110, У-110

1.1.1.9 Основная масса масляных баковых выключателей 110-220 кВ выработала свой срок службы, в связи с чем при их эксплуатации возможно ухудшение свойств и характеристик, как металлических, так и изоляционных деталей и узлов выключателей и приводов.

В целях повышения надежности эксплуатации выключателей типа МКП-110, У-110 следует предусматривать следующие мероприятия:

проведение сезонного (весной и осенью) слива конденсата. При выявлении воды и водной эмульсии принимать меры к выявлению и устранению причин попадания влаги в бак выключателя;

при проведении капитального/среднего ремонта обеспечивать контроль состояния подвижных центрирующих изоляционных тяг (изменение геометрических размеров, отсутствие задиров и др.) и вхождения их в контактные втулки, надежности узлов крепления к стенкам бака внутрибаковой изоляции и ее целостности;

проведение при текущем ремонте измерения скоростных и временных характеристики сопротивления главной цепи выключателя;

при проведении среднего/капитального ремонта производить замену катушки отключения со сроком службы более 20 лет;

применение для наладки выключателя при ремонтах современных приборов типа ПКВ, МКИ, МИКО и т.п. с соответствующей подготовкой персонала методам работы с приборами;

при возникновении режима несимметрии и подозрении на неисправность выключателя, дополнительно к замерам переходного сопротивления, проводить тепловизионный контроль баков выключателя, а также измерение скоростных и временных характеристик.

Воздушные выключатели 110 кВ и выше

2.5.7.1 Основная масса ВВ 110 кВ и выше выработала свой срок службы, в связи с чем при их эксплуатации за последние 5 лет выявлены следующие характерные для всех типов ВВ недостатки и неполадки:

отказы в отключении токов КЗ;

Ø происходят в основном из-за недостаточной отключающей способности ВВ гасить электрическую дугу, а также при отключении неудаленных КЗ, сопровождающихся большой скоростью восстановления напряжения на контактах, хотя ток КЗ при этом может быть меньше номинального тока отключения (при удалении точки КЗ от шин ПС скорость восстановления напряжения в общем случае уменьшается);

дефекты контактных систем;

Ø их основная причина — дефекты конструкций отдельных узлов выключателя, заклинивание деталей, приводящие к зависанию подвижных контактов в промежуточном положении или к недостаточному вжиму контактов;

Ø зависания подвижных контактов камер и отделителей выключателей серии ВВШ (ВВН) вызываются загрязнением и «надирами» на трущихся поверхностях (если зависание происходит во время отключения КЗ, то горящей дугой разрушаются контактные системы и фарфоровая изоляция);

Ø отмечены случаи неполномодульного отключения выключателей серии ВВБ, при этом один модуль выключателей оказывался в отключенном положении, а др. во включенном (отключившийся модуль выключателя не выдерживал восстанавливающего напряжения, в результате чего происходило перекрытие фарфоровой покрышки ввода и пробой межконтактного промежутка);

перекрытия опорной изоляции;

Ø перекрытия по наружной поверхности обусловлены главным образом загрязнением изоляторов уносами промышленных предприятий, пылью при ее увлажнении;

Ø проникновение и накопление влаги внутри изоляторов, а также прекращение продувки внутренних полостей воздухопроводов обычно приводит к перекрытиям изоляции по внутренней поверхности и разрушениям выключателей.

неисправности механизмов приводов и клапанов (как правило, приводят к неполнофазной работе ВВ);

Ø значительное число отказов в работе выключателей (в т.ч. выключателей серии ВНВ) связано с дефектами клапанов (некачественные уплотнения клапанов дугогасительных устройств, изломы, заклинивания), попаданием под клапаны посторонних предметов, повреждением электромагнитов и цепей управления;

Ø установлены частые случаи самопроизвольного уменьшения сброса давления из-за попадания в каналы клапанов отсечек пыли и смазки;

повреждения резиновых уплотнений;

Ø в эксплуатации наблюдались случаи выдувания прокладок из фланцевых соединений изоляторов, находящихся под давлением сжатого воздуха, и нарушения герметичности соединений из-за потери упругих свойств резины (для устранения этих нежелательных явлений производятся обжатия всех элементов эластичного крепления изоляторов. Периодичность устанавливается с учетом имеющегося опыта, обычно перед наступлением холодной погоды. Более частые (сезонные) обжатия приводят к деформации и преждевременному выходу из строя резиновых прокладок и уплотнений);

Ø отмечены случаи ненадежной работы резиновых уплотнений и других узлов ВВ, например уплотнений изолирующих воздухопроводов;

самопроизвольный сброс сжатого воздуха из-за излома рычага подвижного контакта.

2.5.7.2 В каждом ДЗО в соответствии с действующими требованиями ПАО «Россети» должны быть разработаны целевые программы по замене ВВ на элегазовые или вакуумные выключатели.

Порядок формирования и реализации целевых программ, критерии их формирования определяются Регламентом формирования и реализации целевых программ по производственной деятельности ПАО «Россети».

2.5.7.3 До замены ВВ, в целях повышения надежности эксплуатации ВВ 110 кВ и выше, следует предусматривать следующие основные мероприятия:

— дополнительные мероприятия при осмотре и обслуживании ВВ в процессе эксплуатации;

— при среднем/капитальном ремонте выключателя выполнять диагностику состояния фарфора приборами ультразвукового неразрушающего контроля;

— реализовать дополнительный подогрев системы воздуховодов в зимнее время с целью исключения их перемерзания;

— при среднем/капитальном ремонте выключателя выполнять замену резиновых уплотнений.

2.5.7.4 Дополнительные мероприятия, выполняемые при проведении осмотра ВВ:

должно проверяться действительное положение всех фаз ВВ по показаниям сигнальных ламп и манометров;

дополнительно следует обращать внимание на:

Ø общее состояние выключателя;

Ø отсутствие утечек воздуха (на слух);

Ø целость изоляторов гасительных камер, отделителей, шунтирующих резисторов и емкостных делителей напряжения, опорных колонок и изолирующих растяжек;

Ø отсутствие загрязненности поверхности изоляторов.

Читайте так же:
Секционные выключатели с двумя вводами

— необходимо проконтролировать степень нагрева контактных соединений шин и аппаратных зажимов;

— по манометрам, установленным в распределительном шкафу, проверяется давление воздуха в резервуарах выключателя и поступление его на вентиляцию:

Ø у выключателей 110-220 кВ, рассчитанных на номинальное давление 2 МПа и работающих с АПВ, давление должно находиться в пределах 1,9-2,15 МПа (оптимальное 2 МПа), у ВВ-500 кВ при работе в цикле АПВ давление должно находиться в пределах 3,9-4,1 МПа;

Ø у выключателей 110-220 кВ без АПВ, давление должно находиться в пределах 1,6-2,1 МПа, у ВВ-500 кВпри работе без АПВ (в простых циклах) давление должно находиться в пределах 3,6-4,1 МПа;

необходимо обращать внимание на непрерывную вентиляцию внутренних полостей изоляторов выключателя сухим воздухом, исключающую конденсацию водяных паров внутри изоляторов:

Ø контроль за поступлением воздуха на вентиляцию ведется по указателю продувки (стеклянная трубка с находящимся в ней алюминиевым шариком);

Ø шарик под действием струи воздуха, создавая видимость движения воздуха, должен находиться во взвешенном состоянии между рисками, нанесенными на указателе;

Ø регулирование расхода воздуха производится винтом на верхней части редукторного клапана.

Включение в работу выключателей, длительно находившихся без вентиляции, должно производиться после просушивания их изоляции путем усиленной продувки (шарик указателя продувки в верхнем положении) в течение 12-24 ч.

при внешнем осмотре визуально проверяется целость резиновых уплотнений в соединениях изоляторов гасительныхкамер, отделителей и их опорных колонок (применяемые резиновые уплотнения не обладают достаточной пластичностью и со временем увеличивают свою остаточную деформацию).

Операции с выключателями, имеющими поврежденные или выдавленные уплотнения, не должны допускаться.

Дежурный персонал должен проводить осмотры выключателей, находящихся под напряжением, в сроки, установленные ПТЭ и инструкцией завода-изготовителя, а также после коммутации выключателей токов КЗ.

2.5.7.5 Техническое обслуживание в процессе эксплуатациивключает проведение следующих дополнительных мероприятий:

— из резервуаров выключателей 1-2 раза в месяц должен удаляться накопившийся в них конденсат;

— 1-2 раза в месяц воздухораспределительная сеть должна продуваться сжатым воздухом рабочего давления (при положительной температуре окружающего воздуха), поскольку несоблюдение периодичности продувок при резких изменениях температуры окружающей среды приводит к конденсации влаги в резервуарах выключателей и образованию льда в воздухораспределительной сети;

— в целях исключения случаев скопления конденсата в блоках пневматических клапанов, из них также следует удалять конденсат через спускной клапан;

— в период дождей необходимо увеличивать подачу воздуха на вентиляцию;

— при понижении температуры окружающего воздуха ниже — 5°С в шкафах управления полюсов и в распределительном шкафу должен включаться электрический обогрев, включение нагревательных элементов должно производиться двумя ступенями (ввод в действие всех нагревательных элементов при температуре воздуха, близкой к — 5°С, приводит к перегреву устройств шкафов и разрушению (растрескиванию) резиновых уплотнений):

Ø при температуре окружающего воздуха ниже — 5 °С включается первая ступень электронагревателей в шкафах управления;

Ø при температуре -10/-15 °С дополнительно должны включатся остальные нагревательные элементы.

— не реже 2 раз в год должна проводиться проверка работоспособности выключателя путем контрольных опробований на отключение и включение при номинальном и минимально допустимом давлении;

— в резервуары выключателей должен поступать очищенный от механических примесей воздух:

Ø основная очистка воздуха, а также его осушка производятся компрессорной воздухоприготовительной установкой;

Ø для дополнительной очистки сжатого воздуха в распределительных шкафах выключателей должны быть установлены войлочно-волосяные фильтры;

— не реже одного раза в год (этот срок должен быть уточнён в зависимости от местных условий эксплуатации), а также при всех ремонтах следует производить ревизию фильтров;

— систематически в зависимости от загрязненности воздуха необходимо производить смену в них фильтрующих патронов, при этом в период эксплуатации распределительных шкафов запорные вентили в них должны быть открыты полностью.

2.5.7.6 Запрещается эксплуатация ВВ:

— непрошедших техническое обслуживание и ремонт в соответствии с действующими НТД и инструкциями заводов-изготовителей;

— имеющих нормативные характеристики, несоответствующие нормам, установленным НТД и инструкциями заводов-изготовителей;

— непрошедшие техническое освидетельствование в соответствии с НТД, по итогам которого их дальнейшая эксплуатация ограничена или не допускается;

— без осушки и очистки сжатого воздуха, поступающего в резервуары выключателя от компрессорной установки;

— без продувки опорных колонок и вводов;

— без включенных электронагревателей припонижении температуры окружающего воздуха ниже — 5 °С.

Дата добавления: 2018-05-12 ; просмотров: 3371 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Типовые схемы электрических сетей напряжением 35-110 кВ

Питание подстанций

В системе электроснабжения электрические сети напряжением 35-110 кВ имеют важное значение, с точки зрения надежности электроснабжения схема этих сетей является определяющей. От того, как развиты сети, зависит число питающих центров — подстанций 35—110 кВ, что в конечном итоге определяет удаленность от них объектов электроснабжения. Очевидно, что чем больше подстанций 35-110 кВ на определенной территории, тем меньше протяженность ВЛ напряжением 6-10 кВ, по которым осуществляется распределение электроэнергии потребителям.
Подстанции 35-110 кВ размещаются, как правило, в местах сосредоточения наиболее крупных нагрузок и по возможности ближе к центру зоны охвата потребителей. В зависимости от назначения подстанции можно разделить на два вида: районные и местного значения. В зависимости от положения в электрической сети, схемы питания различают два основных типа подстанций — тупиковые и проходные. Тупиковой (рис. 1, а) называют подстанцию, расположенную в конце питающей линии или отпайки от нее; проходной (рис. 1, б) — подстанцию, которая находится на трассе линии и через которую может осуществляться питание одной или нескольких подстанций. Проходные подстанции включаются в рассечку питающей линии по схеме «вход — выход».
Очевидно, что надежность питания подстанции ПС1, включенной по проходной схеме (рис. 1, б), выше, чем включенной по схеме рис. 1, а, поскольку поврежденный участок может быть отделен от ПС1 коммутационным аппаратом этой подстанции. Если в качестве коммутационного аппарата используется, например, масляный выключатель Q1, то отделение (отключение) поврежденного участка осуществляется автоматически от действия релейной защиты на Q1 и ПС1 не теряет питания. В других случаях (Q1 — разъединитель) после отключения выключателя Q в начале питающей линии отключение поврежденного участка осуществляется вручную оперативным персоналом с последующим включением выключателя Q для подачи напряжения на ПС1. При этом ПС1 теряет питание на время, необходимое для отыскания места повреждения и производства оперативных переключений. В схеме рис. 1,а, длительность отключения ПС1 увеличивается на время полного устранения повреждений BJL

Рис. 1. Питание подстанций по схеме: а — тупиковой; б — проходной

Надежность питания подстанций 35-110 кВ в сельской местности зависит также от схемы питания их по линиям 35-110 кВ. Недостатком схем, приведенных на рис 1 является потеря питания ПС1 и ПС2 при повреждении на участке между выключателем Q и ПС1 или на подстанции, где установлен Q, так как ПС1 и ПС2 имеют одностороннее питание по одной линии. Надежность существенно возрастает, если питание ПС1 и ПС2 осуществляется по двухцепной линии 35 (110) кВ (рис. 2,а) или по двум проходящим по разным трассам линиям от одной (рис. 2,6) или двух (рис. 2,в) районных подстанций. Эти схемы позволяют в принципе обеспечить бесперебойное питание подстанций ПС1 и ПС2 при повреждении одной цепи (рис. 2,а) или одной питающей линии (рис. 2,б,в). Следует отметить меньшую надежность схемы питания (рис. 2,с), так как при определенных условиях могут оказаться поврежденными обе цепи линии. Наибольшую надежность обеспечивает схема (рис. 2,в), поскольку не сказывается повреждение на одной из районных подстанций.
Схемы подстанций зависят от количества линий и трансформаторов, присоединяемых на данном напряжении. Для электроснабжения в сельском хозяйстве применяются, как правило, подстанции 35-110 кВ с упрощенной электрической схемой без выключателей со стороны высшего напряжения; мощность силовых трансформаторов таких подстанций составляет 1000- 16000 кВ-А
Схема «трансформатор — линия» (рис. 3). Схема применяется в случае тупикового расположения подстанций и отличается простотой, экономичностью и достаточной надежностью. Однако при повреждении или ремонте линии или трансформатора работа блока нарушается, что приводит к полной потере питания в случае применения однотрансформаторной подстанции (рис 3.а).
В приводимых схемах подстанций (рис. 3,а и б) защита силового трансформатора действует на отключение выключателя 1Q на стороне 6- 10 кВ и на включение короткозамыкателя S, с помощью которого искусственно создается при напряжении 110 кВ однофазное, а при напряжении 35 кВ двухфазное короткое замыкание. При этом от собственной защиты отключается линейный масляный выключатель Q.
В схеме подстанции с перемычкой из двух разъединителей между линиями (рис. 2,в) после отключения аварийно или при подготовке к плановому отключению одной из линий имеется возможность питания обоих трансформаторов от одной линии.
Схема ответвлений от транзитных линий. Приведенные на рис. 4, схемы получили очень широкое распространение на подстанциях в сельской местности ввиду их относительно невысокой стоимости и простоты. Экономичность достигается за счет исключения из схем наиболее дорогого аппарата — выключателя высшего напряжения и за счет упрощения вспомогательных устройств (установок постоянного тока, щита управления и т.д.). В этих схемах на стороне 35-110 кВ силового трансформатора устанавливаются отделители QL, снабженные автоматическим приводом и позволяющие отключать ток холостого хода трансформатора.
В схемах с отделителями при повреждении силового трансформатора его защита действует на отключение выключателя 1Q 6-10 кВ и включение короткозамыкателя S, который создает искусственное замыкание линии. Линия отключается линейной защитой выключателя Q. В бестоковую паузу отключается отделитель QL поврежденного трансформатора. Действием устройства автоматического повторного включения (АПВ) линия включается. Таким образом после отключения трансформатора транзит мощности сохраняется. Схема (рис. 5, г) аналогично приводившейся выше (рис. 4, в), позволяет подключить к одной линии оба трансформатора подстанции.

Читайте так же:
Схема подключения классического выключателя

трансформатор — линия
Рис. 3. Питание подстанций по схеме «трансформатор — линия»
хемы питания подстанций по двухцепной или двум одноцепным линиям
Рис. 2. Схемы питания подстанций по двухцепной или двум одноцепным линиям

В электрических сетях сельской местности при напряжении 35 кВ и мощности трансформаторов до 4000 кВ-А вместо определителей иногда применяют предохранители типа ПСН-35. При мощности трансформатора, превышающей допустимую для отключения отделителем тока холостого хода трансформатора, на стороне высшего напряжения устанавливаются выключатели 2Q (рис. 5, д). В такой схеме поврежденный трансформатор отключается от защиты выключателями 1Q и 2Q; естественно, отключение транзитной линии при этом не происходит.
Блочные схемы РУ ПС 35 кВ
Блочные схемы РУ ПС 35 кВ и выше
Рис. 4. Блочные схемы РУ ПС 35 кВ и выше
Схемы рис. 6 могут применяться и для подстанций с трехобмоточ- ными трансформаторами. На рис. 6 приведена такая схема для районной подстанции 110/35/10 кВ в сельской местности с трансформаторами мощностью 16000 кВ-А, имеющей большую нагрузку на шинах 10 кВ и осуществляющей распределение электроэнергии на напряжении 35 кВ. Подстанция может подключаться по схеме блока «трансформатор — линия», к транзитным линиям и по тупиковой схеме; в двух последних случаях может быть смонтирована перемычка из S1 и QL на стороне высшего напряжения.
схемы подстанций с трансформаторами, присоединяемыми к ответвлениям от линий
Рис. 5. Варианты схем подстанций с трансформаторами, присоединяемыми к ответвлениям от линий
Схема районной подстанции 110/35 /10 кВ
Рис. 6. Схема районной подстанции 110/35 /10 кВ
Схема моста (рис. 7 и 8). Схема имеет небольшое число выключателей на стороне высшего напряжения, поэтому позволяет отключать любое присоединение (линию и трансформатор). Схема моста применяется при относительно большой мощности трансформаторов, а также большой протяженности линий; схема рис 7, a — при присоединении трансформаторов к двум параллельным линиям или тупиковой схеме питания трансформаторов по двум линиям; схема рис.7, б — при необходимости транзита мощности по линиям.
РУ ПС по схеме мостика
Рис. 7. Схема моста
Рис. 8. РУ ПС по схеме мостика

Схема РУ 35 кВ подстанции с одной системой сборных шин

Рис. 9. Схема РУ 35 кВ подстанции с одной системой сборных шин

Схема с одной системой сборных шин (рис. 9). Схема достаточно проста и надежна; разъединители используются только при ремонтных работах для отсоединения цепей, предварительно отключенных выключателями. Недостаток схемы — необходимость отключения всех присоединений секции при ремонте сборных шин и шинных разъединителей. Как правило, в сельской местности подстанции с секционированной системой сборных шин являются узловыми и служат для транзита мощности и питания других подстанций 35-110 кВ с упрощенными схемами.
Схема РУ ПС со сборными шинами с одним выключателем на присоединение приведена на рис. 10.
На рис. 11 приведены типовые схемы ПС 35/6-10 кВ, применяемые в городах.
Типовые схемы подстанций 35—220 кВ. Электроустановки, включающие электрическую часть подстанций, выполняют по определенным схемам, отражающим внутреннюю структуру и взаимосвязь их элементов. В общем случае схемы электрических соединений — это чертежи, на которых изображены элементы электроустановки, соединенные между собой в требуемой последовательности. Схемы электрических соединений и соответствующие им распределительные устройства являются важными элементами подстанций.

Схемы РУ ПС со сборными шинами с одним выключателем на присоединение

Рис. 10 Схемы РУ ПС со сборными шинами с одним выключателем на присоединение

К схемам электрических соединений и конструкциям распределительных устройств подстанций предъявляются следующие требования: надежность работы, экономичность, техническая гибкость (способность приспосабливаться к изменяющимся условиям работы электроустановки, удобство эксплуатации первичных и вторичных цепей, возможность автоматизации), безопасность обслуживания, возможность расширения, экологическая чистота, т. е. малое влияние на окружающую среду (шум, сильные электрические и магнитные поля, выбросы вредных веществ).
На подстанциях 35-750 кВ обычно устанавливают один или два трансформатора (автотрансформатора). При выборе числа и мощности трансформаторов учитывают их надежность, характер графиков нагрузки и допустимых систематических и аварийных перегрузок.
На подстанции допускается установка одного трансформатора только в том случае, если обеспечивается требуемая степень надежности электроснабжения потребителей.
Область применения различных схем подстанций определяется схемой электроснабжения и требованиями к ее надежности. Наиболее надежна схема подстанции с выключателем и разъединителями на стороне высшего напряжения (рис. 11). Схемы подстанций с предохранителями и отделителями с короткозамыкателями являются упрощенными, но не менее надежными. Однако затраты на сооружение этих подстанций значительно снижаются, так как короткозамыкатели и предохранители гораздо дешевле в изготовлении, чем высоковольтные выключатели.
По месту в системе распределительных сетей различают трансформаторные подстанции районные (РТП) и потребителей (ТП). Каждая подстанция оборудована рассмотренными выше устройствами и аппаратами для приема электроэнергии, трансформации напряжения и распределения электроэнергии потребителям через отходящие линии.

Схемы электрических соединений подстанции на стороне высшего напряжения, применяемые в сети крупных городов

Рис. 11. Схемы электрических соединений подстанции на стороне высшего напряжения, применяемые в сети крупных городов: а, б, в — блоков «трансформатор — линия»; г, д, е — мостиков; ж, з — с одной секционированной системой шин, и — с одной рабочей системой шин

тупиковая схема подстанции

Типовые схемы подстанций

Рис. 12. Типовые схемы подстанций а — тупиковая; б — ответвительная; в — проходная; г — с короткозамыкателем и отделителем
1 — разъединитель; 2 — плавкие предохранители; 3 — масляный выключатель, 4 — отходящие линии; 5 — головной масляный выключатель; 6 — отделитель; 7 — короткозамыкатель

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector