Ivalt.ru

И-Вольт
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Что такое делительная защита секционного выключателя

Принцип действия дуговой защиты

6.1.1 Принцип работы дуговой защиты основан на откидывании крышек клапанов дуговой защиты от избыточного давления возникающего при коротком замыкании в ограниченном пространстве отсеков ячеек КРУ 10кВ и срабатывании концевых выключателей, установленных на них.

6.1.2 На ячейках КРУ 10кВ отходящих линий: ввода №1 и №2, ТС, и ДГ клапаны дуговой защиты установлены над кабельным отсеком и над отсеком выключателя.

На ячейках КРУ 10кВ: СВВЭ №1 и СВВЭ №2, ТН — клапан дуговой защиты установлен над отсеком выкатного элемента.

На торцах секций КРУ 10кВ смонтированы дугоуловители, оборудованные клапанами дуговой защиты, которые служат для защиты сборных шин от повреждения при возникновении электрической дуги, которая перемещается по шинам дугоулавителя.

6.1.3 На передней панели приборного отсека всех ячеек КРУ 10кВ установлены: переключатель дуговой защиты и светодиод, указывающий о срабатывании дуговой защиты.

На передней панели приборного отсека секционного выключателя установлено: два переключателя дуговой защиты /I и II секций КРУ 10кВ/, светодиод, указывающий о срабатывании дуговой защиты, и кнопка деблокировки дуговой защиты.

Переключатель дуговой имеет два положения “включено” и “отключено” и служит для отключения оперативных цепей дуговой защиты ячейки от дуговой защиты секции шин КРУ 10кВ.

В положении переключено “Включено” при срабатывании дуговой защиты на каком-либо присоединении, которое сопровождается посадкой напряжения, происходит отключение выключателей всех присоединений в том числе и секционного выключателя №1, если он был включен.

Если переключатель дуговой защиты какой-либо ячейки установлен в положение “Отключено”, то при срабатывании дуговой защиты на данной ячейке произойдет отключение выключателя только данной ячейки, а при срабатывании дуговой защиты секции КРУ 10кВ на отключение всех присоединений, выключатель данной ячейки не отключится.

6.1.4 При срабатывании концевого выключателя клапана дуговой защиты выкатного элемента любой ячейки КРУ 10кВ, которое сопровождается посадкой напряжения на секции КРУ 10кВ, через переключатель дуговой защиты подается команда на отключение всех выключателей КРУ 10кВ и секционного выключателя №1, если он включен. При этом высвечивается указательный светодиод “Дуговая защита” установленное на передней панели приборного отсека данной ячейки и загорается табло “Дуговая защита” соответствующей секции шин КРУ 10кВ на пульте управления электростанцией.

6.1.5 При срабатывании концевого выключателя клапана дуговой защиты установленном на дугоуловителе I или II секции шин КРУ 10кВ, которое сопровождается посадкой напряжения, происходит отключение всех выключателей соответствующей секции шин 10кВ и отключение секционного выключателя №1, если он был включен. При этом загорится табло “Дуговая защита”соответствующей секции на пульте управления подстанцией.

6.1.6 При срабатывании концевого выключателя клапана дуговой защиты отсека любого выкатного элемента ячейки оборудованной выключателем, которое не сопровождается посадкой напряжения, произойдет отключение выключателя только этой ячейки. При этом высвечивается указательный светодиод “Дуговая защита” установленный на передней панели приборного отсека данной ячейки и табло “Дуговая защита” соответствующей секции шин КРУ 10кВ на пульте управления подстанцией.

6.1.7 При срабатывании концевого выключателя клапана дуговой защиты выкатного элемента ячейки КРУ 10кВ.: трансформаторов напряжения, и секционного выключателя №1 и №2, которое не сопровождается посадкой напряжения, отключение выключателей других присоединений не произойдет. При этом высвечивается указательный светодиод “Дуговая защита” расположенный на передней панели приборного отсека соответствующей ячейки и табло “Дуговая защита” соответствующей секции щита КРУ 10кВ на пульте управления подстанцией.

6.1.8 При срабатывании концевого выключателя клапана дуговой защиты на любом дугоуловителе ячеек КРУ I или II секции шин 10кВ, которое не сопровождается посадкой напряжения, отключение выключателей отходящих линий не происходит, при этом высветится табло “Дуговая защита” соответствующей секции шин КРУ 10кВ на пульте управления подстанцией.

6.1.9 При срабатывании табло “Дуговая защита” на пульте управления подстанцией реле дуговой защиты становится на самоподхват /блокируется/. Деблокировка дуговой защиты осуществляется нажатием кнопки “Деблокировка дуговой защиты” расположенной на передней панели приборного отсека секционного выключателя. При этом табло “Дуговая защита” на пульте управления подстанцией должно погаснуть.

6.2 Отключение I секции шин 10кВ от “дуговой защиты”.

6.2.1. При срабатывании концевого выключателя дугоуловителя I секции или концевого выключателя дуговой защиты одного из присоединений I секции шин 10 кВ, которое сопровождалось посадкой напряжения, происходит:

— отключение всех выключателей I секции шин щита 10кВ (ввод №1, ТС-1 и ДГ-1, ДГ-2 если они были включены) ;

— переключение 1 секции щита 400вольт на силовой трансформатор ТС-2.

6.2.2. Дежурный должен:

— сообщить энергодиспетчеру о срабатывании дуговой защиты, указав при этом, были ли явные признаки повреждения /задымленность, треск/ и по его команде:

— отключить секционный выключатель №2 (СВВЭ-2);

— проверить наличие напряжения на шинах 1 и 2 секции щита 400В;

— проверить отключенное положение вводного автомата 1 секции шин щита 400В;

— отключить ремонтные рубильники РР-1 и РР-3;

— разобрать схему всех отключенных выключателей I секции шин 10 кВ . (ввод№1, ТС-1, ДГ-1, ДГ-2, и секционных выключателей №1 и №2) и шинного трансформатора напряжения №1.

6.2.3. По высокой стороне 10кВ схема подстанции восстанавливается только после тщательного осмотра КРУ.

6.2.4. Если при осмотре обнаружено повреждение, восстановление схемы происходит после отсоединения от секции поврежденного оборудования.

6.2.5. Если осмотром повреждений не обнаружено, получив распоряжение энергодиспетчера, дежурный должен:

— деблокировать «Дуговую защиту»;

— собрать схему шинного трансформатора напряжения №1 и всех выключателей I секции шин 10 кВ. (ввод№1, ТС-1, СВВЭ№1 и СВВЭ№2), выключатели ДГ-1 и ДГ-2 собираются в контрольное положение.

— включить выключатель ввода №1;

— включить выключатель СВВЭ№2 и ТС -1;

— восстановить раздельную схему по щиту 400В согласно пункта 4 раздела 5.

6.2.6. Если при восстановлении схемы I секции шин 10кВ вновь срабатывает дуговая защита, то необходимо произвести испытание КРУ.

6.2.7. При срабатывании концевого выключателя любого присоединения, которое не сопровождается посадкой напряжения, произойдет отключение выключателя присоединения, на котором сработала защита, или высвечивается светодиод “Дуговая защита”, без отключения выключателей.

6.2.8. После осмотра подстанции и определения присоединения на котором сработала дуговая защита дежурный должен:

— деблокировать «дуговую защиту».

— сообщить энергодиспетчеру на каком присоединении сработала защита, указав, были ли явные признаки повреждения (задымленность, треск).

— если сработала дуговая защита на ТС-1 проверить переключение 1 секции щита 400вольт на силовой трансформатор ТС-2.

6.2.9. Включение в работу присоединений, на котором сработала защита, производится после тщательного осмотра ячейки КРУ.

6.3 Отключение II секции шин 10кВ от “дуговой защиты”.

Читать еще:  Монтаж схемы выключателя с двух точек

6.3.1. При срабатывании концевого выключателя дугоуловителя II секции или концевого выключателя дуговой защиты одного из присоединений II секции шин 10 кВ, которое сопровождалось посадкой напряжения, происходит:

— отключение всех выключателей II секции шин щита 10кВ (ввод №2, СВВЭ-2, ТС-2 и ДГ-3 если он был включен) ;

— переключение 2 секции щита 400вольт на силовой трансформатор ТС-1.

6.3.2. Дежурный должен:

— сообщить энергодиспетчеру о срабатывании дуговой защиты, указав при этом, были ли явные признаки повреждения /задымленность, треск/ и по его команде:

— проверить наличие напряжения на шинах 1 и 2 секции щита 400В;

— проверить отключенное положение вводного автомата 2 секции шин щита 400В;

— отключить ремонтные рубильники РР-2 и РР-4;

— разобрать схему всех отключенных выключателей II секции шин 10 кВ. (ввод№2, ТС-2, ДГ-3, СВВЭ№1 и СВВЭ№2) и шинного трансформатора напряжения №2.

6.3.3. По высокой стороне 10кВ схема подстанции восстанавливается только после тщательного осмотра КРУ.

6.3.4. Если при осмотре обнаружено повреждение, восстановление схемы происходит после отсоединения от секции поврежденного оборудования.

6.3.5. Если осмотром повреждений не обнаружено, получив распоряжение энергодиспетчера, дежурный должен:

— деблокировать «Дуговую защиту»;

— собрать схему шинного трансформатора напряжения №2 и всех выключателей II секции шин 10 кВ. (ввод№2, ТС-2, СВВЭ№1 и СВВЭ№2), выключатель ДГ-3 собирается в контрольное положение.

— включить выключатель ввода №2;

— включить выключатель СВВЭ№2 и ТС -2;

— восстановить раздельную схему по щиту 400В согласно пункта 4 раздела 5.

6.3.6. Если при восстановлении схемы II секции шин 10кВ вновь срабатывает дуговая защита, то необходимо произвести испытание КРУ.

6.3.7. При срабатывании концевого выключателя любого присоединения, которое не сопровождается посадкой напряжения, произойдет отключение выключателя присоединения, на котором сработала защита, или высвечивается светодиод “Дуговая защита”, без отключения выключателей.

6.3.8. После осмотра подстанции и определения присоединения на котором сработала дуговая защита дежурный должен:

— деблокировать «дуговую защиту».

— сообщить энергодиспетчеру на каком присоединении сработала защита, указав, были ли явные признаки повреждения (задымленность, треск).

— если сработала дуговая защита на ТС-2 проверить переключение 2 секции щита 400вольт на силовой трансформатор ТС-1.

6.3.9. Включение в работу присоединений, на котором сработала защита, производится после тщательного осмотра ячейки КРУ.

АВР секционного выключателя

На рис. 8.8 приведена схема АВР на переменном оперативном токе для секционного выключателя подстанции с двумя трансформаторами, питающимися без выключателей на стороне высшего напряжения от двух линий. Секционный выключатель Q3 нормально отключен. Оперативный ток для питания схемы автоматики подается от трансформаторов собственных нужд ТЗ и Т4. Особенностью схемы является то, что при исчезновении напряжения на одной из линий (W1 или W2) устройство АВР включает секционный выключатель Q3, а при восстановлении напряжения на линии автоматически восстанавливает нормальную схему подстанции.

Рис. 8.8. Схемы АВР секционного выключателя на переменном оперативном токе для двухтрансформаторной подстанции, подключенной к линиям электропередачи без выключателей:
а—схема подстанции; б—цепи управления и АВР выключателя Q1; в—цепи управления и АВР выключателя Q3; пунктиром обведены цепи, относящиеся к трансформатору Т2

Пусковым органом схемы автоматики являются реле времени КТ1 и КТ2 типа ЭВ-235, контакты которых КТ1. 2 и КТ2. 2 включены последовательно в цепи YATI. Последовательно с контактами этих реле включен мгновенный контакт реле времени КТЗ. 1 трансформатора Т2, которое контролирует наличие напряжения на этом трансформаторе. Обмотки реле КТ1 и КТ2 включены на разные трансформаторы (ТЗ и TV1), что исключает возможность ложного действия пускового органа в случае неисправности в цепях напряжения. Реле КТ1, подключенное к трансформатору собственных нужд ТЗ, установленному до выключателя трансформатора Т], используется также для контроля за появлением напряжения на Т1 при включении линии W1.

При исчезновении напряжения в результате отключения линии W1 запустятся реле времени КТ1 и КТ2 и разомкнут свои мгновенные контакты КТ1. 1 и КТ2. 1, снимая напряжение с обмотки реле времени КТЗ типа ЭВ-248. Это реле при снятии с его обмотки напряжения мгновенно возвращается в исходное положение, а при подаче напряжения срабатывает с установленной выдержкой времени.

Если действием схемы АПВ линии напряжение на подстанции восстановлено не будет, то с установленной выдержкой времени (большей времени АПВ линии) замкнутся контакты реле времени КТ1.2 и К.Т2.2 и создадут цепь на катушку отключения YAT1 выключателя Q1 трансформатора Т1. При отключении выключателя Q1 замкнется его вспомогательный контакт SQ1.1 (рис. 8.8, в) в цепи катушки включения YAC3 секционного выключателя Q3 через еще замкнутый контакт KQC1. 1 реле однократности включения.

Секционный выключатель включится и подаст напряжение на 1-ю секцию подстанции, при этом подтянется реле времени КТ2, замкнет контакт КТ2.1 и разомкнет К.Т2.2. Реле КТ1 останется без напряжения, поэтому его контакт КТ1. 1 останется разомкнутым, а реле времени КТЗ будет по-прежнему находиться в исходном положении, держа разомкнутыми все свои контакты.

При восстановлении напряжения на линии W1 напряжение появится и на трансформаторе Т1, поскольку его отделитель оставался включенным. Получив напряжение, реле КТ1 подтянется, замкнет контакт КТ1. 1 и разомкнет контакт КТ1.2. При замыкании контакта КТ1. 1 начнет работать реле времени КТЗ, которое своим проскальзывающим контактом КТЗ.2 создаст цепь на включение выключателя Q1, а конечным контактом КТЗ. 3 — цепь на отключение секционного выключателя Q3, при этом автоматически будет восстановлена исходная схема подстанции. Цепь на отключение в рассматриваемом случае секционного выключателя создается лишь при условии, что включен выключатель Q2 трансформатора Т2. Если включение выключателя Q3 будет неуспешным вследствие наличия устойчивого повреждения на 1-й секции, она должна быть выведена в ремонт. После окончания ремонта питание 1-й секции восстанавливается от Т1 или от 2-й секции и она автоматически вводится в работу. Схема автоматики, аналогичная приведенной на рис. 8.8, обеспечивает действие АВР Т2.

|следующая лекция ==>
Назначение и область применения АВР|Пример АВР собственных нужд на основе терминала БМРЗ-100

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

УРОВ – устройство резервирования отказа выключателя, принцип действия, реализация

Одно из обязательных требований к релейной защите – возможность резервирования отдельных защит в случае их отказа. Для этого, в случае невыполнения отключения аварийного режима собственной защитой присоединения должна сработать другая. Эта другая защита обычно отключает участок шин подстанции, к которому подключен неисправный фидер.

Читать еще:  Выключатель ввн сэщ с трансформаторами тока

Но для обеспечения селективности отключение произойдет за более длительное время, необходимое для того, чтобы дать возможность фидеру отключиться от собственных устройств. За это время короткое замыкание принесет большие разрушения, может увеличиться в масштабах.

Чтобы ускорить этот процесс, применяют один из видов противоаварийной автоматики – УРОВ. Расшифровывается это сокращение как «устройство резервирования отказа выключателя».

Даже новый и надежный выключатель, управляемый микропроцессорным устройством РЗА, не застрахован от неисправностей.

Причины сбоев могут быть не только в его механике или в приваривании контактов. В цепях отключения тоже могут возникнуть неполадки, создающие препятствия на пути команды от выходного реле до катушки отключения. Но и на этом перечень возможных неполадок не исчерпывается. Порой в отказах виновен человеческий фактор: выбор неправильного режима работы защиты, вывод ее из действия.

Интересное видео о работе УРОВ смотрите ниже:

  1. Принцип работы УРОВ
  2. Схемы УРОВ на электромеханической базе
  3. УРОВ в составе микропроцессорных устройств

Принцип работы УРОВ

Устройство входит в состав всех современных микропроцессорных терминалов, или выполняется отдельным для электромеханических защит. Его задача: выдать сигнал в случае отказа, который направляется в схему РЗА вышестоящего фидера.

Например, при сбое в работе защиты отходящего от шин подстанции фидера сигнал УРОВ выдает команду отключения на выключатель линии, питающей секцию шин, а также секционного выключателя (при его наличии).

Следует учесть, что в цепях отключения вводных и секционных выключателей при этом собираются воедино сигналы отключения от УРОВ от всех присоединений питаемой ими секции.

Для того, чтобы сформировался сигнал УРОВ, необходимо совпадение следующих событий:

  • срабатывание основной защиты фидера;
  • продолжение аварийного процесса после формирования команды на отключение собственного выключателя, либо отсутствие сигнала о том, что выключатель отключился.

Логика действий УРОВ предельно проста: произошло короткое замыкание, вызвавшее запуск защиты, пошла команда отключения, а сигнал от трансформаторов тока о наличии КЗ не прекращается. Значит – выключатель не отключается, или его перекрыла электрическая дуга.

Непременный атрибут УРОВ – своя собственная выдержка по времени.

Отсчитывается она между моментом подачи команды на отключение от основной защиты и командой на вышестоящий выключатель. Выдержка небольшая, но необходима для того, чтобы дать возможность сработать механике, ведь любой выключатель имеет собственное время отключения.

Схемы УРОВ на электромеханической базе

Для реализации алгоритма УРОВ на базе электромеханических реле используется несколько методов.

Самый простой: от выходного реле защит запускается реле, отсчитывающее выдержку УРОВ.

В этой цепи устанавливается накладка для вывода автоматики из действия. Замкнувшиеся контакты реле времени формируют команду на отключение.

Такая схема не получила широкого распространения из-за недостаточной надежности. Слишком много факторов могут приводить к ее ложному срабатыванию.

Разумный выход из создавшегося положения – добавить в схему узел, контролирующий наличие короткого замыкания в сети. Простейший вариант – установка реле напряжения. Оно замыкает свои контакты в цепи при снижении линейного напряжения или реагирует на его прямую или обратную последовательность. Но иногда не чувствует существенных изменений при КЗ за трансформаторами.

Эффективнее работает автоматика с контролем тока присоединения.

Формирование сигнала происходит при совпадении двух факторов: срабатывании у защиты выходного реле и наличии тока через выключатель, контролируемого дополнительным токовым реле.

Для еще большего повышения надежности в цепи УРОВ включаются контакты, выводящие его из действия при оперировании ключом управления. А также вводится дополнительная цепь отключения собственного выключателя командой УРОВ, не зависимая от цепей отключения от защит.

В случае неправильных действий УРОВ это иногда позволяет избежать масштабных отключений, ограничившись ложным отключением выключателя своего присоединения.

Но влияние человеческого фактора на ложные действия УРОВ исключить трудно. Если не будет выведена накладка (разомкнута цепь отключения), то при проверке или опробовании РЗА может возникнуть ситуация, когда отключающий импульс все же сформируется.

УРОВ в составе микропроцессорных устройств

Терминалы современных релейных защит по умолчанию содержат в своем составе УРОВ. Вводить его или не вводить – это проектное решение, принимаемое для конкретного случая применения.

В настройках УРОВ терминала выбирается вся необходимая для ее работы конфигурация, включая уставки по времени и контролю тока.

Поскольку все защиты собраны в одном корпусе и связаны между собой, работа автоматики становится более надежной. Остается только одна проблема: вывод УРОВ из работы перед проверкой защиты персоналом электролабораторий необходим в обязательном порядке. При проверке уставок срабатывания и возврата любой защиты ток, соответствующий аварийному параметру, существует на входе терминала длительное время, которого с лихвой хватает на формирование сигнала УРОВ.

Поэтому вывод в ремонт и ввод в действие устройств, содержащих противоаварийную автоматику, должен производиться по заранее составленным программам.

Отличие выключателя нагрузки от разъединителя

Для людей, профессионально связанных с электротехникой, знакомство с коммутирующими устройствами часто начинается с рубильника. Рубильник — это висящий на стене металлический шкаф с рукояткой, на котором красной краской написано «Осторожно! Электрическое напряжение». Позже многие узнают, что такого устройства с названием «рубильник» не существует, и правильное название — «выключатель-разъединитель».

Между тем, среди устройств среднего напряжения от 6 до 35 кВ мы обнаружим как выключатели, так и разъединители. И сразу возникает вопрос: чем отличается выключатель от разъединителя?

В действительности ответ на этот вопрос очень прост.

*) Если вас заинтересовало, что за странное устройство космической наружности изображено на картинке в начале материала, то это всего лишь элегазовый выключатель нагрузки.

Зачем нужен разъединитель

Разъединитель — это коммутирующее устройство, единственное назначение которого — создание видимого разрыва электрической цепи при проведении ремонтных или регламентных работ.

Своим появлением разъединители обязаны нормативным документам: «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ) и «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТЭ). Эти регламенты предписывают при проведении любых работ на электрооборудовании, кроме отключения линии, создать видимый разрыв цепи и обеспечить заземление участка, на котором производятся работы.

Создание видимого разрыва вызвано тем, что при отключении линии не всегда есть возможность убедиться в полном отсутствии напряжения в цепи.

Например, при отключении напряжения с помощью вакуумных, масляных или элегазовых выключателей нельзя быть уверенным, что цепь действительно полностью разомкнута, так как контакты таких выключателей находятся в баке с дугогасящей средой (масло, элегаз, вакуум), что исключает визуальную проверку их состояния.

Кроме создания видимого разрыва цепи, требуется также заземлить участок линии, на котором проводятся работы. Для этого можно использовать специальное устройство — заземлитель. Однако, чаще всего эту функцию возлагают на разъединитель, снабжая его заземляющими контактами (ножами), которые синхронно с размыканием главных контактов разъединителя заземляют линию, на которой установлен разъединитель.

Читать еще:  Автоматический выключатель 130 ампер

Количество и расположение заземляющих ножей может быть разным. Заземляющие ножи могут располагаться (а) со стороны входящей линии, (б) со стороны отходящей линии, (в) с двух сторон от разъединителя.

Учитывая, что разъединитель может отключать только обесточенную линию, заземление линии не может привести к опасным последствиям.

УЗНАТЬ ЦЕНУ

Отправьте запрос в любой форме на электронную почту com@tmtrade.ru . В течение дня мы подготовим для вас предложение со стоимостью и сроком поставки. Или просто позвоните нам по телефону +7 910-973-00-28

Назначение выключателя нагрузки

В отличие от разъединителя, выключатель нагрузки предназначен для отключения линии, находящейся под напряжением.

При размыкании или замыкании контактов, находящихся под напряжением, возникает дуговой разряд, который может оплавить контакты выключателя нагрузки и тем самым вывести его из строя. Поэтому нужно предотвратить появление дугового разряда или ослабить его.

Чтобы погасить или ослабить дуговой разряд, воздушную среду между контактами выключателя нагрузки заменяют на более безопасную среду. В этом и проявляется основное отличие выключателя нагрузки от разъединителя — контакты выключателя нагрузки находятся в инертной среде, препятствующей развитию электрической дуги.

В настоящее время существует несколько вариантов защиты выключателей от электрической дуги:

  • Автогазовая среда — это самое остроумное решение. Контакты выключателя находятся внутри полимерного кожуха, который при возникновении дугового разряда начинает выделять газы, препятствущие развитию дуги. Этот класс коммутирующих устройств называется автогазовые выключатели нагрузки. Автогазовые выключатели — самые доступные по цене, но они могут работать только при небольших токах, как правило, до 630 А.
  • Масляная среда — это самое старое решение. Контакты выключателя в этом случае помещаются в бак с минеральным маслом, которое препятствует образованию дуги. Масляные выключатели начали применяться в России с 1925 года, однако в настоящее время они постепенно выходят из употребления, уступая место вакуумным выключателям.
  • Элегазовая среда — использование в качестве внутренней среды выключателя гексафторида серы SF6. Гексафторид серы (элегаз) бесцветен, не токсичен и не горюч. Свое название он получил благодаря высоким электроизолирующим и дугогасящим свойствам, а также высокому напряжению пробоя. Однако из-за высоких затрат на утилизацию, недостаточной компактности элегазовых устройств, а также из-за образующихся в процессе их работы токсичных соединений производители начали отказываться от элегазовых выключателей в пользу вакуумных выключателей.
  • Вакуум — это идеальная среда, которая исключает образрвание дугового разряда. Контакты в этом случае находятся внутри вакуумной катеры. Представителями этого класса устройств является не только широко распространенные вакуумные выключатели, но и выключатели нагрузки ВНВР, которые очень похожи на автогазовые выключатели, но отличаются от них наличием вакуумных камер вместо полимерных догогасительных камер.

Таким образом, основное отличие выключателя нагрузки от разъединителя — это способность отключать линию под наряжением путем подавления дугового разряда инертной средой между контактами выключателя.

Какие нагрузки испытывают выключатель нагрузки и разъединитель

Конструкция коммутирующего устройства обусловлена теми нагрузками, которое оно испытывает. Это может быть высокое напряжение, большой ток (в том числе, ток короткого замыкания), дуговой разряд. Все это влияет на конструкцию коммутирующего устройства

Например, разъединитель размыкает заранее обесточенную линию, поэтому отсутствует электрическое напряжение. Однако в замкнутом состоянии разъединитель может пропускать большие токи. Например, при номинальном напряжении 10 кВ ток через разъединитель может достигать 8000 А.

В то же время выключатель нагрузки может отключать линию под напряжением, и его контакты могут противостоять действию дугового разряда. Поэтому выключатели нагрузки рассчитаны на небольшие токи, как правило, до 630 А.

Ошибочные действия персонала при работе с разъединителям могут приводить к аварийным ситуациям, выходу из строя оборудования и поражению людей электрическим током. Например:

  • Отключение или включение разъединителя при включенной линии, приедет к дуговому разряду между контактами разъединителя и к выходу разъединителя из строя.
  • Включение разъединителя при включенной линии может привести к поражению людей электрическим током.
  • Включение заземляющих ножей выключателя нагрузки или разъединителя при включенной линии приведет к короткому замыканию и выходу из строя оборудования, находящегося на линии.

Чтобы не возникали аварийные ситуации, применяют механические и электромеханические блокировки ножей разъединителей и выключателей нагрузки.

Например, заземлить линию возможно только в том случае, если главные ножи разъединителя находятся в разомкнутом состоянии. Применяются также электромеханические блокировки, когда электромагнитный замок препятствует отключению разъединителя, если линия находится под напряжением.

Связанные материалы

  • Бесплатная экспертиза
  • Проектирование
  • Электромонтажные работы
  • Поставки электрооборудования в Монголию
  • Отгрузка оборудования на космодром «Восточный»
  • Модернизация (ретрофит) КСО и КРУ
  • Доставка и логистика
  • Выключатели нагрузки ВНВР-10 пополнили ассортимент
  • Приводы разъединителей внутренней установки
  • Выключатели нагрузки ВНА, ВНР и ВНВР на 10 кВ

Отгрузка оборудования на космодром «Восточный»

Космическая отрасль России развивается бурными темпами и требует большого количества инновационного оборудования, в том числе, электротехнического.

ООО «Тяжмаштрейд» выполнило заказ Центра эксплуатации объектов наземной космической инфраструктуры космодрома «Восточный» на поставку комплектующих для выключателей нагрузки.

Поставки электрооборудования в Монголию

С 2014 года компания «Тяжмаштрейд» поставляет электротехническое оборудование промышленного назначения в страны Евразийского Экономического Союза (ЕАЭС) — Белоруссию, Казахстан, Киргизию, Узбекистан.

В 2021 году наша компания начала экспортные поставки оборудования в другие страны мира. В этом году отгружены конденсаторные установки и разъединители в Монголию.

Начато производство разъединителей РЛК-20 кВ

К идее производства линейных разъединителей на 20 кВ мы обращались неоднократно с 2017 года. Было рассмотрено несколько вариантов конструкций разъединителей: РЛНД-20, РЛР-20, РЛК-20.

В 2020 году мы организовали серийный выпуск линейных разъединителей на номинальное напряжение 20 кВ, остановившись на хорошо зарекомендовавшей себя конструкции качающегося типа РЛК-20.

Отгрузка нового реклоузера 35 кВ OSM38 в Новосибирск

Реклоузеры OSM38 на напряжение 35 кВ пока только завоевывают российский рынок, в отличие от реклоузеров OSM15 на 10 кВ, которые уже широко распространены во всех регионах нашей страны.

Поэтому отгрузка покупателям каждой новой партии реклоузеров на 35 кВ представляет для нас радостное событие. Вместе с другим оборудованием реклоузер отправится из Новосибирска осваивать Дальний Восток.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector