Масляный выключатель

Масляный выключатель

Масляный выключатель — коммутационный аппарат, предназначенный для оперативных включений и отключений отдельных цепей или электрооборудования в энергосистеме, в нормальных или аварийных режимах, при ручном или автоматическом управлении. Дугогашение в таком выключателе происходит в масле.

Содержание

Классификация [ править | править код ]

• Баковые
• Маломасляные (горшковые)

По принципу действия дугогасительного устройства:

• с автодутьём (давление и движение масла и газа происходит под действием энергии, выделяющейся из дуги)
• с принудительным масляным дутьём (масло к месту разрыва нагнетается с помощью специальных гидравлических механизмов)
• с магнитным гашением в масле (дуга под действием магнитного поля перемещается в узкие каналы)

Баковые выключатели [ править | править код ]

Состоят из вводов, контактной и дугогасительной систем, которые помещены в бак, заполненный маслом. Для напряжений 3—20 кВ бывают однобаковыми (три фазы в одном баке) с ручным или дистанционным управлением, а для напряжений 35 кВ — трёхбаковыми (каждая фаза в отдельном баке) с дистанционным или автоматическим управлением, с автоматом повторного включения (АПВ). Масло изолирует фазы друг от друга (у однобаковых) и от заземлённого бака, а также служит для гашения дуги и изоляции разрыва между контактами в отключённом состоянии. При срабатывании выключателя сначала размыкаются контакты дугогасительных камер. Электрическая дуга, возникающая при размыкании этих контактов, разлагает масло, при этом сама дуга оказывается в газовом пузыре (до 70 % водорода), имеющем высокое давление. Водород и высокое давление в пузыре способствуют деионизации дуги. На выключателях для напряжений выше 35 кВ в дугогасительных камерах создаётся дутьё. Дугогасительная система может иметь несколько разрывов, которые увеличивают скорость растягивания дуги относительно скорости расхождения контактов. Разрывы могут помещаться в дугогасительные камеры, предназначенные для создания интенсивного газового дутья (дутьё может быть продольным или поперечным, в зависимости от направления движения масла относительно дуги). Для уравнивания напряжений (размера дуг) на контактах разрывы шунтируются. После погасания дуги траверсные контакты размыкаются, прерывая ток, протекающий через шунты.

Достоинства баковых выключателей:

• простота конструкции,
• высокие отключающие способности.

• большие габариты,
• большой объём масла,
• взрыво- и пожароопасность.

Маломасляные выключатели [ править | править код ]

В маломасляных выключателях в качестве изоляции токоведущих частей друг от друга и дугогасительных устройств от земли применяются различные твёрдые изоляционные материалы (керамика и т. п.). Масло служит только для выделения газа. Каждый разрыв цепи снабжается отдельной камерой с дугогасительным устройством, обычно выполненным с поперечным дутьём. В отключённом положении подвижный контакт находится выше уровня масла для повышения электрической прочности разрыва, так как малый объём масла из-за загрязнённости продуктами разложения теряет свои диэлектрические свойства. Для удержания паров масла при гашении дуги от уноса вместе с продуктами разложения в конструкции предусмотрены маслоотделители. При больших номинальных токах применяются две пары контактов: рабочие и дугогасительные. Рабочие контакты находятся снаружи выключателя, а дугогасительные внутри. При помощи регулирования длины дугогасительных контактов обеспечивается отключение сначала рабочих контактов (без появления дуги), а затем — дугогасительных.

Недостатки масляных выключателей [ править | править код ]

Общий недостаток масляных выключателей — малый ресурс работы, особенно на производствах, связанных с частыми коммутациями. Так, при использовании масляных выключателей при питании сталеплавильных печей их наработка до среднего капремонта — несколько дней [1] . Для выключателя ВМГ-10, согласно инструкции, капремонт должен проводится раз в 6 лет или при всего лишь 6 отключениях к.з. Вместе с вышесказанным (опасность взрыва при отключении, постоянный контроль за уровнем масла, небольшие допустимые отклонения по уровню при монтаже, необходимость достаточно мощных приводов включения и пр.) это привело к признанию масляных выключателей морально устаревшими и заменой их на более современные виды выключателей — вакуумные и элегазовые.

Технологическая карта на текущий ремонт масляного выключателя МКП-110

Перед началом ремонтных работ обесточить оперативные и си­ловые цепи, снять предохранители. При работах на выключателе находящемся во включенном положении. Отключающую собачку привода застопорить предохранительными болтами.

Текущий ремонт МБ — 160чел
Текущий ремонт системы обогрева провода -2,0ч/
Всего: 18,0ч.ч

Приборы, приспособления и средства защиты

Гаечные ключи
7-36мм 1
Гаечный ключ 46мм 1шт
Гаечный ключ разводной 1шт
Напильники 1н-т
Плоскогубцы 1шт.
Отвертка 1 шт
Молоток 2 шт.

Мегоомметр 2500 в -1шт.
микроомметр 1шт.
Шнур-удлинитель 1шт
Емкость для слива масла из выключателя 1шт.
Защитная каска З шт.
Плакаты по ТБ 1к-т
Диэлектрические перчатки 1 пара

Смазка ЦИАТИМ-221 — 0.3кг
Бензин авиационный
Б-70 2,0л
Шлифовальная шкурка /разная/ 0,2м2
Обтирочная ветошь1 2,0кг
Краска/красная, желтая зеленая, серая/ 3,0 кг.

Монтерский нож НН-2 2шт.

Штангенциркуль ШЦ-10-250 1шт.

Технологические указания

Проверить и отрегулировать на
приводе следующие регулировочные размеры мм:

-зазор между защелкой и осью отключающей собачки

-западание отключающей собачки

-зазор между удерживающей собачкой механизма/при полностью поднятом штоке/

— зазоры между собачками и хромовиками быстродействующих контактов для КБВ в отключенном
положении

во включенном положении

для К-50 в отключенном положении

во включенном положении

Приемо-сдаточные испытания

Собственное время отключения с, не более

собственное время включения с не более

скорость движения подвижного контакта при
отключенном М/С

-при размыкании внутренних контактов камеры

-при размыкании подвижных контактов камеры с

-наибольшая скорость движения подвижного

контакта при включении м/с .

-в момент замыкания внутренних контактов камеры

-в момент замыкания подвижных контактов камеры с наружными

Полный ход контактной траверсы

Ход/ вжим/ подвижных контактов после их

замыкания с неподвижными мм.

Сопротивление токоведущего контура каждого

Последовательность операций

1. Допуск к работе, оформление наряда 0,25
2.Внешний осмотр выключателя и составить перечень дефектов, обратив внимание на уровень
масла в выключателе уровень масла или давление во вводах, отсутствие течи масла из вво­дов и баков выключателя, оперативных околов и трещин фарфоровой изоляции вводов 1,0
3.Произвести пробный цикл включения и отключения масляного выключателя обратив внимание на правильное по­ложение всех рычагов и тяг, а такие указателя положения < 0,25
4.Очистить от грязи и пыли вводы MB; проверить состояние армировочных швов,очистить армировочные швы, замазать, окрасить, проверить крепления .уплотнений в местах входа
токоведущих стержней . 0,75
5.Проверить уровень масла или давления во вводах, при необходимости отрегулировать уровень
масла, выровнять давление 0,5
6.Осмотреть.дыхательные патроны, очистить заземлить силикагель . 1,0
7.Убедиться в отсутствии течи масла из баков MB. При наличии тяги выявить причину и в
процессе ремонта устранить 0,5
8. Очистить, проверить работоспособность маслоуказателей и масломерных стекол. Заменить дефектные детали ,0.75
9.Проверить работу. Очистить и устранить неисправности сливных кранов 0,75
10.Осмотреть, очистить, проверить работоспособность газоотводов . 0,5
II. Снять фланцы предохранительных клапанов. Проверить целостность диафрагмы. Очистить
проверить работоспособность предохранительного клапана 1,0
12.Снятие кожуха отключающих пружин, осмотреть состояние доступных деталей, очистить от
старой смазки и навести новую на отключающие пружины 1,0
13.Проверить состояние междуфазных тяг приводного механизма 0,5
14.Осмотреть шкаф с приводом, очистить его от пыли. Проверить состояние уплотнения
Отсутствие подтоков ржавчины и механических повреждений Смазать навесы 0,5
15. Проверить зазоры, .положение вала привода, при необходимости отрегулировать привод. Проверить работу блок-контактов. 1,0
16. Привод очистить и смазать 0,5
17. Осмотреть устройство подогрева шкафа привода, очистить от пыли, проверить состояние
контактов на выводах нагревательного элемента, его работоспособности 2,0
18.Проверить контактные соединения ошиновки и вводов, обратив внимание на отсутствие видимых следов нагрева. Вымерить переходное сопротивление микроомметром, при необ­ходимости разобрать и зачистить 1.0
19.Произвести контрольную проверку крепления выключателя к фундаменту, привода к выключателю. 0,5
20.Проверить состояние заземления 0,25
21.Отрегулировать уровень масла в баках выключателя 0,5
22.Произвести опробование выключателя на включение от ключа, РПД, отключение от защит и работу АПВ 1.0
23. Восстановить надписи, расцветку фаз температурные листки 1.0
24. Убрать рабочее место 0,5
25. Оформить техническую документацию 0,25
26. Закрыть наряд-допуск 0,25

Разработка комплексных проектных решений при строительстве, реконструкции и модернизации объектов энергетики

В составе проектной и рабочей документации обоснованы и выполнены:

1. Замена масляных выключателей типа C-35 на элегазовые ВГБЭ-35 в количестве – 5 шт. (учесть обустройство основания под ВГБЭ-35).
2. Замена выключателей типа МКП-110 на элегазовые выключатели 110 кВ в количестве – 8 шт. (тип определить проектом) с устройством необходимого основания под выключатели.
3. Установка выносных ТТ 110/35 кВ на заменяемых выключателях с устройством необходимого основания под трансформаторы тока.
4. Установка дополнительного трансформатора напряжения 110 кВ на ОСШ.
5. Замена приводов разъединителей 110 кВ, 35 кВ.
6. Замена фарфоровой изоляции на полимерную на разъединителях 110 кВ, 35 кВ и подставных изоляторов.
7. Заменены силовые и контрольные кабели для заменяемых выключателей 110 кВ, 35 кВ.
8. Замена ЗРУ-6 кВ с оборудованием.
9. Замена разрядников на ОПН.
10. Установка необходимых шкафов трансформаторов напряжения, тока и т.д.
11. Предусмотрена проектом разработка алгоритма и схемы оперативной блокировки ОРУ 110/35 кВ с её реализацией, так же установка панели организации оперативного тока для питания шинок оперативной блокировки и с устройством проверки работоспособности электромагнитных ключей.
12. Предусмотрено проектом подключение новых кабельных связей от ТТ стороны 35 кВ к новой панели защиты стороны 35 кВ (ДЗШ 35 1, 2 с.ш.).
13. Выполнена замена кабельных связей на ОРУ 110/35 в части реконструируемого и вновь устанавливаемого оборудования. Выполниено строительство недостающих кабельных эстакад. Прокладка кабельных связей выполнена с применением экранированных контрольных кабелей с медными проводниками, изоляцией, не поддерживающей процесс горения и низким дымовыделением (КВВГЭнг-LS) по существующим металлическим кабельным эстакадам, с выполнением обязательного заземления с общим контуром. Прокладка кабельной продукции выполнена в соответствии с нормативными требованиями и инструкциями. Прокладка кабельных линий выполнена в соответствии с требованиями пожарной безопасностью и требованиями ПАО «Россетей». Технические решения согласованы с ПАО «ТРК» на этапе их разработки.
14. Для реконструируемого оборудования предусмотрена замена существующих устройств РЗА на микропроцессорные терминалы РЗА на постоянном оперативном токе. Используемые терминалы РЗА обеспечивают работоспособность в условиях низких температурах окружающего воздуха – 40С (без дополнительного обогрева).
15. Выполнен расчет уставок проектируемых устройств РЗА, обеспечением условий селективности и резервирования РЗА смежных участков сети. Расчеты согласованы с ПАО «ТРК». Выполнен выбор параметров настройки проектируемых терминалов РЗА, результаты оформлены в виде бланков задания уставок на терминалы.
16. Выполнены графические схемы РЗА:

• схемы распределения РЗА по трансформаторам тока и трансформаторам напряжения;
• принципиальные, монтажные и функционально-логические схемы (алгоритмы функционирования) РЗА и внешних взаимосвязей с существующими схемами РЗА трансформаторов, коммутационными аппаратами и прочего оборудования собственных нужд подстанции;
• схему расстановки оборудования в ОПУ;
• проектные заказные спецификации на РЗА с указанием версии (типоисполнения) аппаратуры;
• схемы организации цепей оперативного тока РЗА;
• принципиальные, монтажные схемы управления и автоматики (алгоритмы функционирования) выключателей.

1. В составе заказных спецификаций предусмотрено по одному комплекту ЗИП терминалов МПЗ;
2. Разработаны технические решения и схему сбора цифровой информации с терминалов РЗА по RS-485 с преобразованием в Ethernet и передачей на рабочее место инженера РЗА. Разработано техническое решение по использованию каналов связи (основной и резервный), согласовать на этапе их разработки. На рабочем месте инженера РЗА выполнена конфигурацию ПО верхнего уровня, организовано рабочее место РЗА в ТД СЭС РЗА с получение информации от терминалов РЗА. Обеспечены программно-аппаратные средства защиты информации от несанкционированного доступа.
3. Выполнен раздел по обеспечению электромагнитной совместимости ПС 110/35/6 кВ «Лугинецкая». Для безопасного применения микропроцессорных терминалов в условиях электромагнитной обстановки подстанции, предусмотрены мероприятия для приведения уровней помех (возмущений) ниже допустимых для проектируемой аппаратуры. В соответствии с электромагнитной обстановкой выбраны маршруты кабельных лотков по ОРУ 110/35 кВ.
4. Все технические решения, схемы, предполагаемого производителя оборудования, удовлетворяющего всем требованиям ТЗ согласованы с ПАО «ТРК» не этапе проектирования данного раздела.
5. Разработаны технические решения и схему сбора цифровой информации с МП Защит и терминала ЦС по интерфейсу RS-485, протокол Modbus, на существующий сервер телемеханики «Черный ящик».
6. Предусмотрено проектом установка устройств определения места повреждения (ОМП) воздушных линиях 110/35 кВ.
7. В составе ПСД предусмотрены сметы на пусконаладочные работы.
8. При выборе оборудования учитывалось ПОЛОЖЕНИЕ ПАО «РОССЕТИ» О ЕДИНОЙ ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКЕ В ЭЛЕКТРОСЕТЕВОМ КОМПЛЕКСЕ.

Заказчик: ПАО «ТРК»

Выполнение проектно-изыскательских работ по объекту «Реконструкция ПС 110 кВ «Лугинецкая». Реконструкция ОРУ 110 кВ, 35 кВ с заменой разъединителей, разрядников на ОПН, ЗРУ 6 кВ с заменой масляных выключателей 110, 35 кВ на элегазовые, установка дополнительных ТТ 110/35 кВ, реконструкция РЗА» Завершен

Обогрев выключателя мкп 110

Чертежи и проекты

Разделы АС, АР, КЖ, КМ, КМД и т.д.
Разделы ЭМ, ЭС, ЭО, ЭОМ и т.д.
Разделы ОВ, ОВиК, ТМ, ТС и т.д.
Разделы ПС, ПТ, АПС, ОС, АУПТ и т.д.
Разделы ТХ и т.д.
Разделы ВК, НВК и т.д.
Разделы СС, ВОЛС, СКС и т.д.
Разделы АВТ, АВК, АОВ, КИПиА, АТХ, т.д.
Разделы АД, ГП, ОДД т.д.
Чертежи станков, механизмов, узлов
Базы чертежей, блоки

Подразделы

для студентов всех специальностей
Котлы и котельное оборудование

Формат dwg pdf

Для нужд пожарного водопровода проектом предусматривается устройство двух резервуаров по 200 м3 каждый, а также насосная станция.

В архмиве 3d модель насоса HYDRO MX-A

Системы электрооборудования жилых и общественных зданий

1. Программа «Мост_Х» предназначена для определения грузоподъёмности балочных разрезных пролётных строений автодорожных мостов и путепроводов, находящихся на прямом в плане участке автодороги.

Формат Exel

Программа в свободном доступе, скачать можно после регистрации

Формат dwg

г. Караганда. Казахстан

Блочно-модульная котельная для здания пришахтинского овд

Формат dwg

Исходный текст на китайском

Чертежи и узлы сложной деревянной крыши для частного дома в dwg

Чертежи гирлянд в dwg, удлиненная и стандартная

ППР разработан на производство работ по расширению просек ВЛ-220кВ и утилизации порубочных остатков

IP-видеорегистратор CMD-NVR5109 V2 поддерживает подключение до 9 IP-камер с разрешением 1920×1080 и скоростью записи 25 к/с на каждый канал.

Глубина архива видеорегистратора составляет один месяц при постоянной круглосуточной записи с 8 IP-видеокамер за счет установки жесткого диска объемом 6 ТБ.

Формат dwg

Рабочий проект системы видеонаблюдения СВН дома в dwg