Setzenergo.ru

Строительный журнал
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Вводной выключатель секции шин

Объявления

Если вы интересуетесь релейной защитой и реле, то подписывайтесь на мой канал

Включение секционного выключателя при выводе одного ТН

Советы бывалого релейщика → Спрашивайте — отвечаем → Включение секционного выключателя при выводе одного ТН

Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться

Сообщений 10

1 Тема от Alex_Skyline 2015-02-05 20:40:57

  • Alex_Skyline
  • Инженер СРЗАиЭ
  • Неактивен
  • Откуда: Новосибирск
  • Зарегистрирован: 2013-01-16
  • Сообщений: 95
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Тема: Включение секционного выключателя при выводе одного ТН

Всем доброго времени суток. Перед заданием вопросов опишу схему моей подстанции (ПС). На ПС имеется два ЗРУ (ЗРУ-1-10 и ЗРУ-2-10). В обоих ЗРУ первичная схема-одиночная секционированная система сборных шин. В ЗРУ-1-10 на обоих ТН по цепям напряжения сидят как защиты, так и учёт. В ЗРУ-2-10 напротив есть разделения по цепям напряжения — так цепи напряжения защит сидят на 3ТН-10, 4ТН-10, а цепи учёта на 3НОМ-10, 4НОМ-10.
Существуют два разных случая вывода одного из ТН:
1) При выводе в ремонт одного из ТН ЗРУ-1-10 включается объединение по цепям напряжения после чего включается секционный выключатель (СВ) и выключается вводной выключатель той секции шин ТН которой выводится.
2) При выводе в ремонт одного из ТН для учёта (3НОМ-10 или 4НОМ-10) ЗРУ-2-10 включается объединение по цепям напряжения и на этом процесс переключений заканчивается.

Теперь сами вопросы: почему во втором случае не включается СВ? Правильно ли это? Должен ли он включаться в этом случае?

2 Ответ от GRadFar 2015-02-06 05:30:01

  • GRadFar
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Откуда: г. Алматы, Казахстан
  • Зарегистрирован: 2012-08-08
  • Сообщений: 1,483
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Включение секционного выключателя при выводе одного ТН

Вы поставьте себе вопрос «с другого конца»: почему в первом случае нужно нужно объединять секции и отключать ремонтируемый ввод. Все встанет на свои места.

3 Ответ от hoh525 2015-02-06 08:26:22 (2015-02-06 08:41:30 отредактировано hoh525)

  • hoh525
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Откуда: Донбасс,ДТЭК
  • Зарегистрирован: 2011-01-08
  • Сообщений: 255
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Включение секционного выключателя при выводе одного ТН

Скорее всего ТН ЗРУ -1-10 подключён к вводному кабелю и находится в ячейке ввода 10 кВ. Включать СВ и затем выполнять объединение по цепям 100 В, а не наоборот.

4 Ответ от Alex_Skyline 2015-02-06 08:46:01

  • Alex_Skyline
  • Инженер СРЗАиЭ
  • Неактивен
  • Откуда: Новосибирск
  • Зарегистрирован: 2013-01-16
  • Сообщений: 95
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Включение секционного выключателя при выводе одного ТН

Скорее всего ТН ЗРУ -1-10 подключён к вводному кабелю

Все ТН подключены к сборным шинам.

5 Ответ от Alex_Skyline 2015-02-06 08:59:44

  • Alex_Skyline
  • Инженер СРЗАиЭ
  • Неактивен
  • Откуда: Новосибирск
  • Зарегистрирован: 2013-01-16
  • Сообщений: 95
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Включение секционного выключателя при выводе одного ТН

Вы поставьте себе вопрос «с другого конца»: почему в первом случае нужно нужно объединять секции и отключать ремонтируемый ввод. Все встанет на свои места.

Ремонтируется не ввод, а ТН. По моему мнению включать СВ и затем отключать ввод нужно и во втором случае для того, чтобы счётчики правильно замеряли потребление электроэнергии. Но мне сказали, что счётчики во втором случае сильно врать не будут, поэтому ограничиваются только объединением по цепям напряжения. А в первом случае на ТН сидят ещё и цепи защит и если ограничиться только объединением по цепям напряжения то, например, не сработает вводная МТЗ с пуском по напр. Или ЛРТ неправильно будет регулировать напряжение.

6 Ответ от Alex_Skyline 2015-02-06 09:07:55

  • Alex_Skyline
  • Инженер СРЗАиЭ
  • Неактивен
  • Откуда: Новосибирск
  • Зарегистрирован: 2013-01-16
  • Сообщений: 95
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Включение секционного выключателя при выводе одного ТН

Можно ещё по другому поставить вопрос — верны ли следующие утверждения:
Включение СВ и откчение ввода той секции шин где выводится ТН обязательно только для обеспечения правильной работы защит и автомати, связанных с цепями напряжения выводимого ТН. Если на выводимом в ремонт ТН сидят только счётчики, то включать СВ и отключать ввод нет необходимости, так как погрешность счётчиков не выйдет за допустимые границы. Достаточно только объединить цепи напряжения ТНов.

7 Ответ от П.Е.Артём 2015-02-06 09:54:22

  • П.Е.Артём
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Откуда: Россия Бурятия Гусиноозёрск
  • Зарегистрирован: 2013-12-11
  • Сообщений: 54
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Включение секционного выключателя при выводе одного ТН

Вообще — то можно выводить любое оборудование не вводя дополнительных защит и измерительных счётчиков, при уверенности в силовых цепях,той что на время ремонта не произойдёт ни какой аварии.

8 Ответ от retriever 2015-02-06 10:39:08

  • retriever
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Зарегистрирован: 2012-11-26
  • Сообщений: 2,524
  • Репутация : [ 12 | 0 ]
Re: Включение секционного выключателя при выводе одного ТН

Если на выводимом в ремонт ТН сидят только счётчики, то включать СВ и отключать ввод нет необходимости, так как погрешность счётчиков не выйдет за допустимые границы.

Тут вопрос — что понимать под «погрешностью».
Естественно, что если рассматривать погрешность измерения мощности в какой-то отдельный момент времени, то при «неправильном» ТН она может выйти за паспортные пределы.
Но ведь деньги-то платятся за энергию, насчитанную за какой-то довольно большой период. И если ремонт ТН продлится недолго, то, в принципе, можно, наверное и допустить не совсем правильную работу счетчиков — все равно много не успеют насчитать, и деньги будут уплачены примерно такие, какие надо.
Но тут вообще исходя из опыта действовать нужно — «прокатывало» ли такое ранее. Если определенные организации согласны — почему бы и нет?

9 Ответ от SVG 2015-02-06 10:45:12

  • SVG
  • guest
  • Неактивен
  • Откуда: Гондурас
  • Зарегистрирован: 2011-01-07
  • Сообщений: 3,592
Re: Включение секционного выключателя при выводе одного ТН

Если на выводимом в ремонт ТН сидят только счётчики, то включать СВ и отключать ввод нет необходимости, так как погрешность счётчиков не выйдет за допустимые границы

Если это технический учёт, то пара процентов погрешности за время ремонта ТН вряд ли ощутимо повлияют на месячный баланс энергии. Если коммерческий учёт, то лучше перед объединением цепей ТН включать СВ и отключать ввод. Во избежание лишней головной боли.

Читать еще:  Моментный выключатель принцип работы

1, 3—Вводные выключатели секций шин гпп; 2—секционный выключатель; 5—10—фидерные выключатели электроприемников поверхности; 11—26—выключатели

Автоматизация тяговых преобразовательных подстанций обеспечивает выполнение следующих операций:

дистанционное управление, предусматривающее автоматический режим работы, осуществляемое со щита дистанционного управления, установленного у диспетчера шахты или диспетчера внутришахтного транспорта;

дистанционная и местная сигнализация и контроль режима работы агрегата;

автоматическая защита блока выпрямителей от коротких замыканий, перегрева и коммутационных перенапряжений.

На рис. 17.13 показана схема автоматизации центральной подземной подстанции, имеющей две секции шин.

От выключателей 4 и 11 напряжение 6 кВ по двум вводам подается к вводным выключателям 12 и 21 центральной подземной подстанции. От группового выключателя 13 отходящего присоединения получает питание высоковольтный распределительный пункт РПП-6 кВ, от которого получают питание одиночные КРУ. В нормальном режиме работы секционный выклю-чатель 17 отключен. Он снабжен устройством однократного АВР и блокировкой против включения секции, отключенной защитой при коротком замыкании на шинах этой секции. Подобной блокировкой снабжены все КРУ. Остальные выключатели, за исключением 16 и 18, питающих электродвигатели главного водоотлива, снабжены устройствами АПВ. Выключателями 16 и 18 управляют устройства автоматизации водоотливных установок. Все КРУ отходящих присоединений снабжены БРУ.

При исчезновении напряжения на одном из вводов (например, 21), защитой минимального напряжения отключаются выключатели 18 — 21. От отключенного выключателя 21 подается команда на действие устройства АВР секционного выключателя 17, имеющего регулируемую выдержку времени 0—20 с. При появлении напряжения на отключенном вводе по истечении установленной выдержки времени устройство АПВ включит выключатель 21, при этом включение секционного выключателя 17 устройством АВР не произойдет.

Если по истечении выдержки времени на отключенный ввод не будет подано напряжение, включится секционный выключатель 17 и с помощью устройств АПВ включатся выключатели 19 и 20, восстановив питание электроприемников отключившейся секции. При появлении напряжения на вводе 21 секционный выключатель 17 отключается и подстанция автоматиче­ски переходит в нормальный режим работы.

При коротких замыканиях на шинах ЦПП или в отходящих присоединениях подача напряжения на аварийно отключенные участки исключается. Например, при возникновении к. з. в точке К1 выключатели 20 и 21 отключаются защитой от токов к. з., а выключатели 18 и 19 соответственно защитой минимального напряжения. После отключения секции происходит АПВ вводного выключателя 21 и неселективно отключившегося выключателя 19. Выключатель 20 блокируется специаль-ным устройством, воспринимающим сигнал защиты от токов к. з., а при недопустимом снижении сопротивления изоляции блокируется также и БРУ.

В режиме к. з. в точке К2 отключаются выключатели 1216 и 22 — 26, затем автоматически включается вводной выключатель 12 и после предварительного контроля изоляции БРУ включаются все выключатели отходящих присоединений, за исключением выключателя 26, о блокировке которого сигнализирует лампа «Авария».

Автоматика КРУ действует аналогично при неселективных отключениях, вызванных, например, срабатыванием защит от замыканий (утечек) на землю.

Оборудование трансформаторных подстанций, как устроены подстанции

Сложная иерархия современных электрических сетей включает в себя огромное количество различного электротехнического оборудования, среди которого трансформаторные подстанции выполняют роль звена, связующего и перераспределяющего электроэнергию. Они располагаются около или внутри населенных пунктов и обеспечивают комфортные условия для проживания людей.

В сельской местности еще можно встретить конструкции старых столбовых подстанций, работающих на открытом воздухе, которые принимают по высокой стороне воздушной линии 10 или 6 кВ и отдают 0,4 подключенным потребителям.

Внутри населенных пунктах с многоэтажными зданиями в целях безопасности чаще применяются кабельные линии, скрытые в земле, а трансформаторное оборудование располагается внутри специальных построек, закрытых на замки от несанкционированного проникновения.

Здание подобной трансформаторной подстанции, преобразующей напряжение 10 кВ в 0,4 показано на фотографии.

Внешнее отличие габаритов показанных подстанций, преобразующих напряжения одинаковых величин, свидетельствует о том, что они оперируют разными мощностями.

Подобные трансформаторные подстанции (ТП) получают электроэнергию по высоковольтным линиям электропередач 10 кВ (или 6) от удаленных распределительных устройств.

Фотография силового трансформатора, расположенного на ОРУ-110 и осуществляющего преобразование электроэнергии 110 кВ в 10, передаваемое по ЛЭП на ПС-10, показана на очередной фотографии.

Этот трансформатор имеет уже большие габариты и оперирует с мощностями до 10 мегаватт, располагается на открытой, огороженной территории, которая конструкцией оборудования четко разграничена на две стороны:

высшего напряжения 110;

Сторона 110 кВ воздушной ЛЭП соединяется с другой подстанцией, которая имеет еще большие габариты и преобразовывает огромные энергетические потоки.

Размеры только вводной опоры единичной воздушной ЛЭП позволяют визуально оценить значительность потоков электроэнергии, пропускаемых через нее.

Приведенные фотографии свидетельствуют, что трансформаторные подстанции в энергетике перерабатывают энергию электричества различных напряжений и мощностей, монтируются разнообразными конструкциями, но имеют общие черты.

Состав оборудования трансформаторной подстанции

Каждая ПС создается под конкретные условия эксплуатации с расположением:

на открытом воздухе — открытые распределительные устройства (ОРУ);

внутри закрытых помещений — ЗРУ;

в металлических шкафах, встроенных в специальные комплекты — КРУ.

По типу конфигурации электрической сети трансформаторные ПС могут выполняться:

тупиковыми, когда они запитаны по одной либо двум радиально подключенным ЛЭП, которые не питают другие ПС;

ответвительными — присоединяются к одной (иногда двум), проходящим ЛЭП с помощью ответвлений. Проходящие линии питают другие подстанции;

проходными — подключены за счет захода ЛЭП с двухсторонним питанием методом «вреза»;

Читать еще:  Датчик движения iek дд 010 схема подключения с выключателем

узловыми — присоединяются по принципу создания узла за счет не менее чем трех линий.

Конфигурация сети электроснабжения накладывает условия на рабочие характеристики подстанции, включая настройку защит для обеспечения безопасной работы.

Основные элементы ПС

В состав оборудования любой подстанции входят:

силовой трансформатор, который непосредственно осуществляет преобразование электроэнергии для ее дальнейшего распределения;

шины, обеспечивающие подвод приходящего напряжения и отвод нагрузок;

силовые коммутационные аппараты с тоководами, позволяющие перераспределять электроэнергию;

системы защит, автоматики, управления, сигнализации, измерения;

вводные и вспомогательные устройства.

Он является основным преобразующим элементом электроэнергии и выполняется трехфазным исполнением. В его конструкцию входят:

корпус, выполненный в форме герметичного бака, заполненного маслом;

обмотки стороны низкого напряжения (НН);

обмотки вводов высокого напряжения (ВН);

переключатель регулировочных отводов у обмоток;

вспомогательные устройства и системы.

Более подробно устройство силового трансформатора и автотрансформатора изложено в другой статье.

Чтобы трансформатор работал к нему надо подвести питающее и отвести преобразованное напряжение. Эта задача возложена на токоведущие части, которые называют шинами и ошиновкой. Они должны надежно передавать электрическую энергию, обладая минимальными потерями напряжения.

Для этого их создают из материалов с улучшенными токопроводящими свойствами и повышенным поперечным сечением. В зависимости от размеров ПС шины могут располагаться на открытом воздухе или внутри закрытого сооружения.

Шины и ошиновка электрически разделяются между собой положением силового выключателя. Причем ошиновка без каких-либо коммутационных аппаратов напрямую подключена к вводам трансформатора. Ее конструкция не должна создавать механических напряжений в фарфоровых и всех остальных деталях вводов.

Для ошиновки используют кабели или пластины, которые монтируют на медные шпильки трансформаторных вводов через наконечники или переходники.

У подстанций, защищенных от воздействия атмосферных осадков, шины обычно делают цельными алюминиевыми или реже медными полосами. На открытом воздухе для них чаще используют многожильные не закрытые слоем изоляции провода повышенного сечения и прочности.

Однако, в последнее время наметился переход на системы шин, устанавливаемые жестко. Это позволяет экономить площадь на ОРУ, металл токоведущих частей и бетон.

Такие конструкции применяются на новых строящихся подстанциях. За их основы взяты образцы, успешно работающие несколько десятилетий в странах Запада на оборудовании 110, 330 и 500 кВ.

Для расположения шин применяется определенная конфигурация, которая может использовать:

Под термином «система шин» подразумевается комплект силовых элементов, подключающих все присоединения на распределительном устройстве. На подстанциях с двумя трансформаторами одного напряжения создаются две системы шин, каждая из которых питается от своего источника.

Протяженная система шин при большом количестве присоединений может разделяться на отдельные участки, которые называются секциями.

Силовые коммутационные аппараты

Трансформаторные подстанции при эксплуатации необходимо подключать под напряжение или выводить из работы для профилактического обслуживания или в случае возникновения аварийных ситуаций и неисправностей. С этой целью используются коммутационные аппараты, которые создаются различными конструкциями и могут:

1. отключать аварийные токи максимально возможных величин;

2. коммутировать только рабочие нагрузки;

3. обеспечивать разрыв видимого участка электрической схемы за счет переключения только при снятом с оборудования напряжении.

Коммутационные аппараты, способные отключать аварийные ситуации, работают в автоматическом режиме и называются «автоматическими выключателями». Они создаются с различными возможностями коммутации нагрузок за счет конструктивных особенностей.

По принципу использования запасенной энергии, заложенной в работу исполнительного механизма, их подразделяют на:

По способам гашения электрической дуги, возникающей при отключениях, они классифицируются на:

Для управления исключительно рабочими режимами, характеризующимися только номинальными параметрами сети, создаются «выключатели нагрузки». Мощность их контактной системы и скорость работы позволяют успешно переключаться при обычном состоянии схемы. Но, ими нельзя оперировать для ликвидации коротких замыканий.

При разрыве электрической цепи под нагрузкой создается электрическая дуга, которая ликвидируется конструкцией выключателя. В обесточенной схеме для отделения определенного участка от напряжения используют более простые устройства:

Разъединителями оперируют, как правило, вручную при снятом напряжении. На подстанциях 330 кВ и выше управление разъединителями осуществляется электродвигателями. Это объясняется большими габаритами и механическими усилиями, которые сложно преодолеть вручную.

При включении разъединителя участок его цепи собирается в электрическую схему, а при отключении — выводится.

Отделители создаются для автоматического разделения напряжения с защищаемого участка при создании на нем бестоковой паузы удаленным выключателем. Более подробно работа отделителя изложена в этой статье.

Взаимное расположение коммутационных аппаратов и шин

Любая трансформаторная подстанция создается по определенной электрической схеме, предполагающей обеспечение надежной работы, простоты управления в сочетании с минимумом затрат на ввод и эксплуатацию. С этой целью к трансформаторному устройству разными способами подключаются отходящие ЛЭП.

Наиболее простая схема предполагает подключение к ТП посредством силового выключателя Q одной секции шин, от которой отходят все присоединения. Для обеспечения условий безопасного ремонта оборудования выключатели со всех сторон отделяются разъединителями.

Если на ПС много присоединений, когда в схеме используются 2 силовых трансформатора, то может применяться секционирование за счет использования дополнительного выключателя, который постоянно находится в работе, а при возникновении неисправности на одной из секций разрывает цепь, оставляя в работе ту секцию, где нет поломки.

Использование в такой схеме обходной системы шин, образованной за счет подключения дополнительных выключателей и небольшой корректировки электрических цепей, позволяет переводить любое присоединение на питание от обходного выключателя, безопасно выполнять ремонт и обслуживание собственного.

Большими удобствами обслуживания и повышенной надежностью обладают распределительные устройства, собранные на основе двух рабочих систем шин с обходной, когда они дополнительно разделены на секции.

В исходном состоянии все отход ящие ЛЭП получают электроэнергию от обоих трансформаторов. Для этого шинные и секционные выключатели питают секции шин, а присоединения равномерно распределены по ним через свои коммутационные устройства.

Читать еще:  Автоматические воздушные выключатели область применения

Обходная СШ каждой секции вводится под напряжение только для случая перевода через нее питания присоединения, выключатель которого выведен в ремонт.

При возникновении короткого замыкания на одной из секций она отключается защитами со всех сторон, а все остальные с подключенными к ним ЛЭП остаются в работе. За счет такой схемы при КЗ на ОРУ обесточивается минимальное количество потребителей от всех работающих.

Приведенные схемы показаны для примера. Их существует большое разнообразие, которое позволяет наиболее оптимально эксплуатировать оборудование трансформаторной подстанции.

Защиты, автоматика, системы управления

Работа оборудования трансформаторной подстанции происходит в автоматическом режиме под дистанционным наблюдением оперативного персонала. Чтобы предотвратить серьезные повреждения внутри сложной дорогостоящей системы применяются автоматические защитные устройства.

Они имеют чувствительные датчики, которые воспринимают начало возникновения аварийных процессов и, обрабатывая полученную информацию, передают ее на защиты.

Такими датчиками могут работать механические приборы, реагирующие на:

возникновение вспышки света;

резкое возрастание давления внутри закрытой ячейки;

начало газообразования внутри жидкостей или другие признаки.

Однако, основная нагрузка по определению начала аварийных режимов возложена на электрические устройства — измерительные трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.

Они с высокой точностью моделируют электрические процессы, происходящие в первичной схеме силового оборудования и передают их в органы сравнения, которые определяют момент возникновения неисправностей.

Полученный сигнал от них воспринимают логические блоки, обрабатывающие поступившую информацию для передачи исполнительной команды на отключающие устройства конкретных автоматических выключателей.

У малогабаритных трансформаторных подстанций, размещенных внутри крытых сооружениях, защиты могут располагаться в отдельной ячейке или шкафу.

На подстанциях, преобразующих напряжение 110 кВ и выше, для размещения релейных вторичных цепей требуется отдельное здание с большим количеством панелей. На них монтируют системы управления, автоматики и защиты:

К этим устройствам подключаются системы сигнализации, работающие в местном и дистанционном режиме для передачи оперативному персоналу достоверных сведений о происходящих коммутациях в электрической сети. Наиболее важная информация о положении ответственных элементов оборудования передаются по каналам телесигнализации.

Используемые многие десятилетия релейные защиты постепенно вытесняются микропроцессорными малогабаритными модулями, облегчающими эксплуатацию.

Однако, их массовое использование сдерживается высокой стоимостью и отсутствием точных международных стандартов для всех производителей. Ведь при поломке отдельного специфичного блока пользователю приходится обращаться к конкретному заводу для замены возникшей неисправности.

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Подписывайтесь на наш канал в Telegram!

Просто пройдите по ссылке и подключитесь к каналу.

Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:

Замена автоматических выключателей «Электрон-916Б» на РУСН 0,4 кВ

Игналинская атомная электростанция

Для обеспечения электроснабжения потребителей собственных нужд ИАЭС на напряжении 0,4 кВ используются комплектные трансформаторные подстанции типа КТП СН 0,5 производства Минского электротехнического завода им. Козлова. В качестве вводных выключателей используются автоматические выключатели типа «Электрон-Э16В» производства Димитровградского завода «Контактор» (Россия). На вводных автоматах демонтированы токовые расцепители, т.е. они работают в режиме дистанционно управляемых контакторов. Но для защиты сборных шин и обеспечения пожарной безопасности кабелей отходящих фидеров имеется вынесенная за пределы секции чувствительная защита Зильбермана, использующая фазовый угол тока нагрузки и реагирующая только на активную составляющую тока короткого замыкания (КЗ). Управление выключателями рабочих и резервных вводов секций 0,4 кВ осуществляется дистанционно ключом управления с блочного щита управления. Сюда же выведена сигнализация положения выключателей и вызывная сигнализация в случае неисправности. Основная защита силовых трансформаторов и сборных шин секций 0,4 кВ выполнена на стороне высшего напряжения на дискретных реле типа РТ-40, РП-23 и воздействует на отключение выключателей LF2 «Schneider Electric» со стороны 6 кВ и Электрон Э16В со стороны 0,4 кВ.

Игналинской АЭС необходимо провести замену автоматических выключателей «Электрон-Э16В» рабочих и резервных вводов на распределительных устройствах собственных нужд 0,4 кВ на энергоблоке №2 и в здании 119 вместе с комплектом релейной защиты на стороне высшего напряжения силовых трансформаторов собственных нужд.

Главными целями проекта являются: замена морально и физически устаревшего оборудования, повышение надежности электроснабжения потребителей собственных нужд Игналинской АЭС.

В ходе реализации проекта были выполнены ниже следующие работы.

  • Разработка, изготовление, испытания и поставка нового сертифицированного оборудования фирмы “Siemens” для поэтапной замены 66-ти автоматических выключателей типа «Электрон-Э16В» рабочих и резервных вводов на секциях распределительных устройствах собственных нужд 0,4 кВ (РУСН-0,4 кВ) энергоблока №2 и в здании 119 Игналинской АЭС вместе с комплектом релейной защиты на стороне высшего напряжения силовых трансформаторов собственных нужд.
  • Изготовление и поставка технического проекта на замену выключателей, включая чертежи, заказные спецификации и соответствующую документацию.
  • Организация, подготовка и проведение приемо-сдаточных испытаний оборудования на заводе-изготовителе, включая разработку программ и процедур заводских приемочных испытаний.
  • Обучение оперативного и ремонтного персонала ИАЭС.

Отличительными особенностями выполнения проекта явились:

  • анализ возможных событий в системе собственных нужд 0,4 кВ для выбора оптимального варианта автоматического выключателя и чувствительных защит;
  • разработка опытных образцов выкатных тележек в сборке с различными выключателями для их испытания на соответствие проектным требованиям Технического задания ИАЭС;
  • изготовление и испытания опытных образцов в независимой лаборатории на динамическую и термическую устойчивость, а также на работу в условиях, которые в результате проектных аварий могут значительно измениться по сравнению с условиями нормальной эксплуатации.

Изготовление технического проекта на замену оборудования производилось субподрядной организацией — ООО СПКБ «ПРОЭЛЕКТРО» (Украина, г.Киев).

Предусмотренные выполнением темы испытания оборудования проводились на базе Instytut Elektrotechniki (Варшава, Польша).

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector