Типовые схемы с вакуумными выключателями

Коммутационные перенапряжения, создаваемые вакуумными выключателями

Ответ:Коммутационные перенапряжения, создаваемые выключателями при отключениях ненагруженных трансформаторов, и их ограничение. Значительный объем экспериментальных данных по коммутационным перенапряжениям, вызванных отключением ненагруженных трансформаторов средних классов напряжений, систематизирован. В основном эти данные относятся к воздушным и масляным выключателям. Наибольшие зарегистрированные кратности составляют 4…6 о.е. и зависят главным образом от величины тока среза и параметров сети. Там же приведена методика оценки таких перенапряжений для любого типа выключателей и систематизированы результаты многочисленных экспериментов, доказывающих возможность среза тока для многих типов выключателей, а не только для вакуумных. Объем экспериментальных данных по таким коммутациям собственно для вакуумных и особенно для элегазовых выключателей невелик и не позволяет судить о каких-либо их особенностях, которые не учитываются в расчетных методиках. Ниже, на основании компьютерного моделирования, показано, что с большой долей уверенности можно считать, что отключение установившихся токов холостого хода трансформаторов в сетях 6-10 кВ вакуумным или элегазовым выключателем в основном не вызывает опасных перенапряжений. Однако, прерывание неустановившегося тока намагничивания может привести в случае малой емкости сети со стороны трансформатора к более существенным перенапряжениям. Математическая модель сети и трансформатора: При анализе коммутационных перенапряжений, связанных с отключением ненагруженных трансформаторов, использовалась расчетная схема рис. 1.
Схема замещения сети и трансформатора, предназначенная для расчета по программному комплексу NRAST приведена на рис. 2. Кабель (или шинопровод) представлен трехфазной «Т-схемой» замещения, источник питания – трехфазной эдс, индуктивностями L. – (сети и трансформатора) и суммарной емкостью Сш шин или другого оборудования на левом полюсе выключателя. Используя возможности NRAST, в математической модели трансформатора учитывались: нелинейные свойства электротехнической стали в виде типовой характеристики индукции В от напряженности магнитного поля Н: B=f(H); реальные размеры стержней и ярм трехстержневого магнитопровода трансформатора, а также размеры воздушных стержней (см. п. 1.1), позволяющие моделировать рассеяние в межобмоточных каналах.

Рис. 1. Расчетная схема сети с трансформатором.

Рис. 2 Расчетная схема замещения трехфазной сети. При компьютерном моделировании переходных процессов, приведенных ниже, принято Е =5,4 кВ; L =6,32 мГн; С =0,06 мкФ;

С =0,013 мкФ; L/2=0,00126мГн; R/2=0,001 Ом; С =0,0024 мкФ; С =0,03 мкФ; R=100 кОм.

Схема соединений обмоток трансформатора на стороне 6-10 кВ – треугольник. Учет нелинейности кривой B=f(H) для стали, используемой в трансформаторах современных конструкций позволяет с достаточной точностью учесть составляющую потерь в стали трансформатора на гистерезис [33, 34]. Потери в стали на вихревые токи учитывались по каталожным данным для промышленной частоты. Определенное на основании этих данных активное сопротивление RT включалось параллельно каждой из фаз обмотки трансформатора, соединенной в треугольник (рис. 2). В работе не принималось во внимание увеличение потерь на вихревые токи вследствие переходного процесса (путем введения частотно- зависимого активного сопротивления в модель трансформатора). Учет этой частотной зависимости более актуален для схем сети с малой расчетной емкостью присоединения. Перенапряжения при отключении ненагруженных трансформаторов выключателями различных типов: При отключении ненагруженных трансформаторов в схеме рис. 1 основным «механизмом», создающим перенапряжения высокой кратности, является среда тока. Наиболее существенными факторами, влияющими на перенапряжения при отключении ненагруженных трансформаторов при возможном срезе тока являются: величина тока среза; емкость между выключателем и трансформатором (емкость кабеля, шинопровода или входная емкость трансформатора при отсутствия кабеля); исходный режим трансформатора, предшествующий отключению; форма кривой намагничивания трансформатора; мощность трансформатора; потери (на гистерезис и вихревые токи). Рассматривались две расчетные коммутации: отключение ненагруженного трансформатора из установившегося режима и отключение ненагруженного трансформатора в цикле В-О, когда апериодическая составляющая потокосцепления трансформатора имеет максимальное значение. Пример коммутации отключения первой фазы ненагруженного трансформатора напряжением 6 кВ, мощностью 400 кВА при длине кабеля 10 м и токе среза icp=l,7 А приведен на рис. 3. «Здесь показан ток в одной из фаз выключателя (первой отключаемой), фазные напряжения относительно земли на полюсе выключателя со стороны сети и со стороны трансформатора и напряжение на контактах отключаемого полюса. При отсутствии повторных зажиганий дуги в выключателе перенапряжения на отключаемой фазе трансформатора в данном случае имеет вид однократного импульса амплитудой 4,67 о.е. (рис.3.3). Диапазон амплитуд токов намагничивания трансформаторов 6-10 кВ мощностью 25…6300 кВА составляет ixxm=0,1…7 А (при коэффициенте формы 1,5…1,6, показывающем отношение амплитуды тока к его действующему значению). Предполагаем, что

Рис. 3 Отключение первой фазы ненагруженного трансформатора 6 кВ мощностью S.=400 кВА из установившегося режима со срезом тока величиной /. =1,7 А; длина кабеля 1=1 Ом;

Рис.3.4 Зависимость кратностей максимальных перенапряжений Кпер на трансформаторе от мощности трансформатора и длины кабеля при срезе тока холостого хода на максимуме (но не более 5 А). максимальное значение тока среза icp 25 м, такая коммутация неопасна для трансформаторов любой мощности и типа. В других случаях (для сухих трансформаторов и при малой длине кабеля) со стороны трансформатора или на трансформаторе должны быть установлены ОПН. Несколько другая картина имеет место при редкой коммутации отключения ненагруженного трансформатора с неустановившимся током намагничивания, который многократно превышает его установившееся значение, рис. 5. Здесь на поле тока выключателя показан возможный диапазон At моментов начала движения контактов выключателя, при котором ток в этот момент больше возможного тока среза .

Рис. 5. Отключение первой фазы ненагруженного трансформатора 6 кВ мощностью 400 кВА из неустановившегося режима со срезом тока iq=5 А, кабель длиной 1К=М м, dU, /dt=°° кВ/мсек.

Иными словами — мгновенное значение неустановившегося тока в течение At= 11,3 мсек превышает ток среза. Таким образом, гашение дуги не происходит вплоть до момента t , когда мгновенное значение тока выключателя становится меньшим тока среза icp (рис. 5). Если момент начала движения контактов попадает в начало интервала At, то к моменту trauj, прочность межконтактного промежутка становится большой, и срез тока не приводит к повторным зажиганиям, при этом возникает однократный значительный импульс перенапряжения (см. рис. 5, где Umax=6,8, здесь мы предполагаем, что срез тока возможен при любом межэлектродном расстоянии вакуумного выключателя). В случае, когда начало движения контактов окажется относительно близко к моменту среза тока и восстанавливающаяся электрическая прочность межконтактного промежутка будет недостаточной для того, чтобы выдержать восстанавливающееся напряжение, может произойти несколько повторных зажиганий дуги в выключателе, сопровождающихся снижением максимальной кратности перенапряжений.

Типовые схемы вакуумных установок

СОДЕРЖАНИЕ

1 Типовые схемы вакуумных установок………………….

2 Выбор вакуумного насоса……………………………….

3 Выбор приборов для измерения давлений в

4 Расчет натекания в вакуумную систему…………………

5 Методы течеискания………………………………………

6 Описание технологии течеискания с помощью

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время вакуумную технику широко используют в различных отраслях промышленности для обеспечения технологических процессов или обеспечения работы установок различного назначения, а также в установках для имитации космических условий, ускорителях элементарных частиц.

Разработка новых технологических процессов, обеспечивающих техническое перевооружение основных отраслей производства, тесно связано с вакуумной техникой.

Новые типы полупроводниковых структур, особо чистые материалы, сплавы, специальные покрытия изготавливаются в вакууме. Вакуум является идеально чистой технологической средой, в которой можно осуществить электрохимические и электрофизические процессы при изготовлении изделий микроэлектроники.

Одним из важнейших условий получения и сохранения заданной среды в рабочих объемах различных вакуумных систем является герметичность их конструкций. В вакуумной технике герметизация осуществляется ради получения и сохранения необходимого вакуума. Контроль герметичности относится к числу испытаний необходимых для нормального функционирования вакуумных систем. Под герметичностью понимают непроницаемость конструкций для газов и жидкостей. Абсолютная герметичность недостижима, поэтому герметичными считают конструкции, газовый или жидкостный обмен через которые достаточно мал для того, чтоб мешать нормальному процессу их работы. Требования к степени герметичности устанавливаются исходя из назначения конструкций и условий работы вакуумной системы. Нарушение герметичности конструкций определяется наличием течи или проницаемостью отдельных элементов. Природа проницаемости отдельных элементов и конструкций может быть различна.

Течь — это свободный от посторонних включений канал или пористый участок конструкции, через который могут проникать газы и жидкости.

Проницаемость – это свойство самого материала пропускать различные жидкости и газы ( носит избирательный характер: кварцевое стекло проницаемо только для гелия).

Проникновение газов и жидкостей через течи происходит гораздо быстрее, чем через сплошной материал. Поэтому обнаружение обоих видов нарушения герметичности одновременно исключено. При контроле герметичности решается только одна задача: обнаружение течи.

Поскольку формы и размеры каналов течи разнообразны, их принято характеризовать количеством протекающих через них газообразных или жидких веществ в единицу времени. При заданной температуре расход (поток) газа через течь измеряется в м 3 Па/с или в Вт. Это равенство характеризующее количество газа при нормальной температуре как как произведение его давления на занимаемый объем, кроме того оно может характеризоваться как запасенная в данном газе энергия.

Задача курсовой работы –выбор метода течеискания. Нам на данный момент времени известны следующие методы:

Типовые схемы вакуумных установок

Среди большого количества вакуумных систем, используемых в производстве и научных исследованиях, можно выделить несколько типовых систем, предназначенных для получения низкого, среднего, высокого и сверхвысокого вакуума. Для принципиальных схем вакуумных установок пользуются условными обозначениями, приведенными в ГОСТ 2.796-95.

В данной курсовой работе применяются установки среднего и высокого вакуума.

На рисунках 1.1 и 1.2 представлены вакуумные схемы для получения среднего и высокого вакуума соответственно.

1 – насос предварительного разряжения; 2,3,6,14,15,17,18,19 – вакуумные клапаны; 4,5,12,20 – манометры; 5 – ловушка; 7 – насос для получения среднего вакуума; 9 – электрический ввод; 10 – ввод движения; 11 – вакуумная камера; 13- газоанализатор; 16 – гигроскопатор

Рисунок 1.1 – Вакуумная система для получения низкого и среднего вакуума (10 5 …10 -2 Па)

1 – насос для получения низкого вакуума; 2,5,15,16,17,19,20,21,24,27 – клапаны, 3,8,25 – ловушки; 4 – форвакуумный баллон4 6,12,13,22,23,28 – манометры; 7 – насос для получения высокого вакуума; 9 – ввод движения; 10 – электрический ввод; 11 – вакуумная камера; 14 – газоанализатор; 18 – гигроскопатор; 26 – насос для получения среднего вакуума

Рисунок 1.2 — Вакуумная система для получения низкого и среднего вакуума (10 5 …10 -5 Па)

Принципиальные Схемы 6 Кв

Рассмотрим наиболее характерные типовые схемы распределительных устройств, нашедшие широкое применение при проектировании подстанций с высшим напряжением 35— кВ.

Схемы питающих электрических сетей 10(6) кВ

Пример схемы электроснабжения при питании особой группы электроприемников Кабельные перемычки и мощность третьего аварийного источника выбираются исходя из нагрузки приемников особой группы, предназначенных только для безаварийного останова производства. Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий с двусторонним или односторонним питанием.

Питание распределительных пунктов осуществляется по радиальным схемам от разных секций шин 10 6 кВ опорных подстанций или подстанций глубокого ввода либо от разных подстанций. Недостатками рассмотренной схемы являются: отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей; удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений, так как одна цепь должна присоединяться через два выключателя; снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов.

Схема электрическая принципиальная Отходящая линия к ТСН Страница 3 из 4 Схемы питающих электрических сетей 10 6 кВ Назначение питающих электрических сетей — концентрированная передача мощности в районы, удаленные от подстанций глубокого ввода и опорных подстанций.

Перемычка из двух разъединителей используется при отключениях линий. Наряду с достоинствами схема с одной несекционированной системой шин обладает рядом недостатков.

В нормальном режиме один из разъединителей перемычки должен быть отключен. По степени надежности электроснабжения магистральные схемы можно подразделить на две основные группы.

Схемы 15, 16 и 17 при числе линий более 4, а также по условиям сохранения устойчивости энергосистемы, проверяются на необходимость секционирования сборных шин. Более сложная схема содержит также одну секционированную систему шин, но в ней добавляется обходная система шин рис.

Указания по применению схем четырехугольника и шестиугольника.
Что такое звезда и треугольник в трансформаторе?

Схемы распределительных сетей 10(6) кВ

Для разработанного набора схем РУ выполняются типозые проектные решения компоновок сооружений, установки оборудования, устройств управления, релейной защиты, автоматики и строительной части.

Для эффективного использования РП его мощность выбирается таким образом, чтобы питающие его линии, выбранные по току короткого замыкания, были полностью загружены с учетом послеаварийного режима. Включение может быть предусмотрено как вручную, так и автоматически.

Вопрос 3. А с аккумуляторными батареями. Основным принципом построения распределительной сети для электроприемников III категории является сочетание петлевых резервируемых линий напряжением 10 6 — 20 кВ для двухстороннего питания каждой ТП и радиальных нерезервируемых линий 0,4 кВ к потребителям.

Если пропадет напряжение на одной из секций РП2 или РПЗ, то автоматически включается секционный выключатель 1 и все питание этих РП переходит только на один источник по оставшейся в работе питающей линии. Таким образом, для сети рис. В последующем — при одном трансформаторе и двух линиях или при двух трансформаторах и одной линии — устанавливаются, как правило, три выключателя. Схема электрическая принципиальная ТНкВ.

Указанные недостатки частично устраняются путем разделения сборных шин на секции, число которых обычно соответствует количеству источников питания. При повреждении секционного или шиносоединительного выключателя допускается потеря двух энергоблоков и линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При необходимости коммутации двух трансформаторов и трех линий в качестве схемы РУ может быть использована схема сдвоенного мостика с 4-мя выключателями. Ремонт выключателей напряжением кВ и выше должен быть возможным без отключения присоединения.

В нормальном режиме. Применяются схемы с одной, двумя, четырьмя секционированными системами сборных шин. Одиночные магистрали с частичным резервированием питания по связям вторичного напряжения.

При необходимости коммутации двух трансформаторов и трех линий в качестве схемы РУ может быть использована схема сдвоенного мостика с 4-мя выключателями. Одновременное аварийное отключение двух линий или двух трансформаторов в рассмотренной схеме маловероятно.

Линии кВ имеют пропускную способность около МВт, поэтому три линии вполне обеспечат выдачу всей мощности присоединенных энергоблоков с учетом возможного расширения. Рекомендуется также предусматривать взаимное резервирование линий напряжением 0,4 кВ, питающих в нормальном режиме раздельно силовую и осветительную нагрузку.
Урок №37. Как читать принципиальные схемы

Последние комментарии

Резервирование электроприемников 1-й категории на однотрансформаторных подстанциях осуществляется перемычками В между ближайшими ТП. Управление вакуумными выключателями принято как местное, с помощью ключей, установленных на фасадах шкафов КРУ, так и дистанционное, с панели дистанционного управления, расположенной в ОПУ.

Схема 10 6 -2 — две секционированные выключателями системы шин применяется при двух трансформаторах с расщепленными обмотками или при сдвоенных реакторах, присоединенных каждый к двум секциям. Для РУ кВ применяются схемы, рекомендованные для напряжения кВ.

Повреждение или отказ любого выключателя не должны приводить к нарушению транзита через шины электростанции, т. Число одновременно срабатывающих выключателей должно быть не более: двух — при повреждении линии; четырех — при повреждении трансформаторов напряжением до кВ, трех — кВ.

Энергоблоки, как правило, следует присоединять через отдельные трансформаторы и выключатели на стороне повышенного напряжения. Схема электроснабжения небольшого предприятия с ответственными нагрузками.

В схемах 10 6 -1, 10 6 -2 допускается установка на вводе 10 6 кВ дополнительных ТТ. На второй ступени электроэнергия распределяется между двухтрансформаторными или однотрансформаторными цеховыми ТП.

Это упрощает схему коммутации и конструктивное выполнение подстанций, что особенно важно для удешевления комплектных подстанций заводского изготовления. Схемасдвумя системами сборных шин На рис. Для разработанного набора схем РУ выполняются типозые проектные решения компоновок сооружений, установки оборудования, устройств управления, релейной защиты, автоматики и строительной части. Трансформаторы цеховых ТП подключаются к линиям наглухо, и вся коммутационная аппаратура устанавливается на РП.

Нерасчетные аварийные режимы, сопровождающиеся значительными разовыми экономическими последствиями отказ двух или трех элементов схемы , могут приниматься во внимание в случае, когда сравниваемые при расчетных авариях варианты схем равнозначны. В нормальном режиме.

На предприятиях, особенно крупных, обычно не ограничиваются какой-либо одной из описанных выше схем. Схемы подстанций должны формироваться таким образом, чтобы была возможность их поэтапного развития. Вся нагрузка переводится на исправный кабель.
Однолинейные схемы

Типовые схемы распределительных устройств

При выборе схем распределительных устройств подстанции следует учитывать число присоединений (линий и трансформаторов), требования надежности электроснабжения потребителей и обеспечения транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтных и послеаварийных режимах. Схемы подстанций должны формироваться таким образом, чтобы была возможность их поэтапного развития. При возникновении аварийных ситуаций должна быть возможность восстановления электроснабжения потребителей средствами автоматики. Число и вид коммутационных аппаратов выбираются таким образом, чтобы обеспечивалась возможность проведения поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения других присоединений.

К схемам подстанций предъявляются требования простоты, наглядности и экономичности. Эти требования могут быть достигнуты за счет унификации конструктивных решений подстанции, которая наилучшим образом реализуется в случае применения типовых схем электрических соединений распределительных устройств.

Рассмотрим наиболее характерные типовые схемы распределительных устройств, нашедшие широкое применение при проектировании подстанций с высшим напряжением 35–750 кВ. К простейшим схемам относятся блочные схемы линия – трансформатор с разъединителем (рис. 14.4, а) и выключателем (рис. 14.4, б). На этих и последующих схемах указаны области рекомендуемых номинальных напряжений. Первая схема может использоваться для подстанций, присоединенных к линиям без ответвлений (рис. 14.4, а), если защита линии со стороны центра питания охватывает трансформатор либо предусмотрен телеотключающий импульс на отключение линии от защиты трансформатора. Вторая схема применяется также для подстанций, подключенных к ответвлениям от линий (рис. 14.3, б).

Для двухтрансформаторной подстанции, питающейся от двух параллельных линий, может быть применена схема с двумя блоками с выключателями в цепи трансформаторов и перемычкой, содержащей два последовательно включенных разъединителя Р1 и Р2 (рис. 14.4, в). Такое включение разъединителей позволяет осуществлять их поочередный ремонт одновременно с соответствующим блоком линия – трансформатор. На практике находятся в эксплуатации подстанции, выполненные по упрощенным блочным схемам, в которых в качестве коммутационных аппаратов используются отделители и короткозамыкатели. Принципы работы таких схем подробно описаны в курсе «ЭУСиП». В связи с конструктивными недостатками этих аппаратов и отрицательным воздействием их работы на выключатели смежных подстанций при коротких замыканиях на вновь сооружаемых подстанциях эти схемы применять не рекомендуется.

Один из вариантов схемы по типу мостика с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий показан на рис. 14.5. Такая схема применяется в радиальных линиях и линиях с двухсторонним питанием с заходом их на подстанции (рис. 14.3, в, з). Здесь на четыре присоединения (две линии и два трансформатора) устанавливается три выключателя.

На подстанциях с двумя линиями и двумя трансформаторами может быть использована схема, в которой число выключателей равно числу присоединений. При этом включение и отключение каждого присоединения производится двумя выключателями – схема по типу четырёхугольника (рис. 14.6). Недостатком схемы является то, что она не позволяет увеличивать количество линий. На напряжении 220 кВ эта схема рекомендуется при мощности трансформаторов 125 МВ⋅А и более.

При числе линий три и более рекомендуется ряд типовых схем распределительных устройств со сборными системами шин. Наиболее простая схема выполняется с одной секционированной системой шин (рис. 14.7, а). В ней каждая линия и каждый трансформатор подключены к одной из секций шин, между которыми установлен секционный выключатель СВ. Более сложная схема содержит также одну секционированную систему шин, но в ней добавляется обходная система шин (рис. 14.7, б).

Секции шин I и II соединяются между собой секционным выключателем СВ. Дополнительно предусмотрен обходной выключатель ОВ, предназначенный для соединения посредством соответствующих разъединителей одной или другой секции шин с обходной системой шин. Такая схема позволяет использовать обходной выключатель для замены выключателя любого присоединения при необходимости вывода его в ремонт. Здесь, также как и в схеме по рис. 14.7, а, каждое присоединение в нормальном режиме подстанции может быть подключено только к одной из секций шин.

Такая схема позволяет использовать обходной выключатель для замены выключателя любого присоединения при необходимости вывода его в ремонт. Здесь, так же как и в схеме по рис. 14.7, а, каждое присоединение в нормальном режиме подстанции может быть подключено только к одной из секций шин. В соответствии с рекомендациями в схеме с одной секционированной системой шин и обходной системой шин количество радиальных линий должно быть не более одной на секцию. При невыполнении этого условия с числом линий до 13 применяют схему c двумя несекционированными системами и обходной системой шин (рис. 14.7, в).

В ней I и II рабочие системы шин соединены между собой с помощью шиносоединительного выключателя ШСВ. Обходной выключатель ОВ посредством соответствующих разъединителей позволяет соединить обходную систему шин с I или II рабочей системой шин. Отличие данной схемы от схемы с одной рабочей секционированной системой шин заключается в том, что каждое присоединение (линия, трансформатор) в зависимости от требуемого режима подстанции может быть подключено с помощью соответствующих разъединителей к I и II системе шин. Обходной выключатель, так же как и в схеме с одной секционированной системой шин, позволяет поочередно выводить в ремонт выключатель любого присоединения без его отключения.

Наметившаяся тенденция применения элегазовых и вакуумных выключателей, не требующих ремонта практически в течение всего срока службы, вместо масляных и воздушных, видимо, будет позволять переход к упрощенной схеме распределительных устройств с двумя системами шин без обходной системы шин (рис. 14.8).

При числе линий более 13 в схеме по рис. 14.7, в, применяют секционирование I и II рабочей системы шин и дополнительно предусматривают второй обходной выключатель.

Для ответственных системообразующих подстанций напряжением 330–750 кВ используют более надежные схемы, предусматривающие подключение присоединений к шинам не одним выключателем, а двумя и более. На рис. 14.9, а, приведена схема трансформатор – шины с присоединением линий через два выключателя, которая рекомендуется на подстанциях 330–500 кВ при четырех линиях, а на подстанциях 750 кВ – при трех линиях. Здесь каждая линия подключается через выключатель к I и II системе шин, а трансформаторы присоединены непосредственно к шинам. Таким образом, отключение любой линии производится двумя выключателями, а любого трансформатора – числом линейных выключателей, подключенных к соответствующей системе шин.

В полуторной схеме на каждое присоединение приходится 1,5 выключателя (рис. 14.9, б). Ее применяют в распределительных устройствах 330–750 кВ при числе линий 6 и более. Отключение любой линии и любого трансформатора производится двумя вылючателями. При этом связь между I и II системами шин сохраняется.

Наиболее характерные схемы распределительных устройств 10(6) кВ, присоединяемых к распределительным устройствам высшего и среднего напряжения (РУ ВН, РУ СН) подстанций 35 – 750 кВ показаны на рис. 14.10, 14.11. При одном трансформаторе используется одна несекционированная система шин (рис. 14.10, а), при двух трансформаторах – одна секционированная система шин (рис. 14.10, б, рис. 14.11, а).

Если на подстанции предусматриваются трансформаторы с расщепленными обмотками, то создается схема с двумя секционированными системами шин, т. е. фактически образуются четыре секции шин (рис. 14.11, б).

Элемент выкатной с вакуумным выключателем BB/Tel (тшаг 674722.024)

Инструкция предназначена для обеспечения правильной установки вакуумных выключателей серии TEL производства «Таврида электрик» (далее по тексту вакуумный выключатель) взамен масляных выключателей серии ВМП на выкатных элементах (далее по тексту ВЭ) в комплектных распределительных устройствах КРУ2-10; К-XII; К-XIII; К-XXVI; К-37 и КР-10/500.

Поставляемый комплект деталей собирается на раме от масляного выключателя и не выходит за габариты масляного выключателя. Шины, идущие от вакуумного выключателя, располагаются на месте контактных или опорных поверхностей масляного выключателя, что позволяет использовать шины и подвижные электрические контакты главных цепей снятые с масляного выключателя.

Такой принцип замены выключателей дает возможность использовать типовой комплект деталей для разных КРУ (см. руководство по эксплуатации) и упрощает установку вакуумного выключателя.

1. Общие указания

Для замены выключателя должны быть использованы ВЭ, находившиеся в работе, т. е. имеющие полный комплект подвижных электрических контактов и шин, ручки узлов стопорения, фасадные листы и не имеющие механических повреждений препятствующих установке и вводу в эксплуатацию вакуумного выключателя.

2. Подготовка изделия к монтажу

Для обеспечения, после замены выключателя, установки ВЭ в ячейку без дополнительной наладки, перед разборкой и снятием деталей масляного выключателя необходимо замерить точное расположение подвижных электрических контактов главных цепей относительно частей ВЭ не подлежащих удалению (размеры H1, H2, L3 и L4 рис. 1), а так же расположение контактных и опорных поверхностей масляного выключателя, к которым крепятся шины главных цепей (размеры L1 и L2 рис. 1) и занести эти данные в таблицу 1. Если эти размеры снять не удалось использовать данные из таблиц 2 и 3.

Снять масляный выключатель с ВЭ, оставив раму масляного выключателя и механизмы доводки и блокировки ВЭ (рис. 1). Шины и подвижные электрические контакты главных цепей будут использованы при монтаже вакуумного выключателя, их необходимо аккуратно снять и сложить отдельно.

3.1. Изготовить жгуты в соответствии с инструкцией по монтажу «Комплект установки БУ/TEL-12» ТШАГ 674.722.007 ИМ или «Комплект установки БУ/TEL» ТШАГ 674.722.026 ИМ.

3.2. Перед установкой вакуумного выключателя 51 исполнения снять с его полюсов детали 1 и 2 (рис. 2), для этого открутить деталь 2.

3.3. Перед установкой вакуумного выключателя определить, как и когда удобней подсоединить к нему жгут, чтобы в последствии не пришлось разбирать уже собранное из-за недоступности разъемов на корпусе вакуумного выключателя.

Если на ВЭ имеется съемный фасадный лист, открывающий доступ к разъемам выключателя, установить жгут после сборки блокировки перед установкой на место фасадного листа.

Если на ВЭ нет съемного фасадного листа, установить жгут на вакуумный выключатель до закрепления его на ВЭ.

3.4. Совместно со жгутом установить кабель к блокиратору. К бобышке на основании выключателя, с маркировкой знака заземления, подсоединить заземляющий проводник, после установки вакуумного выключателя на ВЭ сделать это уже нельзя.

3.5. Два самых длинных несущих уголка 1(рис. 3) из комплекта закрепить болтами М16 на раму масляного выключателя 2, для этого использовать отверстия в раме под крепление опорных изоляторов масляного выключателя. Начинать с нижнего отверстия.

В случае установки на ВЭ для КРУ2-10 с рамой от масляного выключателя ВМП-10К и закрытым червячным редуктором смотри приложение 1.

Перед установкой на ВЭ для КРУ2-10 с рамой от масляного выключателя ВМП-10К и червячным редуктором, необходимо вставить болт М10х30 (предназначенный для крепления кронштейнов с опорными изоляторами см. п. 3.11.) в нижнее отверстие уголка со стороны червячного редуктора. После установки уголка на раму редуктор перекроет это отверстие и сделает установку болта невозможной.

3.6. Два широких уголка 3 (рис. 3) закрепить болтами М10х30 на несущие уголки.

3.7. Собрать кронштейны под опорные изоляторы из уголков 1 и 2 (рис. 4), крепить болтами М10х30. В случае установки на ВЭ для КРУ2-10 с рамой от масляного выключателя ВМП-10К и закрытым червячным редуктором смотри приложение 1.

3.8. Закрепить на опорных изоляторах 1 (рис. 5) болтами М10х20 скобы 2 и 3 (скоба 2 имеет более длинную полку с пазами). Крепление производится через круглые отверстия в скобе.

3.9. Установить опорные изоляторы 1(рис. 5), подложив пластины 4, на кронштейны 5:

n если L1=345 мм согласно рис. 5А;

n если L2=345 мм согласно рис. 5Б;

n если L1=357 мм согласно рис. 5В;

n если L2=363 мм согласно рис. 5Г.

3.10. Установить вакуумный выключатель, закрепив болтами М10х30, момент затяжки болтов 30 Нм. Если L1=L2=345 мм крепление производить на ближние, от рамы масляного выключателя, отверстия (рис. 6) или если L1=357 мм, L2=363 мм на дальние (рис. 7).

ВНИМАНИЕ! В соответствии с требованиями ГОСТ 10434-82 рабочие поверхности контакт-деталей разборных контактных соединений непосредственно перед сборкой должны быть подготовлены:

— алюминиевые и из алюминиевых сплавов — зачищены и смазаны нейтральной смазкой (вазелин КВЗ по ГОСТ 15975 — 70, ЦИАТИМ-221 по ГОСТ 9433-80 или другими смазками с аналогичными свойствами), рекомендуемое время между зачисткой и смазкой не более 1 часа;

— рабочие поверхности, имеющие защитные металлические покрытия, — промыты органическим растворителем.

3.12. Закрепить на вакуумный выключатель шины 1 и 2 согласно рисункам 6 и 7 или согласно рисунку 8, для выключателей с номинальным током 1000 А, выставив их наружные стороны на уровень, где раньше располагались контактные или опорные поверхности масляного выключателя в соответствии с размерами L1 и L2 (см. табл. 1 или 2). Крепление шин 1 к выключателю производить поставляемыми с выключателем тарельчатыми шайбами и гайками, подложив под них увеличенную шайбу, взамен простой поставляемой с выключателем, момент затяжки гаек 30 Нм. Шины 2 (рис. 6, 7 и 8) крепить болтами М10х45 с залитыми в пластмасс головками 4.

На выключатели с номинальным током 1000 А установить поставляемые в комплекте радиаторы 3 (рис. 8). Нижние радиаторы крепятся болтами М10х45.

3.13. Взять, снятые с масляного выключателя, шины 3 и 4 (рис. 6 и 7) с подвижными электрическими контактами 5 и установить по размерам H1, H2, L3 и L4 (см. табл. 1 или табл. 3).