Исследование подстанции 35/6 кВ №516 Лугинецкого нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткое описание объекта модернизации

1.1 Назначение подстанции

1.2 Основные потребители электроэнергии подстанции 35/6 кВ № 516 Лугинецкого НМР

1.2.1 Буровые установки

1.2.2 Погружные центробежные электронасосы

1.2.3 Объекты поддержания пластового давления

1.2.4 Установки предварительной сепарации воды

1.2.5 Цех подготовки и перекачки нефти

2. Описание существующего исполнения подстанции

2.1 Основное электрооборудования подстанции

2.2 Описание коммутационного оборудования подстанции

2.3 Релейная защита и автоматика

2.3.1 Защита трансформаторов ПС

2.3.2 Расчет продольной дифференциальной защиты трансформаторов

2.3.3 Расчет максимальной токовой защиты трансформаторов

3. Выбор направления модернизации оборудования подстанции

3.1 Общие сведения о вакуумных выключателях

3.2 Вакуумные выключатели серии BB/TEL-10

3.2.1 Устройство выключателя BB/TEL

3.2.2 Принцип работы вакуумного выключателя BB/TEL

4. Расчет параметров рабочих и аварийных режимов подстанции

5. Производственная и экологическая безопасность

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

5.2 Производственный шум и борьба с ним

5.3 Электробезопасность на подстанции

5.4 Мероприятия по обеспечению пожаробезопасности

5.5 Защита электрооборудования подстанции от атмосферных и внутренних перенапряжений

5.6 Расчет защитного заземления

5.7 Освещение

6. Экономический анализ проекта

6.1 Капитальные вложения на установку вакуумного выключателя BB/TEL

6.2 Капитальные вложения на установку масляного выключателя ВММ-10

Заключение

Литература

Введение

Электрическая энергия является основой жизнедеятельности человека. Ее применение составляет неотъемлемую часть во всех отраслях промышленной деятельности. Поэтому выработка, передача, распределение и потребление электроэнергии должны производиться с максимальной надежностью и экономичностью.

Промышленные предприятия являются основными потребителями электрической энергии. На долю потребления приходится около 70% вырабатываемой электроэнергии страны. Одним из высоко-энергопотребляемых объектов является нефтяная промышленность.

Современный нефтяной промысел имеет большое и сложное электрохозяйство. Глубинонасосная добыча нефти, закачка воды в пласты для поддержания пластового давления, водоснабжение, перекачка нефти и газа по внутрипромысловым трубопроводам полностью электрифицированы. Около 60% глубокого бурения осуществляется буровыми установками, имеющими электропривод.

Нефтяная промышленность России является одним из производителей и поставщиков энергоресурсов, сама относится к крупным потребителям электроэнергии. Электроэнергия стала преобладающим видом энергии почти во всех основных производственных процессах нефтяной промышленности.

При проектировании и эксплуатации любой электрической системы необходимо учитывать возможность возникновения в ней повреждений и ненормальных режимов работы, в результате коммутации, которые могут привести к возникновению в системе аварий, сопровождающихся недоотпуском электроэнергии потребителям, а также недопустимым ухудшением ее качества или разрушением оборудования. В результате промышленной эксплуатации коммутирующего оборудования возникла необходимость в его замене на более надежное, для предотвращения возникновения аварий в результате коммутаций.

На данный момент, наиболее надежными коммутирующими устройствами на напряжение до 35 кВ являются вакуумные выключатели. Они обеспечивают наиболее качественные коммутационные переключения по сравнению с маслеными, элегазовыми, электромеханическими выключателями.

Объектом модернизации данного проекта является подстанция 35/6 №516 Лугинецкого нефтяного месторождения.

1. Краткое описание объекта модернизации

1.1 Назначение подстанции

Питание потребителей нефтяной промышленности электрической энергией осуществляется от сетей энергосистем или от собственных местных электрических станций. Установки с большой установленной мощностью электрифицированных механизмов, например перекачивающие насосные станции магистральных трубопроводов, комплекс установок нефтяных промыслов -- как правило, питаются от энергосистем. [1]

Основным источником электроэнергии Лугинецкого НМР является ОЭС Сибири мощностью 490 мВт напряжением 500, 220 кВт. Прием электроэнергии осуществляется по двум ЛЭП 220 кВ, приходящим на ОРУ 220 кВ ПС Парабель 220/110/35 кВ. Далее напряжение понижается до 110 кВ и по ЛЭП 110 кВ электроэнергия поступает на ОРУ 110 кВ ПС «Лугинецкая» 110/35/6 кВ. Основное назначение подстанции - снабжение электроэнергией нефтедобывающего оборудования Западно-Лугинецкого НМР. Внешнее электроснабжение нефтяных месторождений (НМР) осуществляется сетями 35/6 кВ от ПС №516. Сети 35/6 кВ распределяют электроэнергию непосредственно на месторождения нефти. Перечень электропотребителей и питающие их подстанции перечислены в таблице 1.

1.2 Основные потребители электроэнергии подстанции 35/6 кВ № 516 Лугинецкого НМР

Электрооборудование буровых установок, насосных и компрессорных станций, установок подготовки и перекачки нефти, электрического освещения, механических и авторемонтных мастерских составляет основу электроприемников отрасли.

Таблица 1 - Энергопотребители и подстанции питающие их

Наименование потребителя	№ ТП	Наименование ПС 6/0,4 кВ.	Тип ПС
Западно-Лугинецкое НМР	97 100 89 99 98 101 90 б/н 91 92	«Нефтеналив» «К-186» «К-183» «ГСМ» «БПО» «АБК» «К-184» «НЭН» «УПН» «К-181»	КТПН (1х40) кВА КТПН (1х400) кВА КТПН (1х160) кВА КТПН (1х63) кВА КТПН (1х250) кВА КТПН (1х250) кВА КТПН (1х400) кВА КТПН (1х1000) кВА КТПН (1х630) кВА КТПН (1х160) кВА
КТП	15 16 17 18 19 20 21 22	«К-15» «К-18» «К-17» «К-87» «К-86» «К-16» «К-88» «К-89»	КТПН (1х400) кВА КТПН (1х400) кВА КТПН (1х250) кВА КТПН (1х400) кВА КТПН (1х250) кВА КТПН (1х400) кВА КТПН (1х400) кВА КТПН (1х250) кВА

Основными потребителями электроэнергии подстанции 35/6 кВ №516 Лугинецкого НМР являются:

- буровые установки;

- механизмы непосредственной добычи нефти;

- блочные кустовые насосные станции (БКНС) с двигателями единой мощности 800, 1250, 1600 кВт;

- установки предварительной сепарации (сброса) воды (УПСВ) с электродвигателем до 1000 В и выше;

- центральный пункт подготовки нефти (ЦППН);

- дожимные насосные станции (ДНС) с электродвигателями единой мощности (100ч800 кВт);

- кусты эксплуатационных скважин с электродвигателем напряжением до 1000 В;

- промышленные зоны и жилые поселки.

Электроприемники установок по добыче, подготовке и транспортировке нефти относятся к потребителям I и II категорий надежности и имеют следующие особенности:

- рассредоточенность по большой территории;

- электроснабжение от протяженных и разветвленных сетей;

- большое число синхронных двигателей;

- повышенные требования к надежности электроснабжения.

1.2.1 Буровые установки

В составе электрооборудования буровой установки имеются основные механизмы (лебедка, ротор, буровой насос) и вспомогательные (компрессоры сжатого воздуха, вибросито, кран-балка, водяной насос, автомат спуско-подъёма). Число основных и вспомогательных механизмов и их электровооружённость определяется классом и назначением буровой установки. Буровая установка питается от сетей энергосистемы через высоковольтное комплектное распределительное устройство (КРУ). Для привода буровой лебедки используют асинхронный двигатель с тиристорным регулятором скольжения, для привода каждого бурового насоса - асинхронный двигатель типа МН, регулируемый по схеме вентильного каскада.

Для питания механизмов непосредственной добычи нефти из скважин устанавливают кустовые подстанции 6/0,4 кВ одно и двух трансформаторные, с возможностью резервирования питания по высокой стороне 6 кВ от разных фидеров. К оборудованию непосредственной добычи нефти из скважин относятся:

- глубинонасосная установка (плунжерные насосы одинарного действия) с электродвигателем, установленным на поверхности земли, от которого движение к насосу передается при помощи станка-качалки посредством колонны штанг - это так называемая эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами (ШГН) (рисунок 1.1) или станками-качалками;

- насосные установки с электродвигателем, расположенным у насоса - это так называемые бесштанговые насосные установки; к ним относятся погружные центробежные электронасосы (ЭЦН) (рисунок 1.2).

Рисунок 1.1 - Схема глубинно-насосной установки: 1 - плунжерный глубинный насос; 2 - плунжер; 3 - насосные трубы; 4 - штанга; 5 - полированный шток; 6 - головка балансира; 7 - балансир; 8 - шатун; 9 - кривошипный противовес; 10 - редуктор; 11 - клиноременная передача; 12 - электродвигатель; 13 - балансирный противовес.

Штанговая насосная установка состоит из скважинной части (плунжерный насос, штанги и трубы) и наземного оборудования (станок-качалка и электропривод). Скважинный насос одинарного действия с проходным плунжером, спускаемым на глубину до 4 километров, при помощи длинной колонны штанг соединяют с головкой балансира станка-качалки. Станок-качалка преобразует вращательное движение кривошипного вала редуктора в возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг. Ременная передача связывает вал редуктора станка и вал приводного электродвигателя.

Для привода станков-качалок в основном применяют короткозамкнутый асинхронный двигатель в закрытом обдуваемом исполнении с повышенным пусковым моментом серии АОП2, у которых М_п/М_н = 1,8-2 при кратности пускового тока 5,5-7.

1.2.2 Погружные центробежные электронасосы

ЭЦН - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). ЭЦН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по насосно-компрессорным трубам (НКТ), к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой.

Рисунок 1.2 - Схема погружного центробежного насоса: 1 - маслозаполненный электродвигатель ПЭД; 2 - звено гидрозащиты или протектор; 3 - приемная сетка насоса для забора жидкости; 4 - многоступенчатый центробежный насос ЭЦН; 5 - НКТ; 6 - бронированный трехжильный электрокабель; 7 - пояски для крепления кабеля к НКТ; 8 - устьевая арматура; 9 - барабан для намотки кабеля при спускоподъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля; 10 - трансформатор или автотрансформатор; 11 - станция управления с автоматикой; 12 - компенсатор.

Для привода ЭЦН используют электрический двигатель типа ПЭД. Он представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока с короткозамкнутым ротором в маслонаполненном исполнении, рассчитанный для работы при температуре пластовой жидкости. Корпус ПЭД имеет цилиндрическую форму с малыми радиальными размерами, обусловленными диаметрами эксплуатационных колонн скважин, вследствие чего их длина достигает 6 метров и более. Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика.

1.2.3 Объекты поддержания пластового давления

К объектам поддержания пластового давления относятся кустовые насосные станции для закачки воды в нефтяной пласт, водозаборы чистой воды, установки по очистке сточных вод.

Заводнение нефтяных пластов - сложный и длительный процесс с использованием больших объемов воды. В связи с этим, первостепенное значение имеет водоснабжение системы заводнения. Проблема водоснабжения при заводнении сводится к следующему:

- выбору надежного источника водоснабжения, бесперебойно обеспечивающего необходимым количеством воды на весь период осуществления процесса заводнения месторождения;

- определению необходимого количества воды для закачки в пласты и разработке технологии ее очистки.

Основные требования, предъявляемые к водозаборным сооружениям, следующие: постоянная и достаточная мощность, высокое и устойчивое качество воды в течение года, близость к району заводнения, простота технического решения забора воды и его строительства, а также экономичность по размерам капитальных затрат и эксплуатационным расходам.

Нагнетание очищенной воды в продуктивный горизонт осуществляется кустовыми насосными станциями (KHC), и дожимными насосными станциями (ДНС). Число KHC и ДНС, их расположения на месторождении, а также мощности устанавливаемых насосов определяются на основе проекта разработки залежи и технико-экономических расчетов. Обычно KHC и ДНС размещают вблизи нагнетательных скважин во избежание больших гидравлических потерь при закачке воды.

БКНС позволяют при минимальных монтажных затратах быстро и оперативно вводить их в эксплуатацию, проводить наращивание новых мощностей по закачке воды в продуктивные пласты и проводить реконструкцию без каких-либо нарушений в работе и без остановки существующих насосных агрегатов. На БКНС устанавливаются насосные агрегаты с приводом синхронным или асинхронным. Синхронные мощностью Р=1600 кВт (марка двигателя СТД), асинхронные мощностью Р=1250 кВт.

1.2.4 Установки предварительной сепарации воды

Извлекаемая из нефтяных скважин жидкость содержит в большом количестве воду. Обводненная нефть представляет собой водонефтяную эмульсию, образующуюся в результате перемешивания воды и нефти в процессе извлечения жидкости из скважины и прохождения ее по системе сбора.

Водонефтяные эмульсии содержат большое количество минеральных солей, растворенных в воде, входящей в состав этих эмульсий. В некоторых случаях нефти содержат и кристаллические соли, которые образуются при промысловой обработке нефти и отделении ее от газа после извлечения из скважины. В получаемой из скважины нефти содержатся также механические примеси, в частности, мельчайшие частицы глины и песка.

Чтобы исключить действие воды, солей и механических примесей нефти на аппаратуру нефтеперерабатывающих заводов, а также улучшить условия работы сооружений и установок транспорта и хранения нефти, перед выдачей с промыслов нефть подвергают обезвоживанию и обессоливанию на специальных установках - электрогидраторах двух видов: шаровых и горизонтальных. Процесс обезвоживания заключается в том, что элементарные частицы водонефтяной эмульсии, попадая в переменное электрическое поле, получают электрические заряды - отрицательные или положительные, в зависимости от заряда ближайшего электрода.

Отрицательные частицы начинают двигаться к положительному электроду, а положительные - к отрицательному. При этом частицы меняют свое направление с частотой, соответствующей частоте приложенного напряжения, и нефтяная пленка, обволакивающая частицу, разрушается, а частицы воды, освобожденные от пленки, соединяясь в крупные капли, оседают на дно и выводятся наружу из дегидратора. Обезвоженная нефть поднимается вверх и откачивается насосами. Процесс обессоливания заключается в том, что соли, содержащиеся в нефти, вымываются водой и выводятся весте с ней в виде соляного раствора. Если содержащейся воды в нефти недостаточно, то ее добавляют в необходимом количестве, а образовавшаяся водонефтяная эмульсия разрушается в электрическом поле электрогидратора.

1.2.5 Цех подготовки и перекачки нефти

ЦППН расположен на территории центрального пункта сбора Лугинецкого месторождения и предназначен для сбора сырой нефти, ее сепарации от газа, обезвоживания, обессоливания с более высокими по сравнению с УПСВ степенями очистки нефти от примесей. ЦППН включает в себя: производство сбора, хранения и внутрипроизводственной транспортировки нефти; производство внешней транспортировки нефти; производство технологической подготовки нефти

2. Описание существующего исполнения подстанции

Трансформаторная подстанция 35/6 кВ №516 Лугинецкого НМР представляет собой двухтрансформаторную подстанцию с мощностью каждого из них 6300 кВА. Конструктивно состоит из двух секций (соединенных через секционный выключатель) с соединенными шинными мостами на стороне НН (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 - Оперативная схема подстанции 35/6 кВ №516 Лугинецкого НМР

Питание подстанции 35/6 кВ №516 поступает от ПС 110/35/6 кВ «Лугинецкая» по двум воздушным линиям. По шинам напряжение поступает на понижающие трансформаторы, где понижается с 35 до 6 кВ и далее идет на шинные мосты первой и второй секции, где и распределяется по нагрузкам.

При напряжении 6 кВ энергия подается к буровым установкам, компрессорным станциям, насосным системам перекачки нефти, водяным насосным системам поддержания пластового давления, трансформаторным подстанциям 6/0,4 кВ, питающим электрооборудование скважин насосной эксплуатации.

На буровых установках напряжение питания основных двигателей (ротор, лебедка, буровые насосы) 6 кВ, а двигатели вспомогательных механизмов питаются при напряжении 0,38 кВ через понижающие трансформаторы 6/0,4 кВ. [6]

2.1 Основное электрооборудования подстанции

На подстанции 35/6 №516 Лугинецкого НМР установлено следующее оборудование:

- силовые масляные трансформаторы;

- защитно-коммутационная аппаратура;

- распределительные устройства высокого напряжения;

- щиты учета электроэнергии;

- измерительное оборудование.

В качестве понижающих трансформаторов на подстанции установлены масляные трансформаторы ТМН-6300-35/6 У1 (рисунок 2.2).

Регулировка напряжения в силовом трансформаторе ТМН-6300 -- 9 (девять) ступеней с диапазоном регулирования ±4х2,5% от номинала. Тип регулирования - РПН (регулировка под нагрузкой) типа РНТА 35/125 или аналогичного.

В силовых трансформаторах ТМН предусмотрена возможность автоматического регулирования напряжения без отключения его от сети. Переключение трансформатора ТМН-6300 на другой диапазон может производиться как в автоматическом режиме, так и в ручном. Трансформаторы данного типа комплектуются встроенными трансформаторами тока по 2 штуки на каждую фазу стороны ВН. Трансформаторы имеют регулятор напряжения типа РНТА 35/125, позволяющий изменять коэффициент трансформации в автоматическом режиме под нагрузкой. [5]



Рисунок 2.2 -- Понижающий масляный трехфазный трансформатор ТМН-6300-35/6 У1: 1 -- бак; 2 -- воздухоосушитель; 3 -- масло-указатель; 4,5 -- вводы высшего и низшего напряжений; 6 -- ртутный термометр; 7 -- переключатель; 8 -- предохранитель; 9 -- термосифонный фильтр.

Основные электрические характеристики силовых трансформаторов ТМН-6300-35/6 У1 следующие:

- номинальная мощность 6300 кВА;

- высшее/низшее номинальные напряжения 35/6 кВ;

- напряжение короткого замыкания 7,5%;

- потери активной мощности холостого хода 8 кВт

- потери активной мощности короткого замыкания 46,5 кВт;

- ток холостого хода трансформатора 0,8%.

В качестве защитно-коммутационной аппаратуры на вводе в РУВН установлены:

- разъединители напряжения для наружной установки РДЗ-35/1000-УХЛ1;

- разъединители напряжения для внутренней установки РЛНД-10-400;

- высоковольтные масляные выключатели С-35М-630-10. [2]

Разъединители предназначены для отсоединения отдельных элементов оборудования и участков электрической системы от источников напряжения. В распределительных устройствах разъединители служат главным образом для снятия напряжения с элементов установки, подлежащих осмотру, ремонту, а также для изменения коммутационной схемы распределительного устройства.

Разъединители создают видимое место разрыва электрической цепи. Контакты разъединителей не имеют дугогасительных устройств, поэтому разъединители могут включать ненагруженные цепи и отсоединять цепи, предварительно разомкнутые выключателем. Допускается отключать обычными разъединителями малые токи, в частности при напряжении до 10 кВ отключать ток нагрузки до 15 А, включать и отключать без нагрузки трансформаторы напряжения, цепь тока холостого хода трансформаторов мощностью не выше 750 кВА и ток замыкания на землю до 10 А.

Для предотвращения ошибочных операций с разъединителями их блокируют с выключателями таким образом, что включение и отключение разъединителя оказываются возможными только при отключенном выключателе. [1]

Для организации учета электроэнергии и измерений установлено следующее оборудование:

- измерительный трансформатор напряжения TJP 7.1 «ABB» на вводе РУВН;

- измерительный трансформатор тока TPU 7x «АВВ» на вводе РУВН;

- трансформаторы тока на отходящих линиях ТПФМ-10-0,5.

2.2 Описание коммутационного оборудования подстанции

Выключатель С-35 состоит из трех полюсов, каждый из которых собран на отдельной крышке. Полюса соединены между собой в один общий комплект межполюсными муфтами. На каркасе выключателя С-35М-630-10 укреплен герметичный шкаф с приводом. Выключатель управляется электромагнитным приводом ПЭМУ-500 или пружинным приводом ПП-67.

Выключатели типа C - 35 относятся к многообъемным масляным выключателям - баковым. Выключатели этого типа выпускались с номинальным током 630А и током отключения 10 кА. Выключатели предназначены для коммутации высоковольтных цепей трехфазного переменного тока в номинальном режиме работы электроустановки, а также для их автоматического отключения при коротких замыканиях и перегрузках, возникающих при аварийных режимах. [3]

Выключатели предназначены для работы в окружающей среде не взрыво- и не пожароопасной, не содержащей агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию и не насыщенной токопроводящей пылью и водяными парами в концентрациях, препятствующих нормальной работе выключателя. Коммутационный ресурс - 4 отключенных коротких замыкания. Механический ресурс - 50 циклов. Конструктивное исполнение и габаритные размеры масляного выключателя показаны на рисунке 2.3.

Выключатель - трехполюсный, каждый полюс которого собран на отдельной крышке и помещен в отдельный бак. Все полюсы механически связаны между собой, смонтированы на общем сварном каркасе и управляются одним приводом. В каждом полюсе выключателя крышка является основанием, к которому крепятся все остальные узлы (рисунок 2.4). Крышки полюсов соединены между собой в один комплект при помощи междуполюсных муфт.



Рисунок 2.3 - Общий вид масляного выключателя С-35М-630-10: I - для последующего соединения с пружинным приводом; II - кинематическая схема соединения выключателя с приводом: a - вал выключателя, h - вал привода; III - соединенного с пружинным приводом ПП-67: 1 - кожух; 2 - кронштейн; 3 - шкаф привода; 4 - подшипник вала привода.

Для отвода продуктов разложения масла, образующихся в процессе гашения дуги, и для предохранения баков от повреждения высоким давлением к торцам крышек присоединены газоотводы, совмещенные с предохранительным клапаном. [3]

К крышкам полюсов подвешиваются баки, в которых установлена внутрибаковая изоляция. В нижней части бака, под дном, установлено устройство для подогрева масла, которое включается при температуре окружающего воздуха от минус 15°С и ниже. Баки заполняются маслом через отверстие в крышке механизма, закрываемое пробкой с резьбой М27. Баки снабжены маслоуказателями и маслоспускными устройствами.

Рисунок 2.4 - Общий вид полюса выключателя С-35М-630-10: 1 - масловыпускатель; 2 - бак; 3 - внутрибаковая изоляция; 4 - ввод; 5 - трансформатор тока; 6 - штанга механизма; 7 - колодка; 8 - неподвижный контакт; 9 - дугогасительная камера; 10 - устройство для подогрева.

Под крышкой каждого полюса установлен приводной механизм, состоящий из системы рычагов. Механизм обеспечивает прямолинейное движение изоляционной штанги, несущей подвижную дугогасительную камеру. Для обеспечения прямолинейности движения нижнего конца штанги последняя пропущена через направляющий бакелитовый цилиндр, закрепленный на коробке механизма. В цилиндрах имеются масляные буферы, смягчающие удары движущихся частей при отключении. Через отверстия в крышках пропущены вводы конденсаторного типа. В зависимости от заказа вводы изготовляются с длиной пути утечки внешней изоляции категории А (нормальное исполнение) или категории Б (усиленное исполнение) согласно ГОСТ 9920-89.

На верхний конец ввода навинчен медный наконечник со стальным колпаком. Для присоединения внешней ошиновки наконечник имеет резьбу М30 и снабжен двумя контргайками. К нижнему концу ввода при помощи контактной колодки крепится неподвижный Г-образный контакт. Для обеспечения дугостойкости и повышения коммутационного ресурса на контактах имеются металлокерамические наконечники.

К нижней части штанги крепится подвижная дугогасительная камера (рисунок 2.5), которая состоит из двух одинаковых корпусов, соединенных между собой стяжными болтами. [3]

Рисунок 2.5 - Подвижная дугогасительная камера: 1 - корпус; 2 - корпус камеры; 3 - контактная пружина; 4 - токоведущая перемычка

Внутренняя полость корпуса в камере облицована дугостойким изоляционным материалом. В выхлопных отверстиях, расположенных в верхней части с боков камеры, установлены втулки из дугостойкого изоляционного материала.

Внутри камеры имеется подвижный контакт, выполненный в форме перемычки, который опирается на четыре контактные пружины. Пружины являются буфером, смягчающим удар контакта камеры о неподвижные контакты при включении, и обеспечивают необходимое контактное нажатие во время работы выключателя. Подвижный и неподвижный контакты снабжены металлокерамическими напайками.

Технические характеристики масляного выключателя С-35М-630-10:

- номинальное напряжение 35 кВ;

- номинальный ток 630 А;

- номинальный ток отключения 10 кА;

- время отключения выключателя, с:

a) с электромагнитным приводом ПЭМУ-500 - 0,08

b) с пружинным приводом ПП-67 - 0,12

- габаритные размеры (LхBхH), мм, не более:

a) с категорией вводов А - 1910х1200х1940

b) с категорией вводов Б - 1910х1200х2030

- масса выключателя с маслом, (без масла) - 1250 кг, (850 кг.)

Выключатель С-35 относится к жидкостным трехполюсным высоковольтным выключателям с большим объёмом дугогасящей жидкости - трансформаторного масла. Выключатель является быстродействующим выключателем бакового типа, снабженным дугогасительными устройствами в виде камер масляного дутья. Принцип работы выключателя основан на гашении электрической дуги потоком газомасляной смеси, образующейся в результате интенсивного разложения трансформаторного масла под действием высокой температуры дуги. Этот поток получает определенное направление в камере масляного дутья, находящейся в зоне горения дуги. [3]

Управление выключателем осуществляется дистанционно. Операция включения выключателя осуществляется за счет энергии магнитного поля в электромагнитном приводе. Отключение выключателя осуществляется за счёт энергии, запасённой отключающими пружинами во время операции включения.

В качестве защитно-коммутационной аппаратуры на отходящих линиях установлены масляные выключатели ВММ-10-400-10-У2.

Основные технические данные:

- номинальное напряжение, 10 кВ;

- наибольшее напряжение, 12 кВ;

- номинальный ток 400 А;

- номинальный ток отключения, 10 кА;

- номинальный ток включения, кА:

a) действующее значение периодической составляющей 10;

b) амплитудное значение 25.

- предельный сквозной ток, кА:

a) начальное действующее значение периодической составляющей 10;

b) амплитудное значение 25.

- ток термической устойчивости для промежутка времени 4 с, 10 кА.

Выключатель ВММ-10 (рисунок 2.6) состоит из следующих основных частей: рамы 1 со встроенным пружинным приводом, являющейся основанием выключателя, в нижней части которой имеются четыре отверстия Ml2 для крепления выключателя на выкатной тележке КРУ; отключающих устройств защиты типов РТМ, РТВ, ЭО нп, ЭО тт и РНВ с техническими данными, аналогичными выключателю ВМПП-10; трех полюсов 2, каждый из которых крепится к раме при помощи фланца 4: изолированных тяг 3, передающих движение от пружинного привода через вал выключателя к механизмам перемещения подвижных стержней полюсов; двух болтов 6 для подсоединения шин заземления. Со стороны привода рама закрыта металлической крышкой 5, в которой имеются окна для пульта ручного управления и указателя положения выключателя, для счетчика количества операций отключения, для выхода рычага ручной заводки рабочих пружин, для указателя положения рабочих пружин привода, для выхода рычага блокировочного штыря. [3]



Рисунок 2.6 - Выключатель ВММ-10-400-10-У2

Полюс выключателя а состоит из изоляционного цилиндра 19, на котором закреплен подшипник 26 с механизмом перемещения подвижного стержня.

Механизм перемещения состоит из двух рычагов: наружного 25 и внутреннего 17, жестко закрепленных на общем валу 22. Наружный рычаг посредством изоляционной тяги 3 связан с валом выключателя, а внутренний двумя серьгами 16 шарнирно связан с подвижным стержнем 11. Вал 22 механизма установлен на подшипниках скольжения 24. Для предотвращения продувов и выброса масла при отключениях подшипник 26 ставится на клей, а вал 22 имеет уплотнение 23. В верхнее отверстие подшипника 26 ввернуто маслоулавливающее устройство 21.

При отключении выключателя образовавшаяся газо-масляная смесь из цилиндра через отверстия в корпусе клапана под давлением попадает в маслоуловитель, где происходит отделение масла от газов. Газы через отверстия в крышке выходят в атмосферу, а отделившееся масло через отверстия клапана стекает обратно в цилиндр полюса. Отверстие в подшипнике при снятом маслоулавливающем устройстве служит для заливки трансформаторного масла в полюсы. В верхней части цилиндра 19 на завинченную в него гайку 20 крепится винтами стойка 18. [3]

На нижнем конце стойки установлен токосъемный контакт 15, ламели 13 которого поджаты к подвижному стержню 11 пружиной 14 и закрыты колпаком 12. На верхней части стойки имеются два резьбовых отверстия М10 для подсоединения токоведущих шин или первичных подвижных контактов КРУ. Нижний конец подвижного стержня снабжен контактом 8, облицованным дугостойкой металлокерамикой. В нижнюю часть цилиндра 19 завернуто основание 7, на котором расположен неподвижный контакт розеточного типа. Ламели контакта, облицованные металлокерамикой, крепятся на гибких связях к граням основания 7. На наружной части основания 7 имеются четыре резьбовых отверстия для подсоединения токоведущих шин или первичных подвижных разъединяющих контакта.

Внутри цилиндра 19 над розеточным контактом устанавливается дугогасительная камера 10, которая через распорный цилиндр 9 поджимается основанием 7 в бурт цилиндра 19. Дугогасительная камера поперечного масляного дутья состоит из пяти изоляционных дисков. Камера имеет центральное отверстие для прохода подвижного стержня 11. В нижней части камеры изоляционные диски образуют две поперечные, расположенные одна над другой дутьевые щели, связанные двумя вертикальными каналами с надкамерным пространством. В верхней части камеры имеются два масляных кармана.

Для наблюдения за уровнем масла в полюсе на наружной стороне цилиндра установлен маслоуказатель 27, представляющий собой прозрачную трубку с двумя предельными рисками. Верхний конец трубки прикрыт колпачком. Для предотвращения выброса масла при коммутациях из полюса через маслоуказатель, в нем установлен обратный клапан. [3]

Достоинствами маломасляных выключателей являются:

- небольшое количество масла;

- относительно малая масса

- возможность создания серии выключателей на разное напряжение с применением унифицированных узлов;

- относительно невысокая стоимость.

Недостатки маломасляных выключателей:

- взрыво- и пожароопасность;

- невозможность осуществления быстродействующего АПВ;

- необходимость периодического контроля, доливки, относительно частой замены масла в дугогасительных бачках;

- трудность установки встроенных трансформаторов тока;

- относительно малая отключающая способность;

- малый электромеханический ресурс.

Установленные на подстанции 35/6 кВ №516 Лугинецкого НМР электромеханические коммутационные устройства имеют ряд технических недостатков и в настоящее время устарели, поэтому требуют замены, на более новые и технологичные коммутирующие устройства.

2.3 Релейная защита и автоматика

2.3.1 Защита трансформаторов ПС

Согласно ПУЭ в трансформаторах предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

- однофазных замыканий на землю в обмотке, присоединенной к сети с глухозаземленной нейтралью;

- межвитковых замыканий в обмотках;

- токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

- токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

- защита от понижения уровня масла.

Для трансформаторов предусмотрена газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождаемых выделением газа и от понижения уровня масла. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени.

Продольная дифференциальная токовая защита осуществляется применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных токов и установившихся токов небаланса. Защита быть выполнена так, что в зону ее действия входит соединение трансформатора со сборными шинами. На понижающем трансформаторе в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, предусмотрена максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения.

2.3.2 Расчет продольной дифференциальной защиты трансформаторов

Для защиты от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора применяем устройства продольной дифференциальной токовой защиты, действующей без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора. Трансформаторы тока для продольной дифференциальной токовой защиты устанавливаются со всех сторон трансформатора.

Первичный ток на стороне защищаемого трансформатора определяется по формуле:

(2.1)

 - номинальная мощность трансформатора, кВА;

- номинальное напряжение трансформатора на соответствующей стороне, кВ;

Коэффициент схемы включения реле защиты:

На стороне ВН:

На стороне НН:

Расчетный коэффициент трансформации трансформаторов тока определяется по формуле:

(2.2)

где - номинальный вторичный ток трансформаторов тока, А;

Принятые коэффициенты трансформации трансформаторов тока ВН и НН:

; .

Продольная дифференциальная токовая защита осуществляется с применением реле тока отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных токов и установившихся токов небаланса. Для этого используется реле с торможением типа ДЗТ-11. Дифференциальная защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.

Первичный ток срабатывания защиты из условия отстройки от броска тока намагничивания определяется по формуле:

(2.3)

Расчетный ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН определяется по формуле:

(2.4)

Число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН:

Расчетное:

(2.5)



Принятое:

Число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

Расчетное:

(2.6)

Принятое:

Число витков тормозной обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

Расчетное:

(2.7)

где ;

- относительная погрешность, обусловленная РПН, принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения;

- угол наклона касательной к тормозной характеристике реле типа ДЗТ-11;

;

Принятое:

Минимальное значение тока в реле при трёхфазном КЗ на выводах НН:

На среднем ответвлении РПН:

(2.8)

где - минимальное значение тока на стороне ВН при КЗ на стороне НН, соответствующее требованиям чувствительности на среднем ответвлении РПН.

Чувствительность дифференциальной защиты проверяется при КЗ на выводах с учетом влияния регулирования напряжения (РПН) на ток, протекающий в реле.

Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты при трёхфазном КЗ на выводах НН:

На среднем ответвлении РПН:

(2.9)

2.3.2 Расчет максимальной токовой защиты трансформаторов

Защиту от токов внешних многофазных КЗ выполнена в виде:

1) максимальной токовой защиты с пуском напряжения, устанавливаемой на стороне низшего напряжения (НН) защищаемого трансформатора.

2) максимальной токовой защиты, устанавливаемой на стороне высшего напряжения (ВН) защищаемого трансформатора;

Защита от токов перегрузки устанавлена на стороне ВН в виде максимальной токовой защиты с действием на сигнал с выдержкой времени.

Защита от многофазных КЗ и от токов перегрузки выполнена на реле типа РТ-40.

1) Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения от внешних КЗ с включением реле тока на стороне НН трансформатора:

(2.10)

где - номинальный ток трансформатора на стороне НН, где включены соответствующие реле тока, А;

- коэффициент схемы включения реле защиты на стороне НН;

- коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата реле РТ-40;

- коэффициент трансформации трансформатора тока НН;

Напряжение срабатывания максимальной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения от внешних КЗ:

(2.11)

где - номинальное напряжение трансформатора на стороне НН, где включено реле напряжения;

Напряжение срабатывания реле напряжения вторичных цепей:

2) Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты от внешних КЗ на стороне ВН трансформатора:

(2.12)

где - номинальный ток трансформатора на стороне ВН, где включены соответствующие реле тока, А;

- коэффициент схемы включения реле защиты на стороне НН;

- коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата реле РТ-40;

- коэффициент трансформации трансформатора тока ВН;

3) Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты от перегрузки на стороне ВН трансформатора:

(2.13)

где - номинальный ток трансформатора на стороне ВН, где включены соответствующие реле тока, А;

- коэффициент схемы включения реле защиты на стороне НН;

- коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата реле РТ-40;

- коэффициент трансформации трансформатора тока ВН;

Токи срабатывания реле токовых защит трансформатора сведены в таблицу 2.

Таблица 2 - Токи срабатывания реле токовых защит трансформатора

Тип защиты	Расчетная формула	Значение коэффициентов	Номиналь ный ток трансформатора ВН, НН	Ток и напряжение срабатывания реле
Максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения от внешних КЗ на стороне НН трансформатора с включением реле тока		1	1,2	0,85
Максимальная токовая защита трансформатора от перегрузки на стороне ВН			1,05	0,85
Максимальная токовая защита трансформатора от внешних КЗ на стороне ВН			1,2	0,85

3. Выбор направления модернизации оборудования подстанции

3.1 Общие сведения о вакуумных выключателях

Одним из самых ответственных элементов шкафов КРУ являются коммутационные аппараты. При этом коммутационные аппараты (в большинстве случаев это масляные выключатели) в большей степени подвержены износу.

В настоящее время вакуумные выключатели получают всё более широкое применение в разных сферах деятельности предприятий. Стратегически правильным вариантом решения проблемы обеспечения надежности коммутационных аппаратов напряжением 6 -35 кВ является полномасштабное комплексное техническое перевооружение, основанное на современных технологиях, внедрении высоконадежных вакуумных выключателей нового поколения, эффективного формирования для этого источников финансирования и использования инвестиционных средств. При этом выключатели должны применяться мало обслуживаемые, и по возможности, не требующие проведения любых плановых ремонтов на протяжении всего срока эксплуатации.

Конструктивные преимущества вакуумных выключателей по сравнению с другими типами выключателей (в дальнейшем будем их называть “традиционные выключатели”) способствуют повышению эффективности функционирования энергообъектов, снижению затрат на эксплуатацию распределительных сетей, электростанций и подстанций. [4]

Эксплуатационные преимущества вакуумных выключателей обеспечивают:

- надежную работу без ремонта до обработки установленного ресурса по механической и коммутационной износостойкости;

- обоснованное упрощение и облегчение конструкций и схем энергообъектов при обязательном повышении их элементной надежности;

- минимум продолжительности отключения потребителей;

- низкий уровень коммутационных перенапряжений;

- оптимизацию резервных запасов электрооборудования по условиям надежности и риска возникновения отказа;

- электрическую и экологическую безопасность функционирования энергообъектов;

- минимум обслуживания и переход к новой стратегии ремонтов по техническому состоянию.

Вакуумный выключатель - это принципиально другая техника. Если в старых выключателях масло является изолирующей и гасящей средой, то в новых - вакуум. Масло горит, со временем теряет изоляционные качества и разлагается под действием дуги при отключении рабочего тока и тока короткого замыкания. Ремонт, замена масла и подгоревших частей выключателя при большом их количестве всегда сопряжены с загрязнением помещений и пожарной опасностью. Вакуумные выключатели такого недостатка лишены.

3.2 Вакуумные выключатели серии BB/TEL-10

Современные вакуумные выключатели BB/TEL производства «Таврида Электрик» позволяют обеспечивать надежную и безопасную коммутацию цепей в системах электроснабжения потребителей. Компанией разработаны различные решения для замены коммутационного аппарата на выключатель ВВ/TEL-10:

- типовые комплекты адаптации (ТКА) - наборы элементов (типовой комплект металлоконструкции (ТКМ) для установки выключателя ВВ/TEL-10 без доработки деталей по месту;

- ошиновка с сечением, выбранным с учетом эффективной работы и теплообмена;

- комплект установки модуля управления (КУБ), включающий изоляторы, метизы, жгуты и провода для подключения выключателя в цепи защит и автоматики), позволяющие в полном объеме осуществить замену изношенного коммутационного аппарата на выключатель ВВ/TEL-10.

Высокий показатель наработки на отказ (4500 лет для коммутационного модуля ISM15) и оперативная работа сервисных центров «Тавриды Электрик» позволяют отказаться от необходимости содержания ЗИП - запаса. Гарантийный срок эксплуатации ВВ/TEL-10 составляет 7 лет и в ряде случаев может быть расширен до 10 лет (монтаж оборудования силами технико-коммерческих центров «Тавриды Электрик»). Коммутационный ресурс ВВ/TEL-10 может достигать 150 000 циклов В-О, что гарантирует работоспособность аппаратов в течение всего срока службы и подтверждает их надежность.

Полное время отключения ВВ/TEL-10 достигает 30 мс, что вдвое меньше по сравнению с традиционными выключателями с пружинным приводом. Такое быстродействие (при совместной работе с дуговыми защитами) и организация оперирования распределительным устройством дают дополнительный уровень безопасности для персонала в случае развития аварии (дуговое замыкание). Также в составе типовых комплектов адаптации и на выкатных элементах имеются унифицированные узлы блокировок от ошибочных действий персонала и узлы аварийного отключения ВВ/TEL-10. Кроме того, выключатели ВВ/TEL-10 имеют возможность ручного включения, в случае отсутствия оперативного питания на подстанции, с помощью мобильного блока механического включения (заряжает цепи включения выключателя посредством вращения рукоятки генератора). Обслуживающий персонал имеет возможность подключить блок механического включения к КРУ и отойти в сторону на расстояние до 3 м, для того чтобы произвести включение (при включении отключенной подстанции велик риск включения на короткое замыкание). [4]

Широкий диапазон рабочих температур (от - 45 до +55 °С) позволяет применять ВВ/TEL-10 в составе удаленных подстанций в холодных климатических поясах без дополнительного обогрева. Стойкость к механическим воздействиям, соответствующая группе М6, и защищенность от внешних воздействий позволяют эксплуатировать выключатели ВВ/TEL-10 вблизи мощных двигателей и таких объектов, как шахты, шагающие экскаваторы и пр. Сокращение расходов на эксплуатацию. Выключатели ВВ/TEL-10 благодаря своей конструкции не требуют проведения средних и капитальных ремонтов (замена узлов и регулировка) в течение всего срока службы (30 лет). Энергосбережение. При подготовке ВВ/TEL-10 к включению потребление мощности из сети оперативного питания составляет порядка 63 В·А, а в установившемся режиме - 11 В·А. Значение переходного сопротивления в полюсе ВВ/TEL-10 начинается с 18 мкОм. Такие показатели позволяют уменьшить энергопотребление и потери электроэнергии, а также оптимизировать затраты на организацию оперативного питания на подстанции.

В качестве отличительных достоинств вакуумных выключателей, обеспечивающих им преимущества перед традиционными выключателями на средний класс напряжений, можно отметить следующее:

а) высокая надежность:

К показателям надежности элементов схем электрических соединений относят частоту отказов, время восстановления, частоту и длительность капитального и текущего ремонтов.

При прочих равных условиях, то есть, если даже принять в расчет, что частота отказов и время восстановления после аварии равны для вакуумных и традиционных выключателей, то частота и длительность ремонта последних несомненно выше.

Например, для маломасляного выключателя ВК-10, масло необходимо заменить после 10 операций отключения тока 20 кА. После совершения выключателем 2000 циклов операций включения и отключения, необходимо проводить техническое обслуживание привода. После совершения выключателем 3000 циклов операций включения-отключения (ВО) необходимо проводить капитальный ремонт. А средний ремонт выключателя должен производиться не реже одного раза в 4 года.

Вакуумные выключатели (ВВ) являются практически необслуживаемыми. Осмотр и периодические проверки ВВ рекомендуется проводить один раз в 3-5 лет. Во время этих проверок необходимо провести высоковольтные испытания вакуумной дугогасительной камеры и изоляции выключателя, а также проверить переходное сопротивление контактов.

б) низкие эксплуатационные затраты:

Этот пункт напрямую вытекает из предыдущего. Низкие эксплуатационные затраты определяются отсутствием необходимости содержания масляного и компрессорного хозяйств, кроме того вакуумная дугогасительная камера (ВДК) не требует пополнения дугогасящей среды. Высокая коммутационная износостойкость позволяет значительно сократить расходы по обслуживанию ВВ, а также перерывы в электроснабжении, связанные с выполнением регламентных работ. [4]

в) высокий коммутационный и механический ресурс:

Число отключений номинальных токов, допускаемое без ревизий и ремонта ВДК, достигает 50 тысяч, а номинальных токов отключения (токов короткого замыкания) - от 20 до 200 в зависимости от типа ВДК и значения тока. Как уже было ранее отмечено, при эксплуатации маломасляных выключателей необходимо производить ревизию после 1000-2000 отключений номинального тока или 3-12 отключений номинального тока отключения.

Высокий механический ресурс ВВ обусловлен в первую очередь тем, что ход контактов ВДК составляет от 6 до10 мм на напряжения 6-10 кВ. Для масляных и электромагнитных выключателей на эти же напряжения ход контактов достигает 100-200 мм, а следовательно, применяется более сложная конструкция привода, требующая больших затрат энергии на включение и отключение выключателя, что приводит к необходимости постоянного ухода и проверок состояния деталей привода, что также повышает эксплуатационные расходы на содержание выключателя.

Высокий коммутационный и механический ресурс позволяют применять ВВ в схемах с частыми коммутациями: для трансформаторов сталеплавильных печей; для коммутаций насосов, компрессоров и т.д.

г) безопасность эксплуатации и экологичность:

Для ВВ характерны малая энергия привода, малые динамические нагрузки и отсутствие выброса газов и масла. Масса и габариты ВВ значительно ниже массы и габаритов традиционных выключателей при одинаковых номинальных параметрах тока и напряжения. Все это обеспечивает бесшумность работы и предотвращает загрязнение окружающей среды.

Герметичное исполнение ВДК и отсутствие среды, поддерживающей горение, обеспечивает высокую пожаро- и взрывобезопасность и возможность работы в агрессивных средах.

Благодаря своим преимуществам вакуумные выключатели все шире применяются как при строительстве новых комплектных распределительных устройств, так и для замены морально и физически устаревших традиционных выключателей при реконструкции комплектных распределительных устройств, находящихся в эксплуатации.

BB/TEL - это коммутационный аппарат нового поколения, в основе принципа действия которого лежит гашение возникающей при размыкании контактов электрической дуги в глубоком вакууме, а фиксация контактов вакуумных дугогасительных камер (ВДК) в замкнутом положении осуществляется за счет остаточной индукции приводных электромагнитов («магнитная защелка»).

Отличительная особенность конструкции вакуумных выключателей серии BB/TEL по сравнению с традиционными коммутационными аппаратами заключается в использовании принципа соосности электромагнита привода и вакуумной дугогасительной камеры в каждом полюсе выключателя, которые механически соединены между собой общим валом. [4]

Оригинальность конструкции выключателей BB/TEL позволила достичь следующих преимуществ по сравнению с другими коммутационными аппаратами:

- высокий механический и коммутационный ресурс;

- малые габариты и вес;

- небольшое потребление энергии по цепям управления;

- возможность управления по цепям постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока;

- простота встраивания в различные типы КРУ и КСО и удобство организации необходимых блокировок;

- отсутствие необходимости ремонта в течение всего срока службы; [4]

Достоинства:

- простота конструкции;

- высокая степень надежности;

- высокая коммутационная износостойкость;

- малые размеры, пожаро- и взрывобезопасность;

- отсутствие шума при операциях;

- отсутствие загрязнения окружающей среды;

- малые эксплуатационные расходы.

Недостатки:

- сравнительно небольшие номинальные токи и токи отключения;

- возможность коммутационных перенапряжений при отключении малых индуктивных токов;

- относительно высокая стоимость.

Благодаря своим преимуществам вакуумные выключатели BB/TEL широко применяются во вновь разрабатываемых комплектных распределительных устройствах (КРУ, КСО, КРН), а также для реконструкции ячеек КРУ, находящихся в эксплуатации и имеющих в своем составе на момент реконструкции выключатели других конструкций, которые устарели морально и физически.

На сегодняшний день разработано более 60 типовых проектов адаптации вакуумных выключателей ВВ/TEL. При этом достигнута полная взаимозаменяемость с маломасляными выключателями прежних лет выпуска по главным и вспомогательным цепям.

3.2.1 Устройство выключателя BB/TEL

В выключателях применяется современная конструкция ВДК с аксиальным магнитным полем. Дуга в таком поле находится все время в диффузионном состоянии, что существенно уменьшает износ, который не превышает 1 мм после исчерпания коммутационного ресурса.