ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИЙ 6–330 кВ Учебное пособие Учебное электронное издание Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова» ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИЙ 6–330 кВ Учебное пособие Архангельск САФУ 2019 м1 УДК 621.311 ББК 31.277 Э45 Рекомендовано к изданию методической комиссией высшей школы энергетики, нефти и газа Северного (Арктического) федерального университета имени М.В. Ломоносова Составитель: И.И. Соловьев, канд. техн. наук Рецензенты: М.В. Захаров, канд. техн. наук, доцент; С.В. Петухов, канд. техн. наук, доцент Э45 Электротехническое оборудование и схемы соединений подстанций 6–330 кВ [Электронный ресурс]: учебное пособие / сост.: И.И. Соловьев; Сев. (Арктич.) федер. ун-т им. М.В. Ломоносова. – Электронные текстовые данные. – Архангельск: САФУ, 2019. – 99 с. ISBN 978-5-261-01367-9 Представлены основные сведения об электротехническом оборудовании и схемах электрических соединений электростанций и подстанций. Пособие предназначено для студентов, обучающихся в рамках направления подготовки бакалавров и магистров «Электроэнергетика и электротехника» дневной и заочной форм обучения. УДК 621.311 ББК 31.277 Издательский дом им. В.Н. Булатова САФУ 163060, г. Архангельск, ул. Урицкого, д. 56 © Северный (Арктический) федеральный университет им. М.В. Ломоносова, 2019 ISBN 978-5-261-01367-9 2 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................................ 5 1. КОНТАКТЫ. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ДУГА. СПОСОБЫ ГАШЕНИЯ ДУГИ .... 1.1. Контактные соединения ............................................................................ 1.2. Электрическая дуга .................................................................................... Контрольные вопросы ...................................................................................... 5 5 8 11 2. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ ............................................ 2.1. Масляные баковые выключатели ............................................................. 2.2 Масляные малообъѐмные выключатели ................................................... 2.3 Воздушные выключатели ........................................................................... 2.4. Вакуумные выключатели .......................................................................... 2.5. Элегазовые выключатели .......................................................................... 2.6. Основные параметры выключателей ....................................................... 2.7. Уровень изоляции и категория еѐ исполнения ....................................... 2.8. Воздействие окружающей среды ............................................................. 2.9. Рекомендации по выбору типа выключателя .......................................... 2.10. Выбор выключателей по номинальным параметрам ........................... Контрольные вопросы ...................................................................................... 11 11 13 15 17 19 20 23 24 25 29 31 3. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ И ОТДЕЛИТЕЛИ ............................................................... 3.1. Разъединители ............................................................................................ 3.2. Отделители ................................................................................................. 3.3. Короткозамыкатели ................................................................................... Контрольные вопросы ...................................................................................... 31 31 37 37 38 4. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА ........................................... 4.1. Общие сведения ......................................................................................... 4.2. Классификация трансформаторов тока ................................................... Контрольные вопросы ...................................................................................... 39 39 42 49 5. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ ......................... 5.1. Общие сведения ......................................................................................... 5.2. Напряжения, подлежащие измерению и схемы включения ТН............ 5.3. Классификация трансформаторов напряжения ...................................... 5.4. Выбор ТН .................................................................................................... Контрольные вопросы ...................................................................................... 49 49 51 52 58 59 6. СПОСОБЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ. РЕАКТОРЫ ............................................................................................................ Контрольные вопросы ...................................................................................... 59 65 3 7. ОШИНОВКА. ИЗОЛЯТОРЫ ............................................................................... 7.1. Ошиновка .................................................................................................... 7.2. Изоляторы ................................................................................................... 7.3. Выбор жѐстких шин ................................................................................... 7.4. Механический расчѐт шинных конструкций при КЗ ............................. 7.5. Выбор кабелей ............................................................................................ 7.6. Выбор гибкой ошновки ............................................................................. Контрольные вопросы ...................................................................................... 66 66 66 67 70 74 75 75 8. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ ...................... 8.1. Виды схем, назначение, основные требования к ним ............................ 8.2. Требования, предъявляемые к схемам подстанций ................................ Контрольные вопросы ...................................................................................... 75 75 77 82 9. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ НА 6…10 кВ ........................... Контрольные вопросы ...................................................................................... 83 86 10. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ НА СРЕДНИХ НАПРЯЖЕНИЯХ ................................................................................................ Контрольные вопросы ...................................................................................... 87 93 11. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ЯЧЕЕК КРУЭ ............................ 93 ЗАКЛЮЧЕНИЕ .......................................................................................................... 98 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ...................................................................... 99 4 ВВЕДЕНИЕ Совершенствование функционирования электроэнергетики, повышение качества и надежности электроснабжения потребителей в современных условиях возможно лишь при условии инновационного развития отрасли на основе достижений фундаментальной науки, создания и внедрения новых эффективных технологий, оборудования и систем управления, интеллектуализации технологического оборудования, объектов, систем электроэнергетики и управления ими. К силовому электрооборудованию подстанций относятся силовые трансформаторы, оборудование электрических сетей и распределительных устройств (высоковольтные выключатели, измерительные трансформаторы тока и напряжения и др.) и специальное системное оборудование, снабженное системами управления, защиты, мониторинга и учѐта электроэнергии. Специфика предлагаемого учебного пособия определяется тем, что при рассмотрении технических вопросов уделялось внимание как электрооборудованию, находящемуся в эксплуатации, так и новейшим разработкам с учѐтом требований «интеллектуальных» электроэнергетических систем. 1. КОНТАКТЫ. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ДУГА. СПОСОБЫ ГАШЕНИЯ ДУГИ 1.1. Контактные соединения Контактное соединение – это конструктивное устройство, в котором осуществляется электрическое и механическое соединение двух или нескольких отдельных проводников, входящих в электрическую цепь. Соприкосновение проводников образует электрический контакт – токопроводящее соединение, через которое ток протекает из одной части в другую. а б Контактные соединения в больших количествах входят во все электрические Рис. 1.1. Контактное соединение: цепи и аппараты и являются их наибо- а – размеры контактного соединения; б – действительная площадь лее ответственными элементами. Про- контактной поверхности стое наложение контактных поверхно5 стей не обеспечивает достаточного контакта, т.к. действительное соприкосновение происходит не по всей поверхности l h контакта (рис. 1.1). На рис. 1.1, б показано прохождение тока через контактное соединение. Ток проходит через пирамидки и сужается. Вследствие малых сечений этих пирамидок сопротивление их для прохождения электрического тока значительно. Если два проводника соприкасаются в контакте, то число элементарных сплющенных площадок и суммарная площадь переходного сопротивления контакта зависит от величины силы нажатия и прочности материала контакта. Сопротивление контактов не зависит от размеров контактных поверхностей и для данного контакта определяется силой давления. Поэтому при изготовлении контактных соединений применяют различные способы нажатия и скрепления проводников: – механическое соединение с помощью болтов, зажимов; – соприкосновение с помощью упругого нажатия пружин; – сварку, спайку, прессовку. Изменение переходного сопротивления контактов в процессе эксплуатации. Свойства контактного соединения с течением времени меняются. В процессе эксплуатации под воздействием различных факторов внешнего и внутреннего характера переходное сопротивление контактов увеличивается, что становится источником аварий. При протекании тока контакт нагревается, и повышение температуры влечѐт увеличение сопротивления контакта Rк . В пределах температур нагрева до 200 °С переходное сопротивление контакта определяется по уравнению Rк t Rк0 1 2 jT , 3 где Rк0 – переходное сопротивление контакта при температуре 0 °С; j – температурный коэффициент материала контакта; T – температура нагрева контакта. Нагрев контакта также приобретает особенно большое значение в связи с его влиянием на процесс окисления контактной поверхности. Окислы большинства проводниковых металлов либо являются непроводниками, либо обладают большим сопротивлением даже в тонком слое. Исключение – серебро. Поэтому периодически должна проводится ревизия контактов (зачистка, прижатие и т.д.). Показателями хорошего качества контакта служат его переходное сопротивление и температура нагрева. Сопротивление контакта при температуре шины 70 °С не должно превышать более чем на 20 % сопротивление целого участка шины, равного длине контактного соединения. Контактные соединения разнородных материалов подвержены коррозии в 6 большей степени. Это объясняется тем, что разнородные материалы в контактных соединениях образуют гальваническую пару с некоторой разностью потенциалов. Допускаемые условия работы контактов. По условиям длительной устойчивости и надѐжности работы контакта температура его не должна быть выше определѐнных допустимых значений. Согласно ГОСТ максимально допускаемая температура контактных соединений высоковольтных аппаратов при длительном протекании номинального тока не должна превышать: – для контактных соединений аппаратов с неподвижными контактными поверхностями – 80 °С; – для контактных соединений с взаимно перемещающимися контактами – 75 °С; – для токоведущих частей в масле – 90 °С. Для контактных соединений шин допустимая температура принимается 70 °С при температуре окружающей среды 25 °С. В случае короткого замыкания в контактах возникают значительные электродинамические силы отталкивания, стремящиеся удалить одну часть контакта от другой. Сила отталкивания определяется по уравнению Fдин 1,02kI у ln D 10 8 , d где I у – ударный ток короткого замыкания, А; D и d – диаметры поверхностей прохождения тока. Электродинамические силы отталкивания, возникающие в контактах высоковольтных аппаратов, в значительной степени способствуют обгоранию или свариванию контактных поверхностей. Если в контакте не обеспечено необходимое давление, то при протекании сквозного тока КЗ отталкивающее действие сил принимает характер вибрации. Возникающая при этом дуга может вызвать сваривание контактов выключателя, и выключающий механизм будет не в состоянии провести отключение выключателя. Приваривание может произойти и во включенном положении, если давление на контактной поверхности недостаточно. На основании проведѐнных опытов установлено, что при надлежащем выборе соотношения между силой нажатия в контакте и величиной протекающего тока можно избежать сваривания контактов. Предельное значение тока (амплитуда), который может быть пропущен через размыкающиеся контактные соединения, не вызывая их сваривания, определяется по выражению 7 k F, I св где I св – максимальное значение тока короткого замыкании; k – опытный коэффициент, зависящий от материала контактов и числа точек соприкосновения; F – сила нажатия в контакте. Значения k розеточного контакта: – медь–медь – 6000; – медь–латунь – 5000; – алюминий–латунь – 5050. Классификация контактных соединений. Различают неподвижные и размыкающиеся контакты. Неподвижные контакты подразделяются: – разъѐмные (болтовые, зажимные); – неразъѐмные (глухие) – сварные. Размыкающиеся контакты подразделяются: – рубящие или пружинящие; – пальцевые; – торцовые; – розеточные; – щѐточные; – скользящие. 1.2. Электрическая дуга При размыкании и замыкании контактов электрической цепи между контактами загорается электрическая дуга. Условия возникновения и горения дуги. Подробно явление разряда в газах, в том числе и дуговой разряд, изучается в курсе «Перенапряжения и изоляция». Переход дугового промежутка из состояния диэлектрика в состояние проводника происходит вследствие ионизации газов в межконтактном промежутке. Главными ионизирующими факторами в выключателях являются: – автоэлектронная эмиссия; – ударная ионизация; – термическая или тепловая ионизация; – термоэлектронная ионизация. Автоэлектронная эмиссия возникает и существует в начальный момент размыкания контактов выключателя, в момент отрыва контактов. В этот момент напряжѐнность электрического поля у катода достигает очень большой величины (107...3 107 В/см), достаточной для вызова свободных электронов 8 с поверхности катода. Свободные электроны, находящиеся между контактами, под действием электрического поля, начинают перемещаться с большой скоростью от катода к аноду. При столкновении с нейтральными атомами или молекулами они могут выбить из них один или несколько электронов, в результате чего появляются новые свободные электроны, которые, в свою очередь, включаются в упорядоченное движение и будут производить дальнейшую ионизацию ударом. Термическая, или тепловая, ионизация возникает под действием высоких температур в стволе дуги. В газе, нагретом до достаточно высокой температуры, создаются условия для интенсивной ионизации. Сущность термической ионизации заключается в распаде атомов и молекул на заряженные частицы в результате столкновения вследствие теплового движения. Термоэлектронная эмиссия – выброс потока электронов с поверхности раскалѐнного катода. При возникновении и горении дуги идѐт не только процесс ионизации газа и образование потока заряженных частиц в дуговом промежутке, но и обратный процесс – деионизация. При зажигании дуги преобладает ионизация, в устойчивой дуге оба процесса уравновешивают друг друга, при гашении преобладает процесс деионизации путѐм рекомбинации (т.е. восстановления) заряженных частиц и диффузии, т.е. выхода заряженных частиц из области горения дуги в окружающее пространство. Гашение дуги. В отключающих аппаратах необходимо не только разомкнуть контакты, но и погасить возникшую между ними дугу. Функция выключателя заключается не только в том, чтобы погасить дугу, а скорее в том, чтобы исключить возможность еѐ нового зажигания путѐм эффективной деионизации промежутка различными искусственными средствами. При этом используется свойство газа – быстро, в течение нескольких микросекунд, превращаться из проводника в диэлектрик, способный противостоять восстанавливающемуся напряжению сети. В отключающих аппаратах напряжением до 1 кВ широко используются следующие способы гашения дуги: – удлинение дуги при быстром расхождении контактов; – деление длинной дуги на ряд коротких дуг. В электрических аппаратах напряжением свыше 1 кВ применяются следующие способы гашения электрической дуги. 1. Гашение дуги с помощью электромагнитного дутья (удлинение дуги при быстром расхождении контактов, деление длинной дуги на ряд коротких дуг). 2. Гашение дуги в масле. Если контакты отключающего аппарата поместить в масло, то возникающая при размыкании контактов дуга приводит к интенсивному газообразованию и испарению масла. Вокруг дуги образуется 9 газовый пузырь, состоящий в основном из водорода (70…80 %). Быстрое разложение масла приводит к повышению давления в пузыре, что способствует еѐ лучшему охлаждению и деионизации. Водород обладает высокими дугогасящими свойствами, соприкасаясь непосредственно со стволом дуги, он способствует еѐ деионизации. 3. Газовоздушное дутьѐ. Охлаждение дуги улучшается, если создать направленное движение газов дутьѐм. Дутьѐ вдоль или поперѐк способствует проникновению газовых частиц в еѐ ствол, интенсивной диффузии и охлаждению дуги. В выключателях высокого напряжения применяют многократный разрыв дуги в каждой фазе. В выключателях 500…700 кВ может быть до 12 разрывов и более. На рис. 1.2 представлено распределение напряжения по разрывам выключателя и способы выравнивания напряжения по разрывам. Чтобы облегчить гашение дуги, восстанавливающееся напряжение должно равномерно распределяться между разрывами. При отключении однофазного коа б в Рис. 1.2. Дугогасительные разры- роткого замыкания восстанавливающееся вы: а – распределение напряжения напряжение распределяется между фазапо разрывам; б – выравнивание ми следующим образом: напряжения с помощью конденсаторов; в – выравнивание напряжения с помощью резисторов U1 U2 c1 c2 , c1 где U1 , U 2 – напряжения, приложенные к разрывам; c1 – ѐмкость между контактами этих разрывов; c2 – ѐмкость контактной системы относительно земли. Так как c2 много больше c1 , то U1 U 2 , и, следовательно, гасительные устройства будут работать в неодинаковых условиях. Для выравнивания напряжения параллельно главным контактам выключателя (ГК) включают ѐмкости или активные сопротивления. 4. Гашение дуги в вакууме. Высокоразреженный газ обладает электрической плотностью в десятки раз большей, чем газ при атмосферном давлении. Если контакты размыкаются в вакууме, то сразу же после прохождения тока через нуль прочность промежутка восстанавливается, и дуга не загорается вновь. 5. Гашение дуги в газах высокого давления. Воздух при давлении 20 атм (2 МПа) и более обладает высокой электрической прочностью. Это позволяет создать компактные устройства для гашения дуги в атмосфере сжатого воздуха. Ещѐ более эффектно применение высокопрочных газов, например 10 шестифтористой серы SF6 (элегаза). Элегаз обладает не только большей электрической прочностью, но и лучшими дугогасящими свойствами даже при атмосферном давлении. Элегаз применяется в выключателях, отделителях, короткозамыкателях. Контрольные вопросы 1. Что такое контактное соединение? 2. Что такое контакт? 3. Как сопротивление контакта зависит от температуры нагрева? 4. Как классифицируются контактные соединения? 5. Перечислите основные способы гашения дуги. 6. Как возникает процесс автоэлектронной эмиссии? 7. В каких средах происходит гашение дуги? 2. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ Высоковольтный выключатель – это коммутационный электрический аппарат, предназначенный для включения и отключения тока в любых режимах работы электрической сети: в режиме длительной нагрузки, перегрузки, короткого замыкания, холостого хода, несинхронной работы. Наиболее тяжѐлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на токи короткого замыкания. Основными конструктивными частями выключателя являются: – контактная система с дугогасительным устройством; – токоведущие части; – корпус; – изоляционная конструкция и приводной механизм. По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей: масляный баковый, маломасляный, воздушный, элегазовый, электромагнитный, автогазовый, вакуумный. 2.1. Масляные баковые выключатели В масляных баковых выключателях масло служит для гашения дуги и изоляции токоведущих частей. Устройство выключателя на 35 кВ (С-35-3200/2000-50В У1). Масляный выключатель (рис. 2.1) представляет собой трехполюсный аппарат, каждый полюс которого собран на отдельной крышке и помещен в отдельный бак. 11 В каждом полюсе выключателя установлены два дугогасительных устройства, прикрепленные к нижним наконечникам вводов. Дугогасительные устройства выключателя представляют собой поперечно-щелевые камеры масляного дутья. Корпус камеры изготовлен из стеклоэпоксидного цилиндра. Рис. 2.1. Разрез полюса выключателя: 1 – ввод; 2 – механизм; 3 – трансформатор тока; 4 – направляющее устройство; 5 – штанга; 6 – камера дугогасительная; 7 – бак; 8 – изоляция внутрибаковая; 9 – подвижные контакты; 10 – устройство для подогрева В верхней части корпуса на резьбе установлен латунный держатель с торцевым контактом, содержащим поворотные контакты, попарно насаженные на отдельные оси. Для обеспечения требуемого контактного нажатия применены четыре пружины, действующие через шаровую пяту на каждый из поворотных контактов, и общая для всех контактов центральная упорная пружина, действующая при перелете контактов при включении выключателя. Выключатель и привод смонтированы на общей опорной конструкции. На металлическом каркасе установлены бачки из листовой стали. Бачки закрываются массивной крышкой, на которой закреплены основные элементы выключателя: проходные изоляторы или вводы, приводной механизм для перемещения контактов выключателя. К каркасу крепится шкаф с приводом и лебѐдка для осмотра и ремонта. На крышке бака вмонтированы два ввода и приводной механизм. На нижней части ввода установлены трансформаторы тока. Внутри ввода проходят медные стержни, заканчивающиеся неподвижными и подвижными контактами. При повороте вала привода через кривошипно-шатунную передачу подвижные контакты вместе с траверсой поднимаются вверх и замыкаются с подвижными контактами. Дугогасительную камеру собирают из ряда изоляционных пластин, имеющих профильные вырезы. При размыкании контактов подвижный контакт по мере движения вниз поочерѐдно открывает поперечные каналы, и в них под большим давлением устремляются масло и газы из верхней части камеры, поперѐк ствола. При этом дуга зигзагообразно растягивается в поперечных каналах и интенсивно деионизируется и гаснет. Устройство масляного выключателя на 110 кВ (У-110-2000-50 У1). Кроме гасительной системы, данный тип выключателя (рис. 2.2) аналогичен выключателям на 35 кВ. 12 В выключателях У-110 установлены дугогасительные камеры с четырьмя последовательными разрывами на фазу и с шунтирующим активным сопротивлением 750 Ом. Камера представляет собой гетинаксовый цилиндр, внутри которого располагаются подвижные и неподвижные дугогасительные контакты. При отключеРис. 2.2. Внешний вид выключателя нии контакты размыкаются под дейУ-110 ствием спиральной пружины, отжимают штангу к низу камеры. При отключении выключателя на каждом шунтирующем мостике образуется две дуги, одна из которых будет генерирующей, а вторая – гасимой. Сначала размыкаются контакты в гасимой камере, и отключаемый ток обрывается внутри камеры. После того, как дуга в камере погасла, выключатель размыкает сопровождающий ток, протекающий через шунтирующее сопротивление. Сопровождающий ток отключается внешними контактами траверсы непосредственно в баке. Основные преимущества баковых масляных выключателей: простота конструкции, высокая отключающая способность, пригодность для наружной установки, возможность установки ТТ. Недостатки: взрыво- и пожароопасность, необходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в баке и вводах, большой объѐм масла, непригодность установки в помещениях, непригодность для выполнения быстрого АПВ, большие затраты металла и большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки. 2.2. Масляные малообъѐмные выключатели В масляных малообъѐмных выключателях масло служит только для гашения дуги. В качестве изоляции токоведущих частей используются твердые диэлектрики. Общий вид маломасляного выключателя ВМГ10 показан на рис. 2.3. Выключатель имеет одну бочку на фазу. Все три бочки с помощью фарфоровых изоляторов смонтированы на стальной сварной раме. Внутри рамы расположен приводной рычажный механизм, который служит для передачи движения от привода к подвижным контактам выключателя, отключающие пружины, а также пружинный и масляный демпферы. 13 Рис. 2.3. Выключатель ВМГ-10 Каждый полюс выключателя состоит из прочного изоляционного цилиндра, на концах которого армируют металлические фланцы, образующие днище и крышку цилиндра. Внутри цилиндра в днище вмонтирован неподвижный розеточный контакт, над которым расположена дугогасительная камера масляного дутья. На верхнем фланце укреплѐн корпус из алюминиевого сплава, в котором расположен подвижный контактный стержень, направляющие стержни с токосъемником и выпрямляющий механизм привода. Гасительные камера собрана из изоляционных пластин с фигурными отверстиями. Во включенном состоянии контактный стержень находится в розеточном контакте. При отключении привод освобождает отключающую пружину, находящуюся в раме выключателя, и под действием еѐ силы вал выключателя повѐртывается, движение передаѐтся изоляционной штанге, а от неѐ приводному механизму и контактному стержню, который движется вверх. При размыкании контактов возникает дуга, испаряющая и разлагающая масло. В первый момент контактный стержень закрывает поперечные каналы дугогасительной камеры, поэтому давление резко возрастает, часть масла заполняет буферный объѐм, сжимая в нѐм воздух. Как только стержень открывает первый поперечный канал, создаѐтся поперечное дутьѐ газами и парами масла. Время гашения дуги при отключении больших и малых токов не превосходит 0,015…0,025 с. После гашения дуги пары и газы попадают в верхнюю часть корпуса, где пары масла конденсируются, а газы выходят наружу через отверстие в крышке. Каждая камера заполняется маслом, выключатель готов к выполнению следующей операции цикла. Бестоковая пауза при АПВ для этих выключателей довольно большая – 0,5 с. В установках напряжением 110…220 кВ применяются выключатели серии ВМТ (трѐхполюсный). Три полюса ВМТ-110 установлены на общем сварном основании и управляются пружинным приводом. Полюс выключателя представляет собой маслонаполненную колонну, состоящую из опорного изолятора, дугогасительного устройства, механизма управления и электронагревательного устройства. Достоинства маломасляных выключателей: небольшое количество масла, малая масса, более удобный доступ к дугогасительным контактам. Недостатки: взрыво- и пожароопасность, невозможность выполнения быстрого АПВ, необходимость периодического контроля за уровнем масла и частой смены масла в баках, трудность установки трансформаторов тока, малая отключающая способность. 14 2.3. Воздушные выключатели В воздушных выключателях для гашения дуги в дугогасительных камерах используется сжатый воздух, который создает поперечное (в выключателях до 20 кВ) или продольное дутье и обеспечивает ее быстрое гашение (0,04…0,06 с). Для получения чистого и сухого сжатого воздуха используют компрессорные установки с устройствами его очистки и сушки. После гашения дуги электрическая прочность между контактами выключателя обеспечивается разведением дугогасительных контактов на необходимое расстояние или применением внешних, или внутренних отделителей. В ОРУ 110…750 кВ находят широкое применение воздушные выключатели, у которых гасительное устройство с контактной системой помещают внутри металлического бака со сжатым воздухом (2…4 МПа), называемого дугогасительным модулем. Выключатель ВВБ (воздушный баковый) на 110 кВ имеет один модуль (рис. 2.4), установленный на полом опорном фарфоровом изоляторе. Внутри бака размещают два основных и два вспомогательных контакта. Главные контакты зашунтированы резисторами с вспомогательными контактами для отключения, сопровождающего тока. Внутри опорного изолятора проходят два изоляционных воздухопровода из стеклопластика для подачи сжатого воздуха для гашения дуги и управления дутьевыми клапанами. Рис. 2.4. Воздушный баковый выключатель типа ВВБ-110: 1 – ресивер; 2 – шкаф управления; 3 – опорный изолятор; 4 – бак; 5 – токоведущие шины; 6 – ввод; 7 – конденсаторы В цоколе опорного изолятора размещают шкаф управления и ресивер сжатого воздуха, поступающего в него из общестанционной магистрали. Токоведущие шины проходят через два горизонтальных ввода, выполненных из любого эпоксидного компаунда с фарфоровым покрытием для защиты от атмосферных воздействий. Конденсаторы служат для выравнивания распре15 деления напряжения по разрывам дугогасительной камеры при отключенном положении выключателя. При отключении выключателя сначала размыкаются главные контакты, затем, после гашения дуг в потоке воздушного дутья, вспомогательные контакты, которые разрывают сопровождающий ток, ограниченный резисторами. Модульный принцип изготовления выключателей позволяет применять их на разные уровни напряжения. Так, в ВВБ на 220…750 кВ на каждом опорном изоляторе устанавливают по два модуля, расположенные один над другим, и соединяют последовательно перемычкой. Сами модули разделяют фарфоровым изолятором. Выключатели серии ВНВ имеют также двухразрывный дугогасительный модуль на напряжение 250 кВ. Давление воздуха в баке модуля составляет 4 МПа. Полюс выключателя на 500 кВ имеет два модуля на двух колонках; на 750 кВ – три модуля на трех колонках. Поток сжатого воздуха выносит продукты горения из дугового промежутка и создаѐт в нѐм высокую электрическую прочность. Сжатый воздух, как дугогасящая среда, обладает высокими качествами. Его электрическая прочность сильно возрастает с увеличением давления. Каждый выключатель состоит из трѐх полюсов и распределительного шкафа, связанных между собой воздухопроводами. Основанием полюса служит резервуар со сжатым воздухом, на котором смонтированы дутьевые клапаны, шкаф управления, опорная изоляция, гасительная камера и отделитель. Камера и отделитель связаны между собой токоведущими трубчатыми шинами. На шинах полюса устанавливают шунтирующее сопротивление, каждый элемент которого соединѐн с элементами гасительной камеры шинами. Гасительная камера состоит из двух одинаковых вертикально установленных элементов. Каждый элемент содержит два полых торцовых контакта, из которых один приводится в движение поршневым механизмом. Каждый элемент гасительной камеры зашунтирован низкоомным сопротивлением. Отделитель предназначен для включения выключателя, создания постоянного изоляционного промежутка при отключении тока, протекающего через шунтирующее сопротивление. Достоинства воздушных выключателей: взрыво- и пожаробезопасность, быстродействие и возможность осуществления БАПВ, высокая отключающая способность, надѐжное отключение емкостных токов линий, малый износ дугогасительных контактов, лѐгкий доступ к дугогасительным камерам, пригодность для наружной и внутренней установки. Недостатки: необходимость в компрессорной установке, сложная конструкция ряда деталей и узлов, высокая стоимость. 16 2.4. Вакуумные выключатели Электрическая прочность вакуумного промежутка во много раз больше, чем воздушного при атмосферном давлении. Вследствие высокого вакуума происходит быстрая диффузия заряженных частиц в окружающее пространство и при первом переходе тока через нуль дуга гаснет. В настоящее время отечественными заводами освоен выпуск вакуумных выключателей 10…110 кВ с номинальным током до 3200 А и током отключения до 31,5 кА. Общий вид BB\TEL-10 показан на рис. 2.5. Рис. 2.5. Вакуумный выключатель: 1 – заземление выключателя; 2 – крепление выключателя; 3 – крепление кнопки ручного отключения и указателя «ВКЛ–ОТКЛ»; 4 – подключение к вторичным цепям; 5 – подключение № 1 к главным цепям; 6 – подключение № 2 к главным цепям На рис. 2.6 показано устройство контактной системы вакуумного выключателя. Рис. 2.6. Устройство контактной системы: 1 – неподвижный контакт ВДК; 2 – вакуумная дугогасительная камера (ВДК); 3 – подвижный контакт ВДК; 4 – гибкий токосъем; 5 – тяговый изолятор; 6 – пружина поджатия; 7 – отключающая пружина; 8 – верхняя крышка; 9 – катушка; 10 – кольцевой магнит; 11 – якорь; 12 – нижняя крышка; 13 – пластина; 14 – вал; 15 – постоянный магнит; 16 – герконы (контакты для внешних вспомогательных цепей) 17 Достоинства вакуумных выключателей, обеспечивающие им преимущества перед другими типами выключателей на средние напряжения: – автономность работы. Автономность работы определяется отсутствием масляного и компрессорного хозяйств. Вакуумная дугогасительная камера (ВДК) не требует пополнения дугогасящей среды. Приводные устройства вакуумных выключателей (ВВ) могут работать от сети как постоянного, так и переменного тока. Это позволяет в значительной мере снизить расходы на содержание парка ВВ по сравнению с масляными или воздушными выключателями; – высокая эксплуатационная надежность. Интенсивность отказов ВВ на порядок ниже по сравнению с масляными или электромагнитными выключателями; – механический ресурс и быстродействие. Высокий механический ресурс ВВ обусловлен в первую очередь тем, что ход контактов ВДК составляет от 6 до 10 мм при напряжении 10 кВ. Для масляных и электромагнитных выключателей на это же напряжение ход контактов достигает 100…200 мм. Эта особенность наряду с малой массой подвижных контактов ВВ обеспечивает высокое быстродействие, что позволяет применять ВВ в схемах быстродействующих устройств; – высокая коммутационная износостойкость. Число отключений номинальных токов, допускаемое без ревизий и ремонта ВДК, достигает 10…20 тысяч, а номинальных токов отключения (токов короткого замыкания) – от 20 до 200 в зависимости от типа ВКД и значения тока. При эксплуатации маломасляных выключателей необходимо производить ревизию после 500…1000 отключений номинального тока или 3…10 отключений номинального тока отключения. Для воздушных выключателей эти цифры составляют 1000…2500 и 6…15 отключений соответственно. Высокая коммутационная износостойкость позволяет значительно сократить расходы по обслуживанию ВВ, а также перерывы в электроснабжении, связанные с выполнением регламентных работ. Обслуживание ВВ сводится к периодической смазке механизма привода и проверке износа контактов один раз в 5–10 лет или через 5…10 тысяч отключений. Замена ВДК производится через 20–25 лет или после 20…30 тысяч операций; – безопасность эксплуатации и культура обслуживания. Для вакуумных выключателей характерны малая энергия привода, малые динамические нагрузки и отсутствие выброса газов, масла. Масса вакуумных выключателей значительно ниже массы выключателей других типов при одинаковых номинальных параметрах тока и напряжения. Все это обеспечивает бесшумность работы, повышает культуру обслуживания и предотвращает загрязнение окружающей среды. 18 Герметичное исполнение ВКД и отсутствие среды, поддерживающей горение, обеспечивает высокую пожаро- и взрывобезопасность и возможность работы в агрессивных средах. К недостаткам можно отнести: – более высокая стоимость по сравнению с маломасляными выключателями; – генерация перенапряжений. Проблема коммутационных перенапряжений сформировалась на основе раннего опыта эксплуатации первых вакуумных камер в ряде стран. С тех пор имеются большие достижения в разработке контактных материалов, дающих малый ток среза и, следовательно, обеспечивающих низкий уровень перенапряжений при отключении нагрузки. Кроме того, проблема коммутационных перенапряжений при необходимости может быть эффективно решена путем применения достаточно простых защитных устройств. Следует учитывать также, что коммутационные перенапряжения не являются специфической особенностью вакуумных коммутационных аппаратов, а присущи и другим типам выключателей; – возможность потери вакуума и вызываемые этим последствия. Имевшие место на начальном этапе освоения вакуумных выключателей опасения из-за возможной потери вакуума в ВДК оказались несущественными, так как накопленный мировой опыт эксплуатации ВВ в распределительных сетях показал, что потеря вакуума не создает серьезных проблем и не приводит к созданию аварийных ситуаций. 2.5. Элегазовые выключатели Общий вид элегазового выключателя показан на рис. 2.7. Элегаз (SF6 – шестифтористая сера) представляет собой инертный газ, плотность которого превышает плотность воздуха в 5 раз. Электрическая прочность элегаза в 2–3 раза больше прочности воздуха. В элегазе при атмосферном давлении может быть погашена дуга с током, который в 100 раз превышает ток, отключаемый в воздухе при Рис. 2.7. Общий вид выключателя ВГТ-110-40/ тех же условиях. В эле- 2500Уl: 1 – пружинный привод; 2 – полюс (колонна); газовых выключателях 3 – вывод; 4 – отключающее устройство; 5 – трубка; 6 – сигнализатор; 7 – рама; 8 – указатель положения; применяются автопнев- 9 – кабельная муфта матические дугогаси19 тельные устройства (рис. 2.8, а), в которых газ в процессе отключения сжимается поршневым устройством и направляется в зону дуги. Дугогасительное устройство ВЭ состоит из подвижной 1 и неподвижной 2 частей, закреплѐнных на изоляционном цилиндре 3. Подвижная часть состоит из блока направляющих корпусов и главного подвижного контакта 4 и неподвижного цилиндра 5, фторопластового сопла 6 и дугогасительного контакта 7. Все эти детали закреплены на полом штоке 8, который соединен с изоляционной тягой. Неподвижный главный контакт 9 и дугогасительный 10 соприкасаются с контактами 4 и 7. Переход тока с подвижного контакта на цилиндр 5 осуществляется скользящими контактами. Дугогасительное устройство Рис. 2.8. Дугогасительное устройство: представляет собой автокомпреса – общий вид; б – дугогасительное сорную камеру, в которой создаетустройство в начале хода отключения ся необходимое давление элегаза за счет движения контакт-поршня 4 в неподвижном цилиндре 5. При отключении в начале хода прохождение тока осуществляется через контакт-поршень 4 и неподвижный контакт 9, а далее через контакт 7 и дугогасительные 10 и 7. При этом в цилиндре 5 создается автокомпрессионное давление газа (рис. 2.8, б). После размыкания дугогасительных контактов 7 и 10 между ними возникает дуга, которая гасится в нуле тока за счет обдува элегазом под действием автокомпрессионного сжатия и автогенерации за счет дуги. Достоинства элегазовых выключателей: пожаро- и взрывобезопасность, быстрота действия (собственное время отключения 0,06 с), малый износ дугогасительных контактов, возможность создания серий с унифицированными узлами, пригодность для наружной и внутренней установки. 2.6. Основные параметры выключателей Наиболее распространѐнные типы выключателей приведены в табл. 2.1. По роду установки различают выключатели для внутренней, наружной установки и комплексных распределительных устройств. К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования: – надѐжность отключения любых токов; – быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения; 20 – пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения (АПВ), т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения; – возможность пофазного управления для выключателей напряжением 110 кВ и выше; – лѐгкость ревизии и осмотра контактов; – взрыво- и пожаробезопасность; – удобство транспортировки и эксплуатации. Таблица 2.1 Наименование Тип Номинальный ток, А Выключатели 6-20 кВ ВКЭМ 630…1600 Выключатели маломасляные ВМПЭ 630…3150 Выключатели вакуумные Выключатели элегазовые Выключатели вакуумные Выключатели масляные Выключатели элегазовые Выключатели масляные Выключатели элегазовые Выключатели масляные Выключатели воздушные Выключатели элегазовые ВВЭМ ВБЧЭ ВБЭК ВБКЭ ВВ/TEL ВВТЭ-М ВБТЭ-М 630…3150 630…1600 630…1600 630…1600 630…1600 630…1600 630…1600 ВГП-6(10) 630…3150 ВГП-20 10000 LF 1-3, P 630…3150, 5000 Выключатели 35 кВ ВБН 1600 ВБНТ 630 С-35 2000…3200 ВГБЭ 630 Выключатели 110 кВ ВМТ 1000…2000 ВГП 3150 Выключатели 220 кВ ВМТ 1000…2000 ВНВ 3150 ВГП 3150 Номинальный ток отключения, А 20; 31,5 31,5 20; 31,5 20; 31,5 20 20; 31,5 20 20; 31,5 20 31,5; 40 90 31,5; 50 20 20 50 12,5 25; 40 50 25; 40 63 50 В соответствии с ГОСТ выключатели характеризуют следующие параметры. 21 1. Номинальное напряжение U ном , кВ, – линейное напряжение трехфазной системы, в которой аппарат предназначен работать. Если выключатель может использоваться для различных классов напряжения, то за номинальное принимается наивысшее номинальное напряжение. Оно должно выбираться из стандартных значений: 6/7,2; 10/12; 15/17,5; 20/24; 24/26,5; 27/30; 35/45,5; 110/126; 150/172; 220/257; 330/363; 500/525; 750/787 (в знаменателе указано наибольшее рабочее напряжение U н.р ). 2. Номинальный ток выключателя I ном , А, – наибольшее действующее значение тока, который может длительно проходить через выключатель при заданном номинальном напряжении, номинальной частоте тока и допустимой для данного выключателя температуры окружающей среды. Номинальный ток I ном должно выбираться из стандартных значений: 200; 400; 630; 800; 1000; 1250; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000; 5000; 6300; 10000; 12500; 16000; 20000. 3. Номинальная частота fном , Гц, – это частота тока отключаемой цепи. Она определяет потери в токоведущей цепи и условия отключения. Чем выше частота тока, тем больше потери в токоведущей цепи. В связи с этим при увеличении частоты тока его допустимое значение I ном уменьшается. С ростом частоты усложняются условия отключения. Чем больше скорость подхода тока к нулю di dti 0 , тем ниже скорость восстанавливающейся прочности дугового промежутка. Поэтому с ростом частоты тока увеличивается di dti 0 и снижается скорость восстановления прочности. Это вызывает уменьшение номинального тока отключения I отк ном . Изготовитель указывает ток I отк ном , соответствующий повышенной частоте. Если такого указания нет, можно принять, что номинальный ток отключения меняется обратно пропорционально его частоте. Выключатели не имеют перегрузочной способности по току. Поэтому при выборе номинального тока следует учитывать возможное перспективное развитие схемы и связанное с этим увеличение номинального тока выключателя. 4. Номинальный ток отключения I отк ном – наибольший ток короткого замыкания (действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению. 5. Нормированная последовательность коммутационных операций – выполняемая выключателем последовательность коммутационных операций с заданными интервалами времени между ними. Выключатели предназначены для автоматического повторного включения (АПВ) и быстродействующего АПВ и должны выполнять следующие операции: 22 цикл 1: О – ГБТ – ВО – 180 с – ВО; цикл 2: О – 180 с – ВО –180 с – ВО, где О – операция отключения тока короткого замыкания; ВО – операция включения на ток короткого замыкания и немедленного (без преднамеренной выдержки времени), следующая за ней операция отключения; 180 с – промежуток времени в секундах; ГБТ – гарантируемая для выключателей минимальная бестолковая пауза при АПВ (для выключателей с АПВ она должна быть 0,3…1,2 с). 6. Стойкость при сквозных токах – характеризуется токами термической I тер и электродинамической стойкости I дин (действующее значение), iдин – наибольшим пиком (амплитудное значение): эти токи выключатель выдерживает во включенном состоянии без повреждений. Завод-изготовитель должен выдерживать соотношение iдин = 2,55 I отк ном . 7. Номинальный ток включения – ток короткого замыкания, который выключатель с соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов и других повреждений. Выключатель конструируется таким образом, что соблюдаются условия: I вкл ном I отк ном , iвкл ном 1,8 2I отк ном . 8. Собственное время отключения tос – интервал времени от момента подачи команды на отключение до момента прекращения соприкосновения дугогасительных контактов. 9. Полное время отключения tо полн – интервал времени от подачи команды на отключение до момента погасания дуги во всех полюсах. 10. Полное время включения tв полн – интервал времени от момента подачи команды на включение до возникновения тока в цепи. 11. Параметры восстанавливающегося напряжения. 12. Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе включения в процентах, β % . 2.7. Уровень изоляции и категория еѐ исполнения При коммутации электрических цепей возникают перенапряжения, опасные для электрической изоляции выключателя и элементов установки (трансформаторов, реакторов, двигателей и др.). Кроме того, на выключатель действуют атмосферные перенапряжения. Уровень изоляции обеспечивает надежную работу выключателя при всех возможных перенапряжениях. На электрическую изоляцию воздействует окружающая среда, которая подвергает ее воздействию дождя, снега, механических и химических загрязнений (при работе в открытом распределительном устройстве (ОРУ)). При 23 работе в закрытом распределительном устройстве (ЗРУ) на изоляцию воздействуют пыль, грязь, увлажнение. Для обеспечения надежной работы изоляция выключателя выполняется на различные длины путей утечки внешней изоляции (категория изоляции). Категория изоляции выбирается по ГОСТ 9920-89. Согласно этому ГОСТу введены новые категории по длине утечки внешней изоляции ( λ ); категория I – для условий легкого загрязнения ( λ = 1,6 см/кВ), II – для среднего загрязнения ( λ = 2 см/кВ), III – для сильного загрязнения ( λ = 2,5 см/кВ), IV – для очень сильного загрязнения ( λ = 3,1 см/кВ). По ГОСТ 9920-89 категории Б соответствует специальная категория II с λ = 2,25 см/кВ. 2.8. Воздействие окружающей среды По климатическому исполнению АВН разделяются на аппараты, предназначенные для эксплуатации в макроклиматических районах: – на суше, реках и озерах: с умеренным климатом – У; с умеренным и холодным – УХЛ; с влажным тропическим – ТВ; с сухим тропическим – ТС; – сухим и влажным тропическим климатом – Т (общетропическое исполнение); – с любым климатом на суше, кроме очень холодного, – О (общеклиматическое исполнение); – во всех районах на суше и на море, кроме районов с очень холодным климатом, – В (всеклиматическое исполнение). Аппараты в исполнении У и УХЛ по ГОСТ 15150-69 могут эксплуатироваться в теплой и жаркой зонах, в которых температура воздуха (средний из ежегодных температурных максимумов) выше 40 °С или сочетание температуры, равной 20 °С и выше, с относительной влажностью, равной 80 % и выше, наблюдается более 12 часов в сутки непрерывно в течение двух месяцев в году. Если аппарат разработан для эксплуатации в районах с холодным климатом и экономически нецелесообразно использовать его вне пределов этого района, то вместо обозначения УХЛ применяется обозначение ХЛ. По месту установки аппарата в эксплуатации АВН подразделяются на пять укрупненных категорий размещения: категория 1 – на открытом воздухе; категория 2 – под навесом или в помещениях, где колебания температуры и влажности воздуха несущественно отличаются от колебаний их на от24 крытом воздухе и имеется сравнительно свободный доступ наружного воздуха, например: в палатках, кузовах, прицепах, металлических помещениях без теплоизоляции, в оболочке комплектного изделия категории 1 (отсутствие прямого солнечного излучения и атмосферных осадков); категория 3 – в закрытых помещениях (объемах) с естественной вентиляцией без искусственно регулируемых климатических условий, где колебания температуры и влажности воздуха и воздействие песка и пыли существенно меньше, чем на открытом воздухе, например в металлических помещениях с теплоизоляцией, каменных, бетонных и деревянных помещениях (существенное уменьшение воздействия солнечной радиации, ветра, атмосферных воздействий, отсутствие росы); категория 4 – в помещениях (объемах) с искусственно регулируемыми климатическими условиями, например в закрытых отапливаемых или охлаждаемых и вентилируемых производственных или других помещениях, в том числе и хорошо вентилируемых подземных (отсутствие прямого солнечного излучения, атмосферных осадков, ветра, песка и пыли, наружного воздуха, отсутствие или уменьшение рассеянного солнечного излучения и конденсации влаги); категория 5 – в помещениях (объемах) с повышенной влажностью, например в неотапливаемых и невентилируемых подземных помещениях, в том числе в шахтах, подвалах, почве, в судовых, корабельных и других помещениях, в которых возможно длительное присутствие воды или частая конденсация влаги на стенах и потолке. 2.9. Рекомендации по выбору типа выключателя К выключателю предъявляются многочисленные требования. Эти требования можно свести в группы, позволяющие облегчить выбор выключателя. Выключатель является элементом энергосистемы и энергоснабжения, от работы которого зависит надежная и безопасная работа всей энергоустановки. Поэтому высокая надежность выключателя является его основным достоинством. Отказ выключателя в работе ведет к расширению аварии и большим материальным потерям. Время отключения выключателя должно быть наименьшим. Это позволяет уменьшить последствия аварийного режима и сократить материальные потери, связанные с отключением потребителей. Сокращение времени отключения увеличивает запас устойчивости параллельной работы станций системы и пропускную способность линий электропередачи. Повышение коммутационного ресурса позволяет упростить эксплуатацию и сократить расходы на ремонт и ревизию. 25 Сокращение габаритных размеров и массы выключателя позволяет уменьшить размеры распределительного устройства (РУ) и удешевить установку. Желательно уменьшение стоимости самих выключателей. При окончательной оценке следует учитывать большую эффективность, которую дают более дорогие, но износостойкие выключатели. При выборе выключателя следует учитывать уменьшение влияния на окружающую среду, пожаробезопасность, отсутствие выброса масла, раскаленных газов, пламени, громких выстрелов при работе. Выключатели баковые масляные. Имеют, как правило, электромагнитные или пружинные приводы, просты в изготовлении, относительно недорогие. Трансформаторы тока встроены в выключатель, что позволяет упростить РУ и сократить стоимость и габариты всей установки. Но большой объем масла требует организации специальной службы для сушки и очистки трансформаторного масла. Размещение камер в баке с маслом затрудняет их ремонт и осмотр. В процессе работы выключателя возникают большие ударные нагрузки на фундамент, что требует создания мощных фундаментов. В настоящее время выпускаются выключатели на номинальное напряжение 35…110 кВ. Выключатели масляные малообъемные. В этих выключателях масло используется в основном для гашения электрической дуги. Выключатели имеют малые размеры, малую массу, достаточно высокие технические данные. Это определило их широкое применение при номинальном напряжении до 35 кВ в сборных распределительных устройствах, комплектных распределительных устройствах для внутренней (КРУ) и наружной установок (КРУН). Маломасляные выключатели по конструктивным особенностям можно разбить на следующие основные четыре группы: – маломасляные подвесного типа (серии ВМП-10) – номинальный ток до 3150 А, номинальный ток отключения до 31,5 кА, номинальное напряжение 10 кВ; – колонкового типа (серии ВК-I0) – номинальный ток до 3150 А, номинальный ток отключения до 31,5 кВ, номинальное напряжение 10 кВ; – генераторного типа (серии МГГ) – номинальный ток до 11 200 А, номинальный ток отключения до 90 кА, номинальное напряжение до 20 кВ; – выключатели для наружных установок серий ВМУЭ-35, ВМТ-110 и ВМТ-220 – номинальное напряжение до 220 кВ, номинальный ток до 2000 А, номинальный ток отключения 40 кА. Использование маломасляных выключателей серий ВМТ-110 и ВМТ220 позволяет отказаться от громоздких и тяжелых баковых масляных и воз26 душных выключателей. Недостаток этих выключателей – небольшой ресурс при номинальном токе и при токе КЗ. Выключатели воздушные. Выпускаемые выключатели можно разбить на две группы. – генераторные выключатели серий ВВОА-15 и ВВГ-20. Номинальное напряжение до 20 кВ, номинальный ток до 20 кА, номинальный ток отключения до 160 кА; – выключатели, предназначенные на номинальное напряжение 35 кВ и выше. Для коммутации в цепях электротермических установок выпускается выключатель серии ВВЭ-35. Выключатели для наружных установок выпускаются четырех серий: ВВ (330 и 500 кВ), ВВБ (110…750 кВ), модернизированная серия ВВБК (110, 220, 500 кВ) и серия ВНВ (500, 750, 1150 кВ). Для серий ВВБК и ВНВ – номинальный ток до 3150…4000 А, номинальный ток отключения – до 63 кА, время отключения – до 0,04 с. Для работы воздушных выключателей необходимо компрессорное хозяйство со сжатым воздухом на выходе с давлением 2…4 МПа. Преимущества выключателей: время отключения доведено до 0,04 с; нарастание номинального напряжения осуществляется последовательным соединением модулей; для надежной работы изоляции выключателя осуществляется непрерывная вентиляция полостей модуля; имеют большой коммутационный ресурс при номинальном токе (особенно в выключателях для электротермических установок). Выключатели вакуумные. Преимущества: небольшие габариты; простота конструкции; взрывобезопасность; малое время отключения (0,05…0,075 с); высокая скорость восстановления прочности дугогасительного промежутка; удобны для отключения емкостной нагрузки; бесшумная работа; нет выброса в атмосферу; полная герметизация дугогасительного устройства; значительный ресурс при коммутации номинального тока (30…50) · 10 3 коммутаций. Разработаны и подготовлены к выпуску выключатели: с числом коммутаций до 1,5 · 10 6 ; при коммутации тока К3 ресурс ВО до 100 коммутаций; отсутствие ударной нагрузки на фундамент; в пределах коммутационного ресурса камера не ремонтируется; срок службы камеры (30…150) · 10 3 коммутаций без тока или 50…100 при токе КЗ; механический ресурс (10…25) · 10 3 циклов ВО. Использование вакуумных выключателей позволяет создать малогабаритные (многоэтажные) КРУ. Малые ход и скорость контактов позволяют 27 применить небольшие пружинные или электромагнитные приводы. Выключатели работают без выброса пламени и газов (экологически чистые). Недостатки выключателя: – вблизи нуля тока наблюдается срез тока, в результате чего возникают перенапряжения, опасные для коммутируемого оборудования; – для борьбы с перенапряжениями необходимо применять RС-цепочки либо ограничители перенапряжений (ОПН) или использовать вакуумные выключатели с электромеханическим способом устранения перенапряжения; – в выключателях на напряжение U ном 35 кВ требуется несколько камер соединять последовательно. Учитывая небольшой ход подвижного контакта и необходимость разведения всех контактов одновременно, требуется точная регулировка момента размыкания всех контактов. Выпускаются выключатели на номинальное напряжение до 110 кВ, номинальный ток отключения до 40 кА и номинальный ток до 3150 А. Учитывая большие преимущества вакуумных выключателей, ожидается их широкое внедрение на номинальное напряжение до 35 кВ. Выключатели элегазовые. Выключатели обладают следующими достоинствами: – высокая электрическая прочность и дугогасящая способность элегаза позволяют создать дугогасительное устройство на ток отключения 40 кА при напряжении 220 кВ на один разрыв при высокой скорости восстановления напряжения сети. Ведутся работы по дальнейшему увеличению отключающей способности одного разрыва; – элегазовые выключатели являются перспективными на напряжение 110 кВ и выше. За рубежом имеются успешные разработки на напряжение 12 кВ. В РФ ведется разработка выключателей на напряжение 6…10 кВ с номинальным током отключения до 40 кА; – элегаз позволяет повысить нагрузку токоведущих частей и уменьшить их массу за счет своих охлаждающих свойств; – выключатели удобно использовать в элегазовых КРУЭ, в которых элегаз используется для изоляции. ОАО «Уралэлектротяжмаш» разработаны выключатели серии ВГУ на напряжения 110, 220, 330 кВ, номинальный ток отключения до 45 кА, номинальный ток 3150 А. Ведутся работы по созданию выключателей на напряжения 500 и 750 кВ. Время отключения выключателей 0,055с. Для элегазовых КРУ ОАО «Электроаппарат» разработало серию элегазовых выключателей на номинальные напряжения 110 и 220 кВ с высокими техническими характеристиками, по сравнению с воздушными выключателями имеют меньший размер, массу; не требуют сжатого воздуха для гашения дуги; гашение дуги происходит в замкнутом объеме без выхлопа в атмосферу. 28 Недостатки: – высокие требования к качеству заполняющего элегаза; – работоспособность выключателя зависит от температуры окружающей среды и при понижении температуры ниже определенного значения выключатель может отказать в гашении. При давлении 0,35 МПа и плотности элегаза 28 кг/м 3 предельная температура –40 °С. Это затрудняет применение элегазовых выключателей при более низких температурах окружающего воздуха. Расположение выключателей в ЗРУ повышает температуру окружающей среды за счет тепла КРУ, улучшает условия работы выключателей и расширяет область их применения; – для привода выключателя необходим сжатый воздух. В заключение следует отметить, что при выборе выключателей необходимо учитывать удобства эксплуатации, создаваемые при наличии однотипных выключателей (запчасти, навыки в ремонте и обслуживании). Поэтому при строительстве, модернизации, расширении электрических станций и подстанций необходимо учитывать при заказе выключателей однотипность приобретаемого оборудования. Например, если установлены маломасляные выключатели, то желательно использование новых маломасляных выключателей при условии, что они удовлетворяют техническим требованиям установки. 2.10. Выбор выключателей по номинальным параметрам В общих сведениях о выключателях рассмотрены те параметры, которые характеризуют выключатели. При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но т.к. заводами-изготовителями гарантируется определѐнная зависимость параметров, допустимо производить выбор выключателя по следующим важнейшим параметрам. 1. По напряжению установки U сети ном U ном , где U сети ном – номинальное напряжение сети. 2. По длительному току I норм.р I ном , Iф.р I ном , где I норм.р – ток нормального режима работы электроустановки; I ф.р – ток форсированного режима работы электроустановки. 3. По отключающей способности. В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию 29 I п I отк ном , где I п – действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент времени τ ( τ – расчѐтное время отключения), tр.з tос , tр.з – время срабатывания релейной защиты (0,01 с). Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания iа 2βн I отк.ном , 100 iа.ном где iа.ном – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для момента времени τ ; β н – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе в %; iа – апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов τ . Если условие I п I отк.ном соблюдается, а iа проверка по полному току КЗ: 2I п iа I отк.ном (1 iа.ном , то допускается βн ). 100 4. По включающей способности: iу iвкл.ном , I п0 Iвкл.ном , где iу – ударный ток КЗ в цепи выключателя; I п0 – начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя; I вкл.ном – номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей); iвкл.ном наибольший пик тока включения (по каталогу). – Заводами изготовителями соблюдается условие iвкл.ном 1,8 2I вкл.ном , где 1,8 – ударный коэффициент, нормированный для выключателей. Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы k у может быть более 1,8. 5. На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному, сквозному току КЗ: I п0 I дин , iу iдин , 30 где iдин – наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу; I дин – действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ. 6. На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ: Bк I п02 (t Tа ) I тер 2tтер , где Вк – тепловой импульс тока по расчѐту; t tрз tо полн – время воздействия теп- лового импульса; Tа – постоянная времени; I тер – среднеквадратичное значение тока за время его протекания; tтер – длительность протекания тока термической стойкости по каталог. Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напряжения на контактах выключателя в учебном проектировании обычно не проводится, т.к. в большинстве энергосистем реальные условия восстановления напряжения соответствуют условиям испытания выключателя. Контрольные вопросы 1. Что называется высоковольтным выключателем? 2. Какие функции выполняет высоковольтный выключатель в электрических сетях? 3. Перечислите основные конструктивные части выключателя. 4. Какие функции выполняет масло в масляных баковых выключателях? 5. Какие функции выполняет масло в маломасляных выключателях? 6. Как делятся маломасляные выключатели по конструктивным особенностям? 7. Назовите основные преимущества вакуумных выключателей. 8. По каким параметрам выбирается выключатель? 9. Что понимается под отключающей способностью выключателя? 3. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ И ОТДЕЛИТЕЛИ 3.1. Разъединители Разъединители – это контактные коммутационные аппараты, предназначенные для отключения и включения обесточенной электрической цепи или цепи с незначительным током. 31 При ремонтных работах для обеспечения безопасности разъединителем создаѐтся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт. Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, т.к. контактная система их не имеет дугогасительного устройства и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к межфазному КЗ и несчастному случаю с обслуживающим персоналом. Перед операцией с разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем. Однако для упрощения схем электроустановок допускается использовать разъединители для производства следующих операций: – отключение и включение нейтралей трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии замыкания на землю; – зарядного тока шин и оборудования всех напряжений, нагрузочного тока до 15А трѐхполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже; – разъединителями и отделителями разрешается включать и отключать незначительный намагничивающий ток силовых трансформаторов и зарядный ток воздушных и кабельных линий. Значение отключаемого разъединителем тока зависит от его конструкции (вертикальное, горизонтальное расположение ножей), от расстояния между полюсами, от номинального напряжения установки, поэтому допустимость такой операции устанавливается инструкциями и директивными указаниями. Порядок операций при отключении намагничивающих токов трансформатора также играет важную роль. Например, трансформаторы, имеющие РПН, необходимо перевести в режим недовозбуждения, т.к. ток намагничивания резко уменьшается при уменьшении индукции в магнитопроводе, которая зависит от подведѐнного напряжения. Кроме того, при отключении ненагруженного трансформатора необходимо предварительно эффективно заземлить нейтраль, если в нормальном режиме трансформатор работает с разземлѐнной нейтралью. Разъединители играют важную роль в схемах электроустановок, от надѐжности их работы зависит надѐжность работы всей электроустановки. Поэтому к ним предъявляются следующие требования: – создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсу напряжения; – достаточная электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов КЗ; – исключение самопроизвольного отключения; – чѐткое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, снег, ветер). 32 Классификация разъединителей. Конструктивное различие между отдельными типами разъединителей состоит, прежде всего, в характере движения подвижного контакта (ножа). По этому признаку разъединители наружной установки делятся на разъединители: – вертикально-поворотного (врубного) типа с вращением ножа в плоскости рис. 3.1. а б Рис. 3.1. Конструктивные схемы разъединителей вертикально-поворотного типа (варианты а, б): 1 – рама; 2 – опорный изолятор; 3 – вывод для присоединения подводящих проводов (шин); 4 – нож (подвижный контакт); 5 – неподвижный контакт; 6 – поворотный изолятор – горизонтально-поворотного типа с вращением ножа в плоскости, перпендикулярной осям поддерживающих изоляторов данного полюса (рис. 3.2); в б Рис. 3.2. Конструктивные схемы разъединителей горизонтальноповоротного типа: 1 – рама; 2 – опорный изолятор; 3 – вывод для присоединения подводящих проводов (шин); 4 – неподвижный контакт; 5 – нож; 6 – поворотный изолятор а – катящегося типа с прямолинейным движением (качением на роликах) опорного изолятора совместно с закрепленным на нем подвижным контактом в направлении неподвижного контакта; – качающегося типа с вращением ножа совместно с поддерживающим его изолятором в плоскости, параллельной осям изоляторов данного полюса; 33 – с прямолинейным движением ножа в плоскости, параллельной осям изоляторов данного полюса, вдоль размыкающего промежутка; – со складывающимся ножом, со сложным движением (поворот и складывание ножа) в плоскости, параллельной осям изоляторов (рис. 3.3); – подвесного типа с перемещением подвижного контакта вместе с поддерживающими изоляционными гирляндами по вертикали с образование вертикального разрыва (рис. 3.4). а б Рис. 3.3. Конструктивные схемы разъединителей со складывающимся ножом (варианты а, б): 1 – рама; 2 – поворотный изолятор; 4 – неподвижный контакт; 5 – шины, на которых подвешен неподвижный контакт; 6 – опорный изолятор Рис. 3.4. Конструктивная схема разъединителей подвесного типа: 1 – неподвижный контакт; 2 – подвижный контакт; 3 – портал; 4 – трос; 5 – подвижный подвесной изолятор; 6 – подводящие провода; 7 – опорный изолятор; 8 – привод Другими классификационными признаками разъединителей наружной установки являются: – число полюсов (однополюсные и трехполюсные); полюсы трехполюсных разъединителей могут размещаться на одной общей раме или каждый полюс – на отдельной раме; – способ управления (ручной или двигательный); – наличие или отсутствие заземляющих ножей; – способ установки (устанавливаемые на горизонтальной и (или) вертикальной плоскости, а также на наклонной плоскости); – по категории (исполнению) изоляции (категории А, Б или В по ГОСТ 9920-89). Исходя из требований безопасности, которым должен отвечать отключенный разъединитель, расположение изоляторов конструкции его должно быть таким, чтобы токи утечки проходили в землю, а не между контактами одного и того же полюса или между полюсами. 34 Наибольшее распространение нашли разъединители горизонтального типа, которые выпускаются на напряжение 10…750 кВ. Они имеют небольшие габариты и более простой механизм управления по сравнению с разъединителями других конструкций. В этих разъединителях главный нож состоит из двух частей, которые перемещаются в горизонтальной плоскости при повороте колонок изоляторов, на которых они закреплены. Разъединители могут иметь один или два заземляющих ножа. Контактная часть состоит из ламелей, укреплѐнных на конце одного конца, и контактной поверхности на конце другого конца. При включении нож входит между ламелями. Давление в контакте создаѐтся пружинами. Для исключения ошибочных операций с разъединителями подвижные части главных и заземляющих ножей должны быть сблокированы (как правило, механически или при наличии индивидуальных приводов у главных и заземляющих ножей – электрически), так чтобы при включенных главных ножах было невозможно включение заземляющих, а при включенных заземляющих ножах было невозможно включение главных ножей. Разъединитель может изготовляться без блокировки, если такая блокировка осуществлена в приводе. Разъединители наружной установки могут быть горизонтальноповоротного или вертикально-поворотного типа, с поступательным движением ножа, подвесные. Разъединители горизонтально-поворотные (рис. 3.5), рассчитанные на 10 кВ (серии РЛНД-10), имеют три исполнения: без заземляющих ножей, с одним комплектом заземляющих ножей (со стороны поворотной колонки) или с двумя комплектами заземляющих ножей (по комплекту с обеих сторон разъединителя). Они имеют общую раму и управляются ручными приводами. Каждый полюс снабжен двумя одинаковыми изоляторами: неподвижным и поворотным. На последнем жестко закреплен пластинчатый нож, который поворачивается вместе с изолятором. Неподвижный контакт, в который врубается нож, закреплен на неподвижном изоляторе. Разъединители горизонтально-поворотные (серий РНД и РНДЗ), рассчитанные на 35, 110, 150 и 220 кВ (рис. 3.6), предназначены для установки на горизонтальной плоскости, за исключением разъединителей РНД(З)-35Б и РНД(З)-110Б, которые рассчитаны для установки как на вертикальной, так и на горизонтальной плоскости, имеют четыре исполнения: без заземляющих ножей, с одним заземляющим ножом (справа или слева), с двумя заземляющими ножами. 35 Рис. 3.5. Разъединители серии РЛНД-10 на 10 кВ, 400 и 630 А: 1 – межуполюсная тяга; 2 – заземляющий нож (левый); 3 – поворотный изолятор; 4 – контактный вывод; 5, 6 – кожухи; 7 – нож; 8 – контактный вывод; 9 – контактный угольник для ножа заземления; 10 – неподвижный опорный изолятор; 11 – заземляющий нож (правый); 12 – рама; 13 – вал заземляющего ножа; 14 – тяга от вала заземляющего ножа к приводу; 15 – вал поворотного изолятора; 16 – привод Рис. 3.6. РНДЗ-1-110/630 ХЛ1 – разъединитель однополюсный горизонтально-поворотного типа наружной установки двухколонковый с одним заземляющим ножом: 1 – рама; 2 – опорный изолятор; 3 – наконечник для присоединения шин; 4 – гибкая связь; 5 – главный нож с ламелями; 6 – главный нож без ламелей; 7 – заземляющие ножи; 8 – тяга к приводу; 9 – привод Изоляционные колонки, воспринимающие вертикальные и горизонтальные нагрузки, действующие на контактную систему, установлены в опорных подшипниках и при отключении поворачиваются на 90° во встречных направлениях, разворачивая контактные ножи разъединителя в одну сторону от оси полюса. Разъединители изготовляются пополюсно и на месте установки соединяются в один трехполюсный (или двухполюсный) аппарат с присоединением привода к ведущему полюсу разъединителя. Управление главными ножами разъединителя этой серии осуществляется ручными приводами типа ПР, а также и электродвигательными приводами типа ПДН (в разъединителях на напряжение 110…220 кВ). Основные параметры разъединителей. К основным номинальным техническим параметрам разъединителей относятся: – номинальное напряжение U ном ; – наибольшее рабочее напряжение U н.р ; – номинальный ток I ном ; – ток термической стойкости I т ; – предельный сквозной ток (ток электродинамической стойкости) I п.скв ; 36 – время протекания тока термической стойкости tтер ; – номинальное напряжение цепей питания включающих и отключающих устройств приводов и элементов вспомогательных цепей (управления, блокировки и сигнализации) U п.ном ; – номинальная частота fном . 3.2. Отделители Отделитель внешне не отличается от разъединителя, но у него для отключения имеется пружинный привод. Включение отделителя производится вручную. Отделитель, как и разъединитель, может иметь заземляющие ножи с одной или двух сторон. Недостатком существующих конструкций отделителей является довольно большое время отключения (0,4…0,5 с). Отделители могут отключать обесточенную цепь или ток намагничивания трансформатора. Отделители и короткозамыкатели открытой установки недостаточно надѐжно работают в неблагоприятных погодных условиях (мороз, гололѐд). В эксплуатации наблюдаются случаи их отказа в работе. Взамен этих конструкций разработаны отделители и короткозамыкатели с контактной системой, расположенной в закрытой камере, заполненной элегазом. Выбор разъединителей и отделителей производится: – по напряжению установки U уст U ном ; – по току I нор.р I ном , Iф.р Iном ; – по конструкции, роду установки; – по электродинамической стойкости iуд iп.скв ; Bк I тt т . – по термической стойкости 3.3. Короткозамыкатели. Короткозамыкатель – это коммутационный аппарат, предназначенный для создания искусственного КЗ в электрической цепи. Короткозамыкатели применяются в упрощенных схемах ПС для того, чтобы обеспечить отключение повреждѐнного трансформатора после создания искусственного короткого замыкания действием релейной защиты питающей линии. Внешний вид короткозамыкателя показан на рис. 3.7. 37 В установках 35 кВ применяются два полюса короткозамыкателя, при срабатывании которых создаѐтся двухфазное короткое замыкание. В установках с заземлѐнной нейтралью (110 кВ и выше) применяется один полюс короткозамыкателя. Привод короткозамыкателя имеет пружину, которая обеспечивает включение заземляющего ножа на неподвижный контакт, находящийся под напряжением. Импульс для работы привода подаѐтся от релейной защиты. Отключение производится вручную. При включении короткозамыкателя во избежание возникновения дуги и повреждения аппарата необходимо обеспечить большую скорость движения ножа. В существующих конструкциях время включения составляет 0,12…0,25 с. Короткозамыкатели выбираются по тем же условиям, что и отделители, но без проверки по току нагрузки. Схема взаимодействия ОД\КЗ для ПС без выключателей, показана на рис. 3.8. а Рис. 3.7. Короткозамыкатель (однополюсный): 1 – заземляющий нож; 2 – неподвижный контакт; 3 – изоляционная колонна; 4 – основание; 5 – гибкая связь к заземляющей шине б Рис. 3.8. Схема взаимодействия ОД /КЗ для ПС без выключателей: а – однотрансформаторная подстанция; б – двухтрансформаторная подстанция Контрольные вопросы 1. Для чего предназначен разъединитель? 2. Как различаются разъединители по конструкции? 4. Опишите конструкцию разъединителя. 5. Какую функцию выполняет магнитный замок? 3. Чем отличается разъединитель от отделителя? 4. Какие переключения нельзя проводить с помощью разъединителя? 5. Какими основными параметрами характеризуется разъединитель? 6. По каким параметрам выбирается разъединитель? 7. Для чего предназначен короткозамыкатель? 8. Почему в сетях напряжением 35 кВ применяются двухфазные короткозамыкатели? 38 4. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА 4.1. Общие сведения Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле (1 и 5 А), а также для отделения цепей измерения и учѐта от первичных цепей высокого напряжения. Это даѐт возможность использования низковольтной изоляции вторичных цепей, а также стандартизировать измерительные приборы по току. Трансформаторы тока выпускаются только в однофазном исполнении для раздельного включения на каждую фазу. В зависимости от назначения измерений в трѐхфазной сети применяют один, два или три трансформатора тока рис. 4.1. а в б Рис. 4.1. Схемы включения трансформаторов тока Трансформатор тока состоит из следующих основных элементов: первичной обмотки, замкнутого магнитопровода, вторичной обмотки и изоляции. Первичная обмотка трансформатора тока включается в электрическую цепь последовательно (в рассечку токопровода). Вторичная обмотка замыкается на некоторую нагрузку (измерительные приборы и реле), обеспечивая в них ток, пропорциональный току первичной обмотки. В трансформаторе тока высокого напряжения первичная обмотка изолирована от вторичной (от земли) на полное рабочее напряжение. Один конец вторичной обмотки обычно заземлѐн. Поэтому она имеет потенциал, близкий к потенциалу земли. В целях экономии широко практикуется выполнение трансформаторов тока с двумя и даже большим числом сердечников, несущих вторичные обмотки, и одной общей первичной обмоткой. Таким образом, в одном аппарате может быть совмещено несколько трансформаторов тока, часто выполненных с различными характеристиками и предназначенных для различных целей. Концы первичной и вторичной обмоток имеют заводскую маркировку. Концы первичной обмотки обозначаются буквами Л1 и Л2, вторичной обмотки – буквами И1 и И2. 39 Вторичные обмотки трансформатора тока, а также металлические токопроводящие части конструкций трансформатора заземляют. Заземлением вторичных обмоток устраняется опасность появления высокого напряжения на приборах и реле в случае пробоя изоляции аппарата. Для удобства выполнения заземления в конструкции трансформатора тока предусматривается заземляющий болт, который обычно располагается на фланце. Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое сопротивление, поэтому трансформатор тока нормально работает в режиме КЗ. Работа трансформатора тока с разомкнутой вторичной обмоткой недопустима, так как в этом случае размагничивающее действие вторичной обмотки исчезает, магнитопровод насыщается, что обуславливает наведение во вторичной обмотке ЭДС, амплитуда которой может достигнуть единиц и десятков киловольт. Такой режим опасен для изоляции вторичной цепи и для обслуживающего персонала, кроме того, насыщение сердечника может быть необратимым. Из-за указанных явлений не разрешается размыкать вторичную обмотку трансформатора тока при протекании тока в первичной обмотке. При необходимости замены измерительного прибора или реле предварительно замыкается накоротко вторичная обмотка. Основные технические параметры ТН: – номинальное напряжение U ном ; – номинальный ток первичной обмотки I1ном , принимается из стандартного ряда; – номинальный ток вторичной обмотки I 2ном (при напряжениях 6…10 кВ принимается равным 5 А, а при напряжениях 110 и 220 кВ – 1 А); – номинальный коэффициент трансформации I1ном . I 2ном kIном – токовая погрешность I % kIном I 2 I1 I1 100 %. Погрешность трансформатора тока зависит от его конструктивных особенностей (площади сечения магнитопровода, средней длины магнитного пути), а также от величины первичного тока, величины и характера вторичной нагрузки. Для подгонки токовой погрешности в заданные пределы в заводских условиях наиболее часто применяют отмотку части витков вторичной обмотки; – номинальная нагрузка Z ном . Нагрузка трансформатора тока – это полное сопротивление внешней цепи или мощность с указанием коэффициента 40 мощности cosυ . Сопротивления r2 и x 2 в этом случае представляют собой сопротивления проводов, приборов, контактных переходов. Под номинальной нагрузкой трансформатора тока понимают нагрузку, при которой его погрешность не выходит за пределы, установленные для данного класса точности. Значение Z ном приводится в заводских инструкциях на трансформатор тока; – класс точности ТТ. В зависимости от предъявляемых требований выпускают трансформаторы тока с классами точности: 0,2; 0,5; 1; 3; 5; 10. Указанные цифры представляют собой токовою погрешность в процентах от номинального тока при нагрузке первичной обмотки током 100…120 % для первых трѐх классов и 50…120 % для двух последних. Для трансформаторов тока классов точности 0,2; 0,5; и 1 нормируется также угловая погрешность. При увеличении индуктивности вторичной нагрузки угловая погрешность уменьшается. Угловая погрешность характеризует угол сдвига фаз между первичным и вторичным токами. При первичных токах, значительно меньших номинального, погрешность трансформатора тока возрастает. Трансформатор тока класса 0,2 применяются для присоединения лабораторных приборов, класса 0,5 – для присоединения счѐтчиков денежного расчѐта, класса 1 – для всех технических измерительных приборов, классов 3 и 10 – для РЗА. Кроме рассмотренных классов выпускаются также трансформаторы тока со вторичными обмотками типов Д (для дифференциальной защиты), З (для заземляющих устройств), Р (для прочих РЗ). Каждый трансформатор тока снабжается заводской табличкой с основными техническими данными и заводским номером (отдельно для каждого сердечника). На табличках указываются следующие данные: тип , заводской номер, номинальное напряжение, номинальный коэффициент трансформации в виде отношения номинального первичного тока к номинальному вторичному току (обычно 5 А), частота (50 Гц), номинальный класс точности, номинальная вторичная нагрузка (Ом), кратность насыщения, кратность термической и динамической устойчивости, испытательное напряжение. Под номинальным классом точности, который указывается в заводской табличке, понимается высший класс точности, в котором может работать трансформатор тока при соответствующей ему номинальной вторичной нагрузке. Трансформаторы тока обозначаются следующим образом: ТПФМУ- 10 – 0,5 / 3 – 50 – трансформатор тока (буква Т), проходной (П), с фарфоровой изоляцией (Ф), модернизированный (М), с усиленной первичной обмоткой (У), номинальное напряжение – 10 кВ(10), с двумя сердечниками классов точности 0,5 и 3 (0,5 / 3), первичный номинальный ток 50 А. 41 4.2. Классификация трансформаторов тока Трансформаторы тока различаются: – по роду установки – внутренней и наружной (Н) установки; – по типу изоляции – c литой, масляной и газовой изоляцией; – по конструктивному исполнению – проходные (П), катушечные (К), встроенные (В) и т. д.; – по числу витков первичной обмотки – многовитковые, одновитковые (О), шинные (Ш); – по числу сердечников – с одним сердечником, с двумя сердечниками, со многими сердечниками. Одновитковые трансформаторы тока. Отличительной особенностью одновитковых трансформаторов тока является использование в качестве первичной обмотки одного прямолинейного провода. Различают три основных вида исполнения одновитковых трансформаторов тока: – стержневой трансформатор тока – первичная обмотка в виде стержня круглого сечения; – шинный, поставляется заводом без первичной обмотки. При монтаже через окно проходного трансформатора пропускается шина распределительного устройства, которая в дальнейшем играет роль первичной обмотки; – встроенный, представляющий собой кольцевой сердечник с намотанной наго вторичной обмоткой, которая одевается на проходной изолятор масляного выключателя или силового трансформатора, причѐм первичной обмоткой служит стержень изолятора. Таким образом, шинный и встроенный трансформаторы тока как отдельно взятые аппараты не включают в себя всех основных элементов, а получают недостающие элементы при монтаже. Выполнение первичной обмотки в виде одного прямолинейного проводника упрощает конструкцию, снижает его размеры и вес. Вместе с тем одновитковые трансформаторы тока целесообразно применять только при относительно больших номинальных первичных токах (обычно от 400 А и выше), так как при малых токах они не обеспечивают необходимой точности измерения. Стержневые трансформаторы тока. Стержневые трансформаторы тока с литой изоляцией типа ТПОЛ (ТОЛ , ТЛК – новая конструкция взамен ТОЛ , имеет несколько уменьшенные габариты и два исполнения по выводам вторичных обмоток: для двух- и одностороннего обслуживания КРУ; Т – трансформатор тока, О – одновитковый, Л – с литой изоляцией) предназначены для внутренней установки и изготавливаются на номинальные 42 напряжения 10, 20 и 35 кВ, номинальные токи от 400 до 1500 А, варианты исполнения сердечников Р; 0,5/Р; Р/Р. Конструкция ТПОЛ-20 показана на рис. 4.2. Первичная обмотка а) ТПОЛ выполнена в виде круглого медного стержня, концы которого имеют пря- б) моугольную форму. Концы снабжены болтами, шайбами и гайками для присоединения шин распределительного устройства. Стержень первичной об- Рис. 4.2. Трансформатор тока ТПОЛ-10: мотки пронизывает два торои- а – принципиальное расположение магнидальных сердечника, представ- топроводов с обмотками; б – конструкция: 1 – ввод первичной обмотки; 2 – эпоксидная ляющие собой свѐрнутые спиизоляция; 3 – выводы вторичной обмотки рально ленты трансформаторной стали, на каждый сердечник поверх картона намотана вторичная обмотка, выполненная изолированным проводом. Выводы вторичных обмоток расположены непосредственно на изоляционном литом корпусе трансформатора. Между сердечниками установлено фигурное полукольцо с пятью выступающими ушками, снабжѐнными отверстиями. На этих ушках с помощью болтов укреплѐн прямоугольный фланец, выполненный из немагнитной стали. Фланец имеет четыре монтажных отверстия для крепления трансформатора на стене или металлической раме несущей конструкции. На фланце размещены: заводская табличка, болт заземления и надпись, предупреждающая о высоком напряжении на замкнутой вторичной обмотке. Сердечники трансформатора тока типа ТПОЛ, предназначенные для работы в разных классах точности, выполняют из одинакового материала, они отличаются друг от друга сечением. Изоляция первичной обмотки от сердечника и опорного фланца осуществляется литым компаундом из эпоксидной смолы. Литой компаунд выполняет не только роль основной изоляции, но и образует корпус, который обеспечивает надѐжную защиту активных частей аппарата от механических повреждений и проникновения влаги. Необходимость в защите корпуса отпадает. Трансформатор тока с литой изоляцией отличается большой компактностью и надѐжностью. Шинные трансформаторы тока. Предназначены для внутренней установки и строятся на номинальные напряжения 0,5; 10; 15; 20 кВ и номиналь- 43 ные токи от 2000 до 12000 А, варианты исполнения сердечников 0,5 / Р; Р / Р; 0,5 / Д. Внешний вид шинного ТТ показан на рис. 4.3. Роль первичной обмотки такого трансформатора играет токоведущая шина распределительного устройства. Для центрирования шин относительно корпуса на торцах последнего укреплены П-образные планки. Такое конструктивное исполнение уменьшает число контактных соединений и упрощает монтажные рабоРис. 4.3. Трансформатор тока ТШЛ-20: ты с шинами больших сечений. 1 – магнитопровод класса 0,5; 2 – магни- При больших номинальных токах топровод класса Р; 3 – литой эпоксидный в массивных металлических нетоблок; 4 – корпус; 5 – коробка выводов вторичных обмоток; 6 – токоведущая ши- коведущих частях могут возникать опасные нагревы, обусловна ленные вихревыми токами и перемагничиванием. Во избежание этого явления фланец и планки изготавливаются из немагнитных материалов. Номинальные первичные токи большой величины позволяют выполнять шинные трансформаторы тока высоких классов точности при сравнительно небольшой высоте сердечника, не применяя специальных мер по уменьшению (компенсации) погрешностей. В остальном конструкция шинных трансформаторов тока мало отличается от конструкции стержневых трансформаторов. Основной тип шинных трансформаторов тока ТПШЛ (Т – трансформатор тока, П – проходной, Ш – шинный, Л – с литой изоляцией) и ТШЛ. Встроенные трансформаторы тока. Встроенные трансформаторы тока ТВ, ТВУ, ТВГ и ТВТ (В – встроенный, С и Г – тип выключателя в котором применяется данный трансформаторы, ВТ – встроенный в силовой трансформатор) составляют часть конструкции выключателей с большим объѐмом масла на напряжение 35 кВ и выше и силовых трансформаторов. Встроенный трансформаторы тока (рис. 4.4) представляет собой стержневой трансформатор, использующий в качестве основной изоляции изоляцию вводов масляного выключателя или силового трансформатора. Первичной обмоткой трансформатора слуРис. 4.4. Встроенный жит токоведущий стержень проходного изолятотрансформатор тока ра выключателя или силового трансформатора. 44 При этом кольцевой сердечник трансформатора тока с намотанной на него вторичной обмоткой располагается под крышкой выключателя. Вторичная обмотка имеет ответвления, позволяющие изменить в определѐнных пределах коэффициент трансформации. Обычно вторичная обмотка имеет четыре ответвления, причѐм основные выводы дают коэффициент трансформации, соответствующий номинальному току выключателя. При переходе с одного ответвления на другое точность измерения изменяется. Кроме того, вторичный номинальный ток на некоторых ответвлениях равен не 5, а 2,5 А. Основным недостатком встроенного трансформатора тока является низкая точность измерения (особенно при небольших номинальных токах). При прочих равных условиях они дают более низкие классы точности, чем одновитковые трансформаторы на напряжение 10 кВ. Это объясняется тем, что кольцевой сердечник встроенного трансформатора тока выполняется с большим внутренним диаметром, определяемым размером изолятора выключателя, в результате чего длина, а следовательно, и сопротивление магнитной цепи получаются значительно большими. Для проведения магнитного потока по пути с большим магнитным сопротивлением требуется большей величины ток намагничивания, что и приводит к увеличению погрешностей. При использовании на напряжениях 110 и 220 кВ КРУЭ, заполненных элегазом, трансформаторы тока устанавливаются по обе стороны элегазового выключателя, т.е. по два на каждый полюс ячейки КРУЭ. Первичной обмоткой трансформатора тока служит токоведущий стержень, концы которого входят в розеточные контакты элементов полюса. В каждом трансформаторе имеется по две вторичные обмотки, которые имеют несколько ответвлений, позволяющих получить вторичный ток 1 А при трѐх значениях первичного тока. Концы вторичной обмотки выведены на контактные зажимы. Магнитопроводы трансформатора тока со вторичными обмотками расположены внутри герметичной металлической оболочки и закрыты экраном, который электрически соединѐн с оболочкой. Полость трансформатора заполняется элегазом одновременно с ячейкой КРУЭ. Элегаз является изолирующей средой между первичной и вторичной обмотками. Встроенные трансформаторы тока и не требуют специального места для установки, что упрощает и удешевляет распределительное устройство. Многовитковые трансформаторы тока. В тех случаях, когда номинальный первичный ток трансформатора тока относительно невелик и требуемая точность не может быть получена при одном витке первичной обмотки, переходят к многовитковым трансформаторам тока. Чем меньше номинальный ток, тем, очевидно, большее число витков должна иметь первичная обмотка. Выпускаются трансформаторы тока на токи от 5 до 600 А. 45 Конструктивно многовитковые трансформаторы сложнее одновитковых. Наличие нескольких витков в первичной обмотке усложняет конструкцию и обеспечение необходимой стойкости по отношению к электродинамическим силам при коротком замыкании. По форме первичной обмотки и еѐ расположению относительно сердечника многовитковые подразделяют на катушечные и восьмеричные, по способу крепления – на опорные и проходные. Катушечные трансформаторы тока. Предназначены для внутренней установки. Их выполняют на номинальные напряжения 0,5; 3; 10 кВ и номинальные токи от 5 до 600 А как с одним, так и двумя сердечниками. Варианты исполнения сердечников следующие: 0,5; Р; 0,5 / Р; Р / Р. К катушечным относятся трансформаторы тока типа ТКЛ (К – катушечный, Л – слитой изоляцией) и ТПЛ-10 (П – проходной). У ТКЛ сердечник прямоугольной формы, шихтованный. На верхний стержень надеты первичная и вторичная обмотки катушечного типа. Вторичная обмотка наматывается изолированным проводом ПСД на гильзу электрокартона, одетую на стержень сердечника. Концы вторичной обмотки выведены к специальным зажимам, расположенным на боковой части литого корпуса. Первичная обмотка выполнена из голого медного проводника прямоугольного сечения с межвитковой изоляцией в виде прокладок из электрокартона. Для изоляции первичной обмотки от вторичной служит литой компаунд на основе эпоксидных смол. Конструкция ТПЛ (рис. 4.5) отличается от ТКЛ главным образом числом сердечников и способом крепления. ТПЛ могут быть использованы одновременно в качестве проходного изолятора, чего не позволяет ТКЛ. Восьмеричный трансформатоРис. 4.5. Трансформатор тока ТПЛ-10 ры тока. В восьмеричных (звеньес двумя магнитопроводами: 1 – магни- вые) трансформаторах тока первичтопровод; 2 – вторичная обмотка; 3 – первичная обмотка; 4 – вывод первич- ная обмотка и кольцевой сердечник ной обмотки; 5 – литой эпоксидный образуют фигуру, похожую на цифру восемь (рис. 4.6). Восьмеричные корпус трансформаторы тока типа ТФН (ТФЗМ) (Ф – с фарфоровым кожухом, Н – для наружной установки, З – звеньевого типа) предназначены для наружных установок. Они имеют номинальное напряжение 35 кВ и выше и номинальные длительные токи до 2000 А. Высокое номинальное напряжение и ухудшение условий работы аппарата на открытом воздухе заставляет по-другому решать вопросы изоляции. Сердечники с обмотками помещены в 46 фарфоровом опорном изоляторе, заполненном трансформаторным маслом. Изолятор имеет характерную хорошо развитую ребристую поверхность и снабжѐн роговым разрядником, шунтирующим при разряде изолятор. Изолятор установлен на металлическом основании, а с верху имеется расширитель, допускающий колебания уровня масла, вызванные иза б менением температурного режима. Первичная обмотка выполне- Рис. 4.6. Трансформатора тока ТФЗМ-35: на из многожильного медного а – устройство обмоток; б – полная сборпровода, покрытого слоем изоля- ка: 1 – цоколь; 2 – фарфоровый изолятор; ции из пропитанной маслом ка- 3 – обмотка первичная; 4 – обмотка втобельной бумаги. Один вывод пер- ричная; 5 – масло трансформаторное; 6 – выводы первичной обмотки; 7 – масвичной обмотки электрически со- лоуказатель; 8 – покрышка; 9 – маслоединѐн с головкой, а второй изо- расширитель лирован от последней проходным фарфоровым изолятором. Для защиты первичной обмотки от перенапряжений на крышке установлен разрядник, включѐнный параллельно выводам первичной обмотки. Вводы вторичной обмотки помещены в герметически закрытой коробке, укреплѐнной на основании. Особые методы компенсации погрешности в трансформаторах тока типа ТФН не применяются. Для получения более высоких классов точности используют сердечники с большим сечением. Первичная обмотка восьмеричных трансформаторов тока выполняется из двух или четырѐх идентичных ветвей. С помощью особых переключений эти ветви могут соединяться между собой параллельно или последовательно, чем достигается изменение коэффициента трансформации. Трансформаторы тока с газовой и элегазовый изоляцией. Выпускаются на напряжения 110 и 220 кВ. В качестве изолирующей среды используется для исполнения элегаз при давлении 0,38 МПа или смесь – азот 60 %, элегаз 40 %. Контроль уровня давления элегаза осуществляется с помощью манометра с термокомпенсацией, снабженного сигнализирующими и отключающими контактами, срабатывающими при снижении давления. 47 Трансформаторы тока (рис. 4.7) характеризуются отсутствием частичных разрядов и не являются источником радиопомех. Просты в эксплуатации и обладают высокой надежностью. Рис. 4.7. Трансформатор тока ТГФ: 1 – корпус; 2 – стержень первичной обмотки; 3 – вторична обмотка; 4 – фарфоровая покрышка; 5 – блок вторичных выводов; 6 – вентиль для подкачки элегаза; 7 – сигнализатор давления; 8 – мембранное предохранительное устройство; 9 – внешний экран; 10 – выводы первичной обмотки; 11 – элегаз; 12 – изолятор Радикально изменена конструкция по сравнению с ТФЗМ. Один измерительный сердечник и три защитных сердечника размещены в головке трансформатора. Первичная обмотка выполнена в виде четырех стержней. Меняя схему соединения этих стержней, можно получить 10 различных коэффициентов трансформации. Условия выбора трансформатора тока сведены в табл. 5.1. Таблица 5.1 Расчѐтные параметры шкафа КРУ Данные инструкции на конкретный тип трансформатора тока Условия выбора Номинальное напряжение U КРУ U ном U ном U КРУ нения I р I1ном I1ном I р Электродинамическая стойкость iуд iдин iдин iуд Рабочий ток присоеди- Ток термической стойкости Bк Нагрузка присоединения z2сум kдин 2kдин I1ном iуд I тер и tтер Bк (kтер I1ном )2 tтер kтер Bк I тер 2tтер z2ном z2ном z2сум 48 Контрольные вопросы 1. Какие функции выполняет ТТ? 2. Как подключается ТТ к электрической сети? 3. Что происходит при размыкании вторичной цепи ТТ? 4. Как маркируются обмотки ТТ? 5. Какими основными параметрами характеризуется ТТ? 6. Как определяется класс точности ТТ? 7. От чего зависит класс точности ТТ? 8. Дайте классификацию ТТ. 9. Какие ТТ называются одновитковыми? 10. Какой ТТ называется звеньевым? 11. Какие ТТ называются встроенными? 12. По каким параметрам выбирается ТТ? 5. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ 5.1. Общие сведения Трансформаторами напряжения (ТН) называются электрические аппараты, предназначенные для преобразования высокого напряжения (250 В и выше) в напряжение 100 В или 100 3 В, удобное для подключения стандартных измерительных приборов и реле. Применение ТН обеспечивает безопасность для людей, соприкасающихся с измерительными приборами и реле. Поскольку цепи высшего и низшего напряжения разделены, позволяет унифицировать конструкции измерительных приборов, обмоток реле для номинального напряжения 100 В, что упрощает их производство и снижает стоимость. Основные технические параметры ТН: 1. Номинальное напряжение U1ном – это напряжение, на которое рассчитана первичная обмотка. Оно стандартизовано в соответствии со шкалой номинальных линейных напряжений электрических сетей. Исключение составляют однофазные трансформаторы, предназначенные для включения в «звезду» с заземлѐнной нейтралью первичной обмотки, для которой в качестве первичных номинальных напряжений приняты фазные напряжения сетей. 2. Номинальное вторичное напряжение U 2ном . Выбирается равным 100 В, либо 100 3 В. В ТН, предназначенных для экспорта, возможны номинальные напряжения 110 или 110 3 В и 120 В или 120 3 В соответственно. 49 3. Номинальный коэффициент трансформации по напряжению – отношение первичного номинального напряжения к вторичному напряжению: kU ном U1ном . U 2ном ТН выполняется так, что вторичное напряжение трансформатора, увеличенное в kUном раз, соответствует, с требуемой точностью, первичному напряжению (при изменении последнего в определѐнных приделах). 4. Погрешность по напряжению. Рассеивание магнитного потока и потери в сердечнике приводят к погрешности измерения: U % U 2kUном U1 100 %, U1 где U1 – напряжение на первичной обмотке; U 2 – напряжение на вторичной обмотке; kUном – номинальный коэффициент трансформации. 5. Угловая погрешность δ – это угол в минутах или радианах между вектором вторичного напряжения U 2 и вектором первичноro напряжения U1 . Этот угол считается положительным, если вектор вторичного напряжения опережает вектор первичного напряжения. При этом условно принято, что первичный ток ТН втекает в начало первичной обмотки, а вторичный ток вытекает из начала вторичной обмотки. Пределы погрешности в напряжении и угле отнесены к частоте 50 Гц, первичному напряжению U1 0,8...0,12 U1ном , нагрузке S2 0,25...1,0 S2ном и коэффициенту мощности cosυ2 0,8 . Погрешность по напряжению положительна, если kТномU 2 U1 . 5. Номинальная вторичная нагрузка S2ном – это наибольшее значение вторичной мощности при cosυ2 0,8 , при которой погрешности ТН не выходит за пределы, ограниченные классом точности: S2ном U2I2 U 22 , Z2 где I 2 – ток во вторичной обмотке; Z 2 – полное сопротивление нагрузки, включая сопротивление соединительных проводов. В зависимости от номинальной погрешности при определѐнных условиях работы ТН разделены на шесть классов точности 0,2; 0,5; 1; 3; 3Р; 6Р. Каждому классу точности соответствует определѐнная предельная величина мощности, при которой гарантируется класс точности. По мере уве50 личения числа приборов, присоединѐнных к ТН, сопротивление вторичной цепи уменьшается, однако нагрузка цепи увеличивается. Под номинальной мощностью понимают мощность, соответствующую высшему классу точности, в котором может работать данный трансформатор. На заводском щитке трансформатора указываются: марка завода, тип, заводской номер, год выпуска, число фаз, частота, род установки (внутренняя или наружная), номинальное напряжение первичной обмотки, классы точности и соответствующие им мощности (В · А), максимальная мощность, полный вес, группа соединения обмоток (для трѐхфазных трансформаторов). Вторичные обмотки ТН и металлические нетоковедущие части конструкции заземляют, чтобы устранить опасность появления высокого напряжения на приборах и реле в случае пробоя изоляции между первичной и вторичной обмотками. 5.2. Напряжения, подлежащие измерению и схемы включения ТН В трѐхфазной системе измерению подлежат: – линейные напряжения; – напряжения относительно земли; – напряжения нулевой последовательности, появляющихся при замыкании на землю. Линейные напряжения подводятся к соответствующим обмоткам измерительных приборов и реле. Напряжения относительно земли и нулевой последовательности используется для релейной защиты, а также для сигнализации однофазных замыканий в сетях, где повреждения этого вида не подлежат автоматическому отключению (сети незаземлѐнные и компенсированные). Для измерения перечисленных напряжений применяются однофазные и трѐхфазные ТН, которые включаются в электрическую сеть соответствующим образом. Схема включения однофазного ТН показана на рис. 5.1. Схема включения трѐх однофазных ТН приведена на рис. 5.2. Эта схема получила широкое распространение в установках 35 кВ и выше. Обмотки однофазных трансформаторов могут быть изолированы на полное напряже- Рис. 5.1. Схема ние с одного конца. Второй конец обмоток подлежит завключения однофазного землению. трансформатоСхема позволяет измерить напряжения трѐх проводов ра напряжения относительно земли, а также три линейных напряжения. 51 Напряжение нулевой последовательности измеряется с помощью дополнительной обмотки, включѐнной по схеме разомкнутого «треугольника». При однофазном замыкании в сети на зажимах этой обмотки появляется напряжение, соответствующее тройному напряжению нулевой последовательности, значение которого зависит от системы рабочего заземления. Схема включения трѐхфазного ТН Рис. 5.2. Схема измерения напряжения с помощью трѐх од- аналогична схеме, приведенной на рис. нофазных трансформаторов, 5.2. Трѐхфазные ТН применяются в уставключѐнных в «звезду» с зазем- новках с номинальным напряжением до лѐнной нейтралью 35 кВ и при этом напряжении заменяют описанные выше группы из трѐх однофазных трансформатора, соединѐнных в «звезду», при меньшей стоимости. Схема включения двух однофазных ТН, включѐнных в неполный «треугольник» показана на рис. 5.3. Эта схема позволяет непосредственно измерить два линейных напряжения. Она целесообразна во всех случаях, когда основную нагрузку ТН составляют счѐтчики и ваттметры. Номинальное первичное напряжение должно соответствовать линейному напряжению цепи, а вторичное напряжение должно а б равняться 100 В. Первичные Рис. 5.3. Схема включения двух однофазных обмотки должны быть изотрансформаторов в неполный «треугольник»: лированы на полное напряа – схема включения; б – векторная диаграмма жение с обоих концов. 5.3. Классификация трансформаторов напряжения Трансформатор напряжения во многом похож на силовой трансформатор небольшой мощности и той же ступени напряжения. Однако имеются и отличия, вытекающие из назначения и условий работы этих аппаратов. В целях получения большей точности измерения нормальная нагрузка ТН ограничивается величиной в несколько раз меньшей их максимальной мощности, определяемой допустимым нагревом при длительной работе. Ввиду этого ТН не имеют специальных устройств для охлаждения. 52 Основные задачи, которые должны быть решены при конструировании ТН, помимо точности измерения, заключаются в создании надѐжной изоляции, способной противостоять перенапряжениям, обеспечении минимальных размеров и массы, безаварийной работы с минимальными затратами. Выполнение изоляции зависит от величины номинального первичного напряжения и рода установки (внутренняя или наружная). Производятся ТН следующих конструкций. 1. На напряжения 0,38…6 кВ с сухой изоляцией типа НОС и НОСК (магнитопровод первичной и вторичной обмотки пропитывается асфальтным лаком) и серии НОСК-3 и НОСК-6 (имеют высоковольтные выводы в виде гибких изолированных проводников). 2. На напряжения 6…35 кВ с литой изоляцией серий НОЛ (рис. 5.4, а) и ЗНОЛ (рис. 5.4, б) (меньшие габаритные размеры и масса, пожаробезопасны, устанавливаются в любом положении, не требуется наблюдение за качеством и количеством масла). 3. На напряжения 6…35 кВ ТН с масляной изоляцией в металлическом кожухе однофазные НОМ и ЗНОМ и трѐхфазные б а типа НАМИ. Рис. 5.4. Трансформатор Трансформатор ЗНОМ отличается от напряжения: а – НОЛ; б – ЗНОЛ НОМ тем, что его первичная обмотка рассчитана на напряжение U л 3 кВ и трансформатор имеет две вторичные обмотки с номинальными напряжениями 100 3 и 100 В. Конструктивные особенности трансформаторов напряжения НОМ и ЗНОМ показан на рис. 5.5. а б Рис. 5.5. Трансформаторы напряжения: а – НОМ; б – ЗНОМ; 1 – ввод высокого напряжения; 2 – коробка вводов низкого напряжения; 3 – бак Анализ опыта эксплуатации измерительных трансформаторов напряжения в сетях свидетельствует о том, что примерно 30 % общего числа их повреждений связано с возникновением феррорезонансных перенапряжений. 53 В ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия» введен новый термин «антирезонансный трансформатор» и дано его определение: трансформатор, устойчиво работающий при наличии в сети феррорезонансных явлений. Для трансформаторов напряжения (ТН), используемых в релейной защите и сигнализации ОЗЗ в трехфазных сетях с изолированной нейтралью, этот термин может трактоваться несколько шире и включает в себя ряд способностей ТН: – не вступать в устойчивый феррорезонанс с емкостями небольших сетей; – длительно выдерживать ОЗЗ через перемежающуюся дугу в сети; – длительно выдерживать феррорезонанс между фазной емкостью сети и нелинейными индуктивностями намагничивания других трансформаторов (как силовых, так и измерительных). Трансформаторы серии НАМИ (рис. 5.6) содержат в одном баке два трансформатора: трансформатор прямой (он же и обратной) и нулевой последовательностей (рис. 5.7). Трансформатор прямой последовательности – трехфазный, трехстержневой. Его первичные обмотки соединены в «звезду» с изолированной от земли нейтралью. Между этой нейтралью и землей включена первичная обмотка однофазного трансформатора нулевой последовательности. Схема соединения основной вторичной обмотки повторяет схему первичной обмотки. Дополнительная вторичная обмотка 3U 0 расположена на стержне трансформатора нулевой последовательности. На трех стержнях первого трансформатора помещается компенсационная обмотка, соединенная в замкнутый треугольник без внешних выводов. Рис. 5.7. Принципиальная электрическая схема соединения обмоток трансформатора НАМИ-6-10-35 кВ Рис. 5.6. Трансформатор НАМИ-10 54 Трансформатор позволяет осуществлять питание точных приборов и контроль изоляции. Дополнительная вторичная обмотка служит для присоединения реле контроля изоляции. Сигнализация однофазного замыкания на землю осуществляется при помощи реле максимального напряжения, подключѐнного к дополнительной обмотке. В нормальных условиях сумма ЭДС, индуктированных в трѐх фазах обмотки, примерно равна нулю. Поэтому и напряжение, подводимое к реле, равно нулю. При однофазном замыкании напряжение на реле может увеличится до 100 В, реле срабатывает и замыкает цепь звуковой сигнализации. Феррорезонанс в трехфазной сети с изолированной нейтралью обычно возникает из-за несимметрии в фазных проводимостях ТН при различной степени насыщения стали магнитопроводов. В ТН серии НАМИ несимметрия не возникает, так как трансформатор нулевой последовательности всего один. При ОЗЗ через перемежающую дугу в сети разряд емкостей происходит по первичной обмотке трансформатора нулевой последовательности. Поскольку источник напряжения в нулевой последовательности отсутствует, разряд носит затухающий характер. При этом, как показывают эксперименты с реальной дугой, больших восстанавливающихся напряжений на дуговом промежутке не возникает. Однополярная дуга с зажиганием один раз в период отсутствует. Соответственно нет и больших намагничивающих токов и перегрева в первичной обмотке ТН. Феррорезонанс в сети 6…10 кВ с изолированной нейтралью часто возникает при перегорании предохранителей, а также при обрывах проводов ВЛ с падением их на землю. Лишенные симметричного трехфазного питания потребительские трансформаторы 6…10 кВ во взаимодействии с емкостями остальной сети переходят в режим феррорезонансного преобразователя однофазного напряжения в трехфазное. Если чередование фаз во вновь образованной системе изменится на обратное, напряжение на одной из фаз сети может достичь трехкратного значения, и на дополнительной вторичной обмотке ТН появится напряжение примерно 300 В. Это может быть опасным не только для устройств релейной защиты, но и для самого ТН. Чтобы антирезонансный ТН мог выдержать такое воздействие длительно, номинальная индукция в магнитопроводе трансформатора нулевой последовательности снижена в 4 раза. Один трансформатор НАМИ-35 заменяет группу, состоящую из трех трансформаторов ЗНОМ-35. Трехфазная антирезонансная группа трансформаторов напряжения 3×ЗНОЛ (рис. 5.8) предназначена для установки в комплектные распределительные устройства (КРУ) или закрытые распределительные устройства (ЗРУ) и служит для питания электрических измерительных приборов, цепей 55 защиты и сигнализации в электроустановках переменного тока частоты 50 или 60 Гц. Устойчива к феррорезонансу и воздействию перемежающейся дуги в случае замыкания одной из фаз сети на землю. 4. При напряжениях 110 кВ и выше стоимость и размеры обычных трансформаторов резко возрастают. Поэтому Рис. 5.8. Трехфазная антирезонансная группа трансформаторов при таких напряжениях применяются напряжения 3×ЗНОЛ трансформаторы каскадного типа. Каскадные трансформаторы включаются между фазой и землѐй. В этих трансформаторах обмотка ВН равномерно распределяется по нескольким магнитопроводам, благодаря чему облегчается ее изоляция. Трансформатор типа НКФ-110 (рис. 5.9) имеет двухстержневый магнитопровод, на каждом стержне которого расположена обмотка ВН, рассчитанная на напряжение U ф / 2 . Так как общая точка обмотки ВН соединена с магнитопроводом, то она по отношению к земле находится под потенциалом U ф / 2 . Обмотки ВН изолируются от магнитопровода также на U ф / 2 . Обмотки НН (основная и дополнительная) намотаны на нижнем стержне магниб а Рис. 5.9. Трансформатор напряжения топровода. Для равномерного НКФ-110: а – конструкция; б – схема; распределения нагрузки по об1 – вывод высокого напряжения; 2 – мас- моткам ВН служит обмотка связи. лорасширитель; 3 – фарфоровая рубашка; Блок, состоящий из магнитопро4 – основание; 5 – коробка вводов низше- вода и обмоток, помещается в го напряжения фарфоровую рубашку и заливается маслом. Трансформаторы напряжения на 220 кВ состоят из двух блоков, установленных один над другим. То есть имеют два магнитопровода и четыре ступени каскадной обмотки ВН с изоляцией на U ф / 4 . Трансформаторы напряжения НКФ-330 и НКФ-500 соответственно имеют три и четыре блока, т.е. шесть и восемь ступеней обмотки ВН. Трансформатор напряжения НАМИ-110 имеет одноступенчатую некаскадную конструкцию. Трансформаторы напряжения НАМИ-220 и выше 56 имеют каскадную конструкцию. НАМИ-220 состоит из двух ступеней в фарфоровых корпусах с металлическими фланцами. Каждая ступень трансформатора имеет по два магнитопровода. 5. При напряжениях свыше 110 кВ применяются однофазные емкостные трансформаторы напряжения серии НДЕ (с емкостным делителем) наружной установки (рис. 5.10). НДЕ предназначены для выработки сигнала измерительной информации для измерительных приборов, цепей защиты и сигнализации, а также для обеспечения высокочастотной связи в электрических системах напряжением от 110 до 750 кВ. В трансформаторах используб а ются термостабильные емкостные делители Рис. 5.10. Трансформатор напряжения НДЕ: а – установка НДЕ-500; б – схема; 1 – делитель напряженапряжения, позволя- ния; 2 – разъединитель; 3 – заградитель высокочающие обеспечивать в стотный; 4 – трансформатор напряжения и дросэксплуатации класс сель; 5 – разрядник; 6 – привод точности 0,2. Применение емкостных трансформаторов типа НДЕ вместо индуктивных трансформаторов типа НКФ позволяет решить проблему устойчивости измерительных трансформаторов к феррорезонансным явлениям в энергосистемах. Емкостный делитель напряжения образуется соединенными последовательно конденсаторами, используемыми на подстанциях для высокочастотной связи, и совмещенным с ними конденсатором отбора мощности, установленными в фарфоровых покрышках друг на друга. Трансформаторные устройства с емкостным отбором мощности, присоединяются к конденсаторам высокочастотной связи С1 с помощью конденсатора отбора мощности С 2 . Напряжение, снимаемое с С 2 (10…15 кВ), подается на трансформатор TV , имеющий две вторичные обмотки, которые соединяются по такой же схеме, как и у трансформаторов НКФ или ЗНОМ. Для увеличения точности работы в цепь его первичной обмотки включен дроссель L , с помощью которого контур отбора напряжения настраивается в резонанс с конденсатором С 2 . Дроссель L и трансформатор TV встраиваются в общий бак и заливаются маслом. Заградитель ЗВ не пропускает токи высокой частоты в трансформатор напряжения. Фильтр присоединения Z предназначен для подключения высокочастотных постов защиты. 57 6. При напряжениях 110…550 кВ в КРУЭ используются ТН типа НОГ и ЗНОГ (элегазовые). Трансформатор напряжения НОГ (однофазный с газовой изоляцией) применяется в комплектном РУ с элегазовой изоляцией и предназначен для питания электроизмерительных приборов, цепей защиты и сигнализации. Трансформатор напряжения ЗНОГ (заземляемый трехфазный) состоит из стального корпуса, в котором размещены три магнитопровода стержневого типа (по одному на каждую фазу), на каждый из которых намотаны обмотки высокого напряжения (первичная и две вторичных – основная и дополнительная). Горловина корпуса герметично закрыта изолятором, на который устанавливаются розетки для присоединения трансформатора к элегазовой ячейке. 7. Для измерения постоянного напряжения используется дроссельный магнитный усилитель типа ДРМ. 5.4. Выбор ТН ТН выбирают: – по напряжению установки U ном U уст ; – по конструкции и схеме соединения обмоток; – по классу точности; – по вторичной нагрузке S2сум . S2ном где S2ном – номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом следует иметь в виду, что для однофазных ТН, соединѐнных в «звезду», следует взять суммарную мощность всех трѐх фаз, а для соединѐнных по схеме открытого «треугольника» – удвоенную мощность одного ТН; S2сум – нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединѐнных к ТН, В·А. Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй ТН и часть приборов присоединяют к нему. Сечение проводов в цепях ТН определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от ТН до расчѐтных счѐтчиков должна быть не более 0,5 %, а до щитовых измерительных приборов – не более 1,5 % при номинальной нагрузке. Для упрощения расчѐтов в учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм2 для медных жил и 2,5 мм2 для алюминиевых жил. 58 Контрольные вопросы 1. Какие функции выполняет ТН? 2. Как подключается ТН к электрической сети? 3. Чем ТН отличается от силового трансформатора? 4. Какие напряжения подлежат измерению в электроустановке? 5. Какими основными параметрами характеризуется ТН? 6. Как определяется класс точности ТТ? 7. Дайте классификацию ТН. 8. Чем НОЛ отличается от ЗНОЛ? 9. Какой ТТ называется каскадными? 10. На чем основан принцип действия НДЕ? 11. По каким параметрам выбирается ТН? 6. СПОСОБЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ. РЕАКТОРЫ Рост генерирующих мощностей современных энергосистем, увеличение мощностей нагрузок приводит, с одной стороны, к росту энерговооружѐнности, повышению надѐжности и устойчивости электроснабжения, а с другой – к существенному повышению уровней токов короткого замыкания. Максимальный уровень токов КЗ для сетей напряжением 35 кВ и выше ограничивается параметрами выключателей, трансформаторов, проводников и другого электрооборудования, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, а в сетях генераторного, сетях СН, распределительных сетях 3…20 кВ – параметрами электрических аппаратов, токопроводов, термической устойчивостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки. Ограничение токов КЗ в различных узлах электроэнергетической системы важно для ограничения последствий аварий, снижения стоимости аппаратуры и проводников РУ. Физический смысл методов ограничения токов КЗ заключается в использовании дополнительного сопротивления в цепи тока КЗ, необходимое значение которого можно рассчитать заранее. Наиболее распространѐнными и действенными способами ограничения токов КЗ являются: секционирование электрических сетей; установка токоограничивающих реакторов; широкое использование трансформаторов с расщеплѐнными обмотками низкого напряжения. Первый способ является эффективным средством, которое позволяет уменьшать уровни токов КЗ в реальных электрических сетях в 1,5–2 раза. 59 Секционирование электрической сети обычно влечѐт за собой увеличение потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах в нормальном режиме работы. По этой причине решение о секционировании должно приниматься после специального технико-экономического обоснования. Пример ограничения токов КЗ с помощью секционирования приведѐн на рис. 6.1. На схеме секционные выключатели QB1 и QB2 в нормальном рабочем режиме находятся в разомкнутом состоянии. При мощности понижающего трансформатора 25 МВ·А и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивление трансформатора в режиме КЗ примерно в два раза по сравнению с трансформатором без расщеплѐнной обмотки. К специальным техническим средствам ограничения токов КЗ относятся токоограничивающие реакторы, применяемые в электрических сетях напряжением 6…10 кВ. Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника (рис. 6.2) из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего в обмотках тока. Рис. 6.1. Схема ограничения токов короткого замыкания с помощью секционного выключателя а б в Рис. 6.3. Схемы включения реакторов 60 Рис. 6.2. Схема конструкции токоограничивающего реактора: 1 – витки катушки; 2 – бетонные колонки; 3 – изоляторы Возможные схемы включения реакторов в электрическую сеть представлены на рис. 6.3. Для мощных и ответственных линий может применяться индивидуальное реактирование (а). Когда реактор питает группу линий, его называют групповым (б). Реактор, включенный между секциями РУ, называется секционным реактором (в). Основными параметрами реактора является: – номинальное напряжение U ном ; – номинальный ток I ном ; – индуктивное сопротивление xр (Ом). В некоторых каталогах приводится процентное индуктивное сопротивление: X р% 3 X р I ном U ном 100 %; (6.1) – ток электродинамической стойкости реактора iдин , т.е. максимальный ток, при котором не наблюдается остаточной деформации обмоток; – время термической стойкости tтер и среднеквадратичный ток термической стойкости I тер . Допустимая потеря напряжения в реакторе обычно не превышает 1,5…2 %. В настоящее время наибольшее распространение получили бетонные реакторы с алюминиевой обмоткой типа РБ. Алюминиевые проводники реакторов покрываются несколькими слоями кабельной бумаги и хлопчатобумажной оплѐткой. Обмотка наматывается на специальный каркас, а затем в определѐнных местах заливается бетоном. Бетон образует колонны, которые закрепляют витки обмотки, предотвращая их смещение под действием собственной массы и электродинамических усилий при протекании токов КЗ. Изоляция реактора от заземлѐнных конструкций, а при вертикальной установке и от соседних фаз осуществляется при помощи опорных фарфоровых изоляторов. Бетонные реакторы выпускаются отечественной промышленностью на напряжения 6…35 кВ и токи от 400 до 4000 А и изготовляются для вертикальной, горизонтальной и ступенчатой установки. В обмотках реактора при протекании по ним тока имеют место потери активной мощности не более 0,1…0,2 % проходной мощности. Наряду с реакторами обычной конструкции в электроустановках находят применение сдвоенные реакторы. Конструктивно они подобны обычным реакторам, но от средней точки обмотки имеется дополнительный вывод. В случае применения сдвоенных реакторов источник может быть присоединѐн к средней точке, а потребители к крайним или наоборот (рис. 6.4). Ток, протекающий по одной ветви сдвоенного реактора, оказы- а б Рис. 6.4. Токоограничивающий сдвоенный реактор: а – схема включения; б – схема замещения 61 вает индуктивное влияние на другую ветвь. Для сдвоенного реактора характерными величинами являются индуктивность обмоток L , и их взаимная индуктивность M . Отношение M / L kс называется коэффициентом связи. Для применяемых в практике реакторов kс 0,4...0,6. Ветви реактора выполняют на одинаковый номинальный ток, а средний вывод – на удвоенный ток ветви. За номинальное сопротивление сдвоенного реактора принимают сопротивление ветви по аналогии с уравнением (6.1). Наличие магнитной связи между двумя ветвями реактора обуславливает такой режим работы, когда ток одной ветви реактора наводит в другой ветви напряжение, равное IxМ IxLkс , которое может иметь направление, совпадающее или противоположное направлению падения напряжения в другой ветви реактора. Таким образом, суммарное падение напряжения в сдвоенном реакторе зависит от направления тока в ветвях. При противоположном направлении токов в ветвях (рис. 6.4, б) токи в каждой ветви будут вызывать уменьшение падения напряжения в каждой половине реактора, т.е. суммарное напряжение в сдвоенном реакторе U где xр xL (1 kс ) при kс IxL IxM 0,5 , xр IxL (1 kс ) Ixр , (6.2) 0,5 xL . При использовании сдвоенного реактора по схеме, приведенной на рис. 6.5, выполняется дополнительное его свойство. При КЗ на выводах генератора G1 ток от генератора G2 протекает по ветвям в одном направлении. Взаимная индуктивность ветвей действует здесь согласно с собственной индуктивностью обмоток, и сквозное сопротивление реактора xскв Рис. 6.5. Работа сдвоенного реактора при двух генераторах в режиме КЗ 2wL 2wM 2wL(1 kс ) 2 xL (1 kс ) . (6.3) При kс 0,5 , xскв 3xL обеспечивается значительный токоограничивающий эффект. При расчѐтах токов короткого замыкания сдвоенный реактор представляют трѐхлучевой звездой. В электроустановках напряжением 6…10 кВ находят широкое применение сдвоенные реакторы с алюминиевой обмоткой типа РБ. Реактор выбирается по следующим параметрам. 1. По номинальному напряжению U ном Uсети ном . 62 2. По номинальному току I ном I раб.ф , где I раб.ф – рабочий ток форсированного режима. Для шинных (секционных) реакторов номинальный ток подбирается в зависимости от схемы включения. 3. По индуктивному сопротивлению. Индуктивное сопротивление реактора определяют исходя из условий ограничения токов короткого замыкания до заданного уровня. В большинстве случаев уровень ограничения токов короткого замыкания определяется по коммутационной способности выключателей, намечаемых к установке или установленных в данной точке сети. Как правило, первоначально известно начальное значение действующего значения периодической составляющей тока КЗ I п 0 , который с помощью реактора необходимо уменьшить до требуемого уровня. Рассмотрим порядок определения сопротивления индивидуального реактора. Требуется ограничить ток КЗ так, чтобы можно было в данной цепи установить выключатель с номинальным током отключения I откл (действующее значение периодической составляющей тока отключения). По значению I откл определяется начальное значение периодической составляющей тока КЗ, при котором обеспечивается коммутационная способность выключателя. Для упрощения обычно принимают I п 0 треб I откл . Результирующее сопротивление цепи КЗ до установки реактора можно определить по выражению, Ом, U ср xрез 3I по , где U ср – среднее линейное напряжение электрической сети, принимается из стандартного ряда средних электрических напряжений. Требуемое сопротивление цепи КЗ U ср xрез треб 3I ном . Разность полученных значений сопротивлений даст требуемое сопротивление реактора: xр треб xрез треб xрез . Далее по каталожным и справочным материалам выбирают тип реактора с большим ближайшим индуктивным сопротивлением. 63 Сопротивление секционного реактора выбирают из условия наиболее эффективного ограничения токов КЗ при замыкании на одной секции. Обычно оно принимается таким, что падение напряжения на реакторе при протекании по нему номинального тока не превышает 0,08...0,12 U ном , т.е. 3xр I ном U ном 0,08...0,12. Фактическое значение тока при КЗ за реактором определяется следующим образом. Вычисляется значение результирующего сопротивления цепи КЗ с учѐтом реактора xрез xрез xр . Затем определяется начальное значение периодической составляющей тока КЗ: Iп 0 U ср 3xрез . Аналогично выбирают сопротивление групповых и сдвоенных реакторов. Выбранный реактор следует проверить на электродинамическую и термическую стойкость при протекании через него тока. 4. По электродинамической стойкости. Электродинамическая стойкость гарантируется при соблюдении следующего условия: iдин iуд , где iуд – ударный ток при трѐхфазном КЗ за реактором. 5. По термической стойкости. Термическая стойкость реактора характеризуется заводом-изготовителем величиной tтер (временем термической стойкости) и I тер (среднеквадратичным током термической стойкости ). Поэтому условие термической стойкости реактора имеет вид Bк зав tтер I тер 2 Bк , где Bк – расчѐтный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором. При соблюдении указанного условия нагрев обмоток реактора при КЗ не будет превышать допустимого значения. 6. По допустимой потере напряжения. Потеря напряжения при протекании максимального тока в нормальном режиме определяется по формуле U р% 3I раб.ф 100 xр 1 kc U ном 64 sin υ. 7. По остаточному напряжению на шинах при КЗ непосредственно за реактором. Остаточное напряжение определяется по формуле U ост% 3I п 0 100 %. U ном Эффект поддержания остаточного напряжения на шинах при КЗ за реактором иллюстрирует рис. 6.6. Поддержание более высокого уровня остаточного напряжения благоприятно сказывается на потребителях электроэнергии, питающихся от того же источника, что и повреждѐнная цепь. С учѐтом этого в режиме короткого заа б мыкания целесообразно иметь возможно большее значение Рис. 6.6. Поддержание напряжения на шинах индуктивного сопротивления. при помощи реактора: напряжение на шинах Однако по условиям работы при отсутствии (а) и наличии (б) реактора энергоустановки в нормальном режиме чрезмерно увеличить сопротивления реактора нельзя из-за одновременного увеличения потери напряжения при протекании рабочего тока. Особенно это заметно при использовании реакторов в качестве групповых и индивидуальных. Значение U ост% по условиям работы потребителей должно быть не менее 65…70 %. Контрольные вопросы 1. Что приводит к росту токов КЗ? 2. Чем ограничивается ток КЗ? 2. Перечислите способы ограничения токов КЗ? 3. Что понимается под схемными мероприятиями? 4. Назовите основные элементы РБ? 5. На чем основан принцип действия реактора? 6. В чем проявляются преимущества сдвоенного РБ? 7. По каким параметрам выбирается РБ? 65 7. ОШИНОВКА. ИЗОЛЯТОРЫ 7.1. Ошиновка Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и другие) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки. Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше обычно выполняются сталеалюминевыми проводами марки АС. В некоторых типах ОРУ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами. На ПС соединение трансформатора с закрытым РУ 6…10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6…10 кВ применяется жѐсткая ошиновка. На электростанциях в пределах турбинного отделения токоведущие части от генератора до ЗРУ и к трансформатору выполняются чаще всего комплектным пофазно экранированным токопроводом. Связь между РУ собственных нужд осуществляется по кабельным линиям. В зависимости от установки ТСН его связь с РУ СН осуществляется либо по кабельным линиям, либо по комплектному токопроводу. 7.2. Изоляторы Изоляторы предназначены для крепления и изоляции шин, проводников, а также отделения токоведущих частей аппаратов от земли и других частей электроустановок. По назначению и конструкции изоляторы на напряжение выше 1 кВ разделяют на опорные, проходные и подвесные наружной и внутренней установки. Материал диэлектриков, из которых изготавливают изоляторы, должен обладать высокой электрической и механической прочностью. Этим качествам удовлетворяют глазурованный электротехнический фарфор и закаленное стекло и полимерные материалы. Нарушение электрической прочности изолятора может происходить при пробое материала диэлектрика или в результате разряда вдоль внешней поверхности изолятора. Поэтому конструкции изоляторов таковы, что их пробивные напряжения примерно в 1,5 раза выше напряжения перекрытия по поверхности (разряд по поверхности), которым и определяется электрическая прочность изолятора. При повышениях напряжения изолятор не разрушается, а перекрывается, и при быстром отключении напряжения остается неповрежденным. Изоляторы для наружных установок имеют развитую ребристую поверхность, обладают высокой трекингостойкостью (отсутствие следов после пробоя по поверхности). 66 Опорные изоляторы служат для изоляции и крепления жестких шин (реже – гибких) на металлических и бетонных конструкциях и по исполнению подразделяются на стержневые и штыревые. Опорно-стержневые изоляторы внутренней и наружной установки изготовляют в виде одного элемента. Для закрытых помещений применяют изоляторы с заделкой арматуры для крепления токоведущих частей внутри или снаружи корпуса изолятора. В электроустановках напряжением выше 110 кВ применяют составные шинные опоры-колонны или трехгранные опоры в виде пирамид. Для РУ 110…220 кВ используют колонны из 3…5 изоляторов на 35 кВ. Проходные изоляторы обеспечивают изоляцию проводников, проходящих через стены и перекрытия зданий или кожухи трансформаторов и аппаратов. Они состоят из диэлектрического (полимерные материалы, фарфор, бакелизированная бумага и др.) корпуса цилиндрической или веретенообразной формы, внутри которого проходит токоведущий стержень прямоугольного или круглого сечения. В средней части корпуса устанавливают металлический фланец для крепления изолятора в стене или аппарате. При номинальных напряжениях 3…10 кВ диэлектрический корпус выполняют из фарфора, полимера или бакелизированной бумаги, а при напряжениях 35 кВ и выше корпус представляет собой сложную изоляционную конструкцию, состоящую из фарфора, картона, бумаги, трансформаторного масла. Сечение токоведущего стержня определяется номинальным током проходного изолятора. При больших номинальных токах (2000 А и более) проходные изоляторы изготовляют без токоведущих частей. Через такие изоляторы (шинного типа) при монтаже пропускают жесткие шины распределительного устройства. Подвесные изоляторы применяют для крепления гибкой ошиновки и проводов воздушных линий к опорам. В основном применяются подвесные изоляторы тарельчатого типа. 7.3. Выбор жѐстких шин При токах до 3000 А применяются алюминиевые прямоугольного профиля одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. Сборные шины к электрическим аппаратам крепятся на опорных изоляторах. Шинодержатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, допускают продольное смещение при удлинении шин вследствие нагре67 ва. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы, чтобы усилие, возникающее при температурном удлинении шин, не передавалось на аппарат. Соединение шин по длине обычно осуществляется сваркой. Присоединение алюминиевых шин к медным (латунным) зажимам аппаратов производится с помощью переходных зажимов, предотвращающих образование электролитической пары медь-алюминий. Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации шины окрашиваются при переменном токе: фаза А – в жѐлтый цвет, фаза Б – в зелѐный, фаза С – в красный. При постоянном токе: положительная шина – в красный цвет, отрицательная – в зелѐный цвет. Согласно п. 1.3.28 ПУЭ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах ОРУ и ЗРУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются. Выбор сечения шин проводится по нагреву. При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Проверка шин по допустимому нагреву. Температура шины t в рабочем режиме не должна превышать продолжительно допустимую температуру: t tпрод доп . Допустимая температура нагрева продолжительного режима по ПУЭ для неизолированных проводов и окрашенных шин принята +70 °С, Расчѐтная нормированная (номинальная) температура окружающей среды tокр для шин принимается равной 25 °С. Продолжительной допустимой температуре проводника соответствует продолжительно допустимый ток I прод доп . Для шин и токопроводов должно выполняться условие I раб ф kт I прод доп , где I раб ф – ток форсированного режима, для сборных шин станций и подстанций, шин в цепи секционных и шиносоединительных выключателей выбирается по условию наибольшего перетока мощности; k т – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды; I прод доп – продолжительно допустимый ток при нормированном значении температуры окружающей среды (приводится в ПУЭ). Поправочный коэффициент на температуру окружающей среды может быть определѐн по формуле kт tпрод.доп tокр tпрод.доп tокр.нор 68 . Окраска шин позволяет на 20…35 % увеличить I прод.доп . Цвет окраски практически не влияет на эффективность теплообмена во внутренних электроустановках. Однако в наружных установках, для снижения теплового потока, поглощаемого при солнечной радиации, целесообразно окрашивать шины белой краской. При этом, в соответствии с рекомендациями ПУЭ, необходимое цветовое обозначение фаз можно выполнять только в месте подключения шин к аппаратам. В ОРУ продолжительно допустимый ток белых шин на 8 % выше, чем шин красного цвета, и на 25 % – неокрашенных. Проверка шин на термическую стойкость при КЗ. Проверка шин на термическую стойкость при КЗ заключается в определении их температуры нагрева к моменту отключения КЗ и сравнении этой температуры с предельно допустимой температурой нагрева при КЗ (для алюминиевых шин 200 °С). Предельно допустимая температура нагрева зависит от вида проводника, его материала и других факторов. В отечественной практике степень термического воздействия тока КЗ на проводники и электрические аппараты принято определять по значению интеграла Джоуля. Если исходная расчѐтная схема имеет произвольный характер, но для всех генераторов расчѐтное КЗ является удалѐнным, то все источники энергии заменяются одним эквивалентным источником, а результирующее индуктивное сопротивление эквивалентным сопротивлением расчѐтной схемы. В случае, если tотк 3Tа.экв , то расчѐтный тепловой импульс определяется по формуле Bк I п0 (tотк Tа.экв ), где tотк – расчѐтная продолжительность КЗ, которая складывается из времени срабатывания релейной защиты и выключателя; Tа.экв xэкв – постоянная времени wrэкв затухания апериодической составляющей тока КЗ; xэкв и rэкв – результирующие эквивалентные сопротивления расчѐтной схемы, найденные путѐм учѐта соответственно только индуктивных или только активных сопротивлений этой цепи; I п0 – действующее значение периодической составляющей тока КЗ от эквивалентного источника энергии. В тех случаях, когда нагрузка проводника до КЗ близка к продолжительно допустимой, минимальное сечение проводника, отвечающее условию термической стойкости при КЗ, определяют по формуле 69 Sтер min Cт Bк , где Cт – для алюминиевых шин равно. Выбранное сечение шины должно удовлетворять условиям: tКЗ tКЗ доп или Sтер min S, где tКЗ – температура шин при нагреве током КЗ; tКЗ доп – допустимая температура нагрева шин при КЗ; S – выбранное сечение шины. Проверка шин на электродинамическую стойкость. Электродинамической стойкостью шинной конструкции называется свойство конструкции выдерживать без повреждений механические воздействия, создаваемые токами КЗ. Жѐсткие шины, укреплѐнные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических усилий. В такой системе возникают колебания, частота которых зависит от массы и жѐсткости системы. Электродинамические силы, возникающие при КЗ, имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебательной системы шины– изолятор совпадут с этими значениями, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не будет. 7.4. Механический расчѐт шинных конструкций при КЗ Под действием токов КЗ электродинамические усилия на шины могут достигать несколько тонн на один пролѐт шины. Усилия, действующие между шинами разных фаз, вызывают их деформацию на изгиб и передаются на несущие и поддерживающие конструкции – опорные изоляторы, крепления и др. При расчѐте нагрузок на шины последние считаются достаточно длинными и концевые эффекты не учитываются. Электродинамические нагрузки, действующие на параллельные шины, распределены по длине равномерно. Для параллельных шин, расположенных в одной плоскости, максимальные значения нагрузок при двух- и трѐхфазных КЗ наступают примерно через 0,01 с, Н/м: q iуд 2 а , где 2 10 7 при двухфазном и 3 10 между осями шин, м; iуд – ударный ток КЗ, А. 70 7 при трѐхфазном; а – расстояние Для шин, расположенных по вершинам треугольника, наибольшая нагрузка при трѐхфазном КЗ 3iуд 2ξ q а 10 7 , где ξ – коэффициент максимальной нагрузки, зависящий от взаимного расположения шин. Если размеры поперечного сечения шин близки к расстоянию между ними, при расчѐте нагрузок следует учитывать коэффициент формы. В этом случае для шинной конструкции при двухфазном КЗ, а также для проводников одной фазы, состоящих из двух элементов, при любом виде КЗ наибольшие нагрузки q kф iуд 2 а , где kф – коэффициент формы шины. Шинная конструкция считается электродинамически стойкой, если максимальное расчѐтное напряжение в материале шин σ расч и максимальные расчѐтные нагрузки на изоляторы Fрасч не превосходят допустимых значений, т.е. σрасч σдоп , Fрасч Fдоп , где σ доп и Fдоп – допустимое напряжение в материале и нагрузка на изолятор. Согласно ПУЭ допустимое напряжение σ доп принимается равным 70 % временного сопротивления разрыву (предела прочности) материала шин. Временное сопротивление разрыву и допустимые напряжения материалов шин приводятся в справочной литературе. Допустимая нагрузка на изолятор Fдоп принимается равной 60 % от минимальной разрушающей нагрузки Fразр , приложенной к головке изолятора: Fдоп 0,6 Fразр , где Fразр – приводится в характеристиках изолятора. Если центр масс поперечного сечения шины удалѐн от вершины опорного изолятора, например, у плоских шин, поставленных на ребро, допусти- 71 мая нагрузка при изгибе изолятора должна быть уменьшена в соответствии с формулой Fдоп 0,6 HFразр h H , где h – расстояние от вершины изолятора до центра масс поперечного сечения шины; H – расстояние от головки изолятора до опасного сечения (сечения, где наиболее вероятна поломка) изолятора. Для современных опорных (стержневых) изоляторов 6…35 кВ с внутренней заделкой арматуры H примерно равна высоте изолятора H из . Для изоляторов 110 кВ (а также некоторых типов изоляторов 10…35 кВ) с внешним креплением арматуры опасное сечение проходит по верхней торцевой поверхности опорного фланца. Для опорных штыревых изоляторов – по плоскости соединения чугунного штыря и фарфорового тела. При расчѐтах в качестве расчѐтной схемы шины принимают балку, защемлѐнную или шарнирно опертую на опоры (табл. 7.1). Таблица 7.1 № п/п Расчѐтная схема Коэффициент (параметр) λ α Тип шины Разрезная шина с длиной целого участка, равной длине пролѐта 3,14 8 1,00 2 Разрезная шина с длиной целого участка, равной длине двух пролѐтов 3,93 8 1,25 3 Многопролѐтная резная шина 4,73 12 1,00 1 нераз- Различают следующие основные типы шинных конструкций и соответствующие им расчѐтные схемы: 1. Шинные конструкции с разрезными шинами, длина целых (или сварных) участков которых равна длине пролѐта. Расчѐтной схемой пролѐта такой конструкции служит балка с шарнирным опиранием (шинные конструкции напряжением 110 кВ и выше). 2. Шинные конструкции с разрезанными шинами, длина которых равна длине двух пролѐтов. Расчѐтная схема пролѐта такой конструкции – балка с 72 жѐстким опиранием на одной и шарнирным опиранием на другой опоре (применяется в РУ 110…220 кВ, реже – 35 кВ). 3. Многопролѐтные конструкции с неразрезными (цельными или сварными) шинами. Средние пролѐты ошиновки отвечают расчѐтной схеме балки с жѐстким опиранием на обеих опорах (РУ до 35 кВ). Опоры шин в расчѐтах принимаются упругоподатливыми или абсолютно жѐсткими. Абсолютно жѐсткие опоры – РУ напряжением до 35 кВ включительно. Приведем порядок расчѐта электродинамической стойкости шинных конструкций с жѐсткими опорами, шинами, расположенными в одной плоскости. 1. Рассчитывают первую (основную) частоту собственных колебаний шины, Гц, f1 r12 2 l 2 EJ , m где l – длина пролѐта между опорными изоляторами; Е – модуль упругости материала шин, равный для алюминия и его сплавов примерно 10 7 , Па; J – момент инерции поперечного сечения шин, м 4 (табл. 7.2); m – масса шины на единицу длины, кг/м. Таблица 7.2 Профиль сечения Момент инерции Момент сопротивления 2. Определяют динамический коэффициент η . Если первая частота собственных колебаний f1 200 Гц, динамический коэффициент приравнивается к единице. Если частота f1 200 Гц, коэффициент η находят по кривой в зависимости от частоты f1 . 3. Находят наибольшую (расчѐтную) удельную электродинамическую нагрузку, Н/м, при трѐхфазном КЗ q 3iуд 2 а 73 10 7. 4. Вычисляют максимальные (расчѐтные) напряжения в материале шины, Па, σ расч ηl 2qрасч W , 3 где W – момент сопротивления поперечного сечения шины, м (табл.7.2); 5. Определяют максимальные (расчѐтные) нагрузки на изоляторы Fрасч βqрасчlη. 7.5. Выбор кабелей Потребители 6…10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в РУ, а затем в земле. Для присоединения потребителей собственных нужд станций и ПС к соответствующим щитам используются кабели 0,4 и 10 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках. В зависимости от места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель, нормативными документами рекомендуются различные марки кабелей. Кабели выбирают: – по напряжению установки U ном U уст ; – по конструкции; – по экономической плотности тока; – по допустимому току I раб ф kа.пkt k N kU I доп , где kа.п – коэффициент аварийной перегрузки; kt – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды; k N – поправочный коэффициент на количество работающих кабелей; kU – поправочный коэффициент для кабелей, работающих не при номинальном напряжении; – по термической стойкости tкз tкз доп или Sтер min S. При выборе сечений кабелей следует учитывать их допустимую перегрузку, определяемую по пп. 1.3.5. и 1.3.6. ПУЭ в зависимости от вида прокладки, длительности максимума и предварительной нагрузки. 74 Кабель небольшой длины проверяется по току КЗ в начале линии; одиночные кабели со ступенчатым сечением по длине проверяют по току КЗ на каждом участке. 7.6. Выбор гибкой ошиновки В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполняемые проводами АС. Провода ЛЭП, провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются: – по экономической плотности тока; – по нагреву; – на термическое действие токов КЗ На электродинамическое действие токов КЗ проверяются гибкие шины РУ при токах КЗ 20 кА и провода ВЛ при токах 50 кА. Контрольные вопросы 1. Что понимается под ошиновкой подстанции? 2. Какие виды ошиновки применяются на подстанции? 3. Как подразделяются изоляторы по назначению и конструкции? 4. Что называется линейной изоляцией? 5. По каким параметрам выбирается жесткая шина? 6. По каким параметрам выбирается кабель? 8. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ 8.1. Виды схем, назначение, основные требования к ним Различают первичные и вторичные схемы электрических соединений. К первичным относят цепи, по которым электроэнергия передаѐтся от источников к трансформаторам и затем к электроприѐмникам по ВЛ и КЛ. Вторичные – это электрические цепи постоянного и переменного тока, которые служат для питания аппаратуры управления, защиты, автоматики (сигнализации, блокировки, измерительных приборов и других подобных устройств). Первичные схемы можно условно разделить на главные схемы электростанций и ПС и схемы соединения собственных нужд (СН). Главная схема – это порядок соединения основного электрического оборудования (шин, коммутационной аппаратуры) сети. На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении при отключенном положении всех элементов установки. Все элементы схемы и связи между ними 75 изображаются в соответствии со стандартами единой системы конструкторской документации (ЕСКД). Условные графические обозначения основных элементов схем приводятся в справочных материалах. Там же приведены кодовые обозначения этих элементов. Буквенно-цифровое обозначение в электрических схемах состоит из трѐх частей: 1 – вид элемента, 2 – его порядковый номер, 3 – его функция. Вид и номер являются обязательными (указание функции элемента необязательно). Например, QS1 – разъединитель номер 1. При проектировании электрической установки до разработки главной схемы составляется структурная схема, на которой показываются основные функциональные части электроустановки (РУ, генераторы, трансформаторы) и связи между ними (рис. 8.1, 8.2, 8.3). Функциональные части электроустановки показываются условно, в виде прямоугольников. а а а б в Рис. 8.1. Структурные схемы КЭС, АЭС, ГЭС в б Рис. 8.2. Структурные схемы ТЭЦ б в Рис. 8.3. Структурные схемы ПС 76 На рис. 8.4 показана главная схема ПС без некоторых аппаратов: трансформаторов тока, разрядников. Такая схема называется упрощенной принципиальной схемой. На полной принципиальной схеме (рис. 8.5) указываются все аппараты первичной цепи, а также типы этих аппаратов. Рис. 8.4. Упрощенная принципиальная схемой Рис. 8.5. Полная принципиальная схемой На практике используются оперативные схемы, на которых показывается действительное положение коммутационных аппаратов дежурным персоналом каждой смены и монтажные схемы. 8.2. Требования, предъявляемые к схемам подстанций Схемы подстанций должны удовлетворять следующим требованиям: – соответствовать типу подстанции, условиям работы ПС в энергосистеме, ожидаемым режимам; – быть удобной в эксплуатации, а именно: простота и наглядность схемы, минимальный объѐм переключений, связанных с изменением режима, доступность электрооборудования для ремонта; – удобство сооружения электрической части с учѐтом очерѐдности ввода в эксплуатацию генераторов, трансформаторов, линий; – допускать возможность автоматизации установки в экономически целесообразном объѐме; – достаточная, экономически оправданная степень надѐжности. Надѐжность представляет собой свойство объекта (элементов оборудования) выполнять заданные функции, сохраняя во времени значение установленных эксплуатационных показателей в определѐнных пределах. Под 77 надѐжностью электростанции, ПС следует понимать свойство выдавать мощность в сеть в соответствии с запланированным графиком, снабжать электроэнергией потребителей, сохраняя качество электроэнергии в приделах, установленных действующими нормативами. количественно надѐжность объекта оценивается с помощью ряда показателей, выбираемых и определяемых с учѐтом особенностей объекта, условий его эксплуатации и последствия отказов, т.е. нарушений работоспособности. Отказы рассматривают как случайные события. Соответственно для анализа надѐжности используют методы математической теории вероятности. Главными признаками, определяющими тип подстанции, являются еѐ местоположение, установленная мощность и число установленных трансформаторов. К основным факторам, определяющим капитальные затраты на строительство подстанции и классификацию еѐ по степени сложности, относятся: – способ присоединения подстанции к электрической сети и главная схема электрических соединений; – число отходящих линий на высшем и среднем напряжениях; – способ управления и обслуживания подстанции. Все сетевые подстанции можно разбить на следующие три основных категории: – подстанции по упрощенным схемам, как правило, без выключателей на стороне высшего напряжения; – проходные подстанции с малым числом линий и выключателей; – узловые подстанции (мощные коммутационные узлы). Узловые подстанции во всех случаях являются системными. Потребительские подстанции в основном характеризуются наличием двух напряжений. Все подстанции с установкой автотрансформаторов являются системными. Основным признаком системной подстанции является осуществление прямой электрической связи между сетями высшего и среднего напряжения с выдачей потоков мощности либо преимущественно односторонних, либо обменных. По способу присоединения к сети подстанции: – тупиковые; – ответвительные; – проходные; – комбинированные. Ответвительные подстанции: – подстанции с глухим присоединением к проходящим линиям; – с автоматическим секционированием участков линии. 78 По местоположению проходные и мощные узловые подстанции: – подстанции, расположенные на трассе слабой одиночной внутрисистемной или межсистемной связи; – подстанции, представляющие собой мощные коммутационные узлы системы, через которые со стороны высшего напряжения по линиям проходят большие системные транзитные потоки мощности. По типам устанавливаемых трансформаторов подстанции: – с двухобмоточными трансформаторами; – с трѐхобмоточными; – с автотрансформаторами; – с трансформаторами с расщеплѐнными обмотками. По способу защиты: – с предохранителями; – с короткозамыкателями; – с короткозамыкателями и отделителями; – с различными системами передачи телеотключающего импульса. По способу управления: – автоматические; – с дежурством на дому; – с постоянным дежурным персоналом. По способу обслуживания: – без ремонтной базы и ремонтного персонала; – с ремонтной базой и ремонтным персоналом. Классификация сетевых подстанций сведена в табл. 8.1. ПС могут предназначаться для питания отдельных потребителей или крупного района, для связи частей энергосистемы. Шины высокого напряжения электростанций и ПС могут быть узловыми точками энергосистемы, через которые проходит переток мощности из одной части системы в другую – транзит мощности. ПС могут быть проходными, тупиковыми, отпаечными. Схемы РУ 6…10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей (по одиночным или параллельным линиям, наличие резервных вводов у потребителей), от категории потребителей. По ПУЭ различают следующие категории потребителей: 1-я категория – электроприѐмники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб, повреждение основного дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Из состава электроприемников 1-й категории выделяется особая группа, бесперебойная работа которой необходима для аварийной остановки производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров 79 Таблица 8.1 Категория подстанции Высшее напряжение, кВ Тип Основная характеристика 1. Тупиковые, ответвительные, проходные. 2. Одно- и двухтрансформаторные. 3. Комплектные, заводского изготовления или сборные из крупноблочных индустриальных узлов. 4. Число отходящих линий: на стороне ВН – 1–2, на стороне СН – до 6. 5. Без выключателей на стороне ВН. 1 35…330 По упроупрощенным схемам 2 35…500 Проходные Примечание Подстанции с ВН 330 кВ преимущественно двухтрансформаторные Оборудование ОРУ 330 кВ поставляется россыпью; строительные конструкции и монтаж осуществляются на месте. В отдельных случаях третья радиальная линия. При ВН 330 кВ – до 10. В отдельных случаях один выключатель; при ВН 330 кВ один–два выключателя. 6. Переменный оперативный ток. При ВН 330 кВ постоянный оперативный ток. 7. Полностью автоматическая, без постоянного При ВН 330 кВ с дежурным персоналом и оперативного персонала общестанционным постом управления. 1. Одно- и двухтрансформаторные. На подстанциях 220…500 кВ возможна 2. Сборные из крупноблочных узлов заводско- установка до четырѐх трансформаторов. го изготовления. Оборудование ОРУ 220…500 кВ поставля3. Число отходящих линий: на стороне ВН – до 4, ется россыпью: строительные конструкции и на стороне СН – до 10. монтаж осуществляется на месте. 4. Число выключателей на стороне ВН – до 6. 5. Переменный оперативный ток. В отдельных случаях возможен постоянный 6. Полностью автоматическая, без постоянного оперативный ток (220…330 кВ). эксплуатационного персонала. 7. Наличие ремонтной базы и ремонтного пер- Только на подстанциях 500 кВ, в отдельных сонала в сокращѐнном объѐме. случаях – на подстанциях 330 кВ. 8. Установка синхронных компенсаторов (шун- В отдельных случаях товых батарей статических конденсаторов) 80 Окончание табл. 8.1 Категория подстанции 3 Высшее напряжение, кВ Тип Основная характеристика 1. Число трансформаторов до четырѐх. 2. Число линий на стороне ВН – до 6–8. 3. Число линий на стороне СН – до 14. 4. Постоянный оперативный ток и здание ОПУ. 5. Наличие постоянного эксплуатационного персонала. Мощные 330…750 6. Наличие ремонтной базы и ремонтного персоузловые нала. 7. Установка синхронных компенсаторов (шунтирующих батарей статических конденсаторов). 8. Установка продольной емкостной компенсации (УПК) и устройство переключающего пункта электропередачи 81 Примечание На подстанциях 330 кВ – в отдельных случаях. В большинстве случаев. В отдельных случаях и повреждения дорогостоящего оборудования. Электроприѐмники 1-й категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания, перерыв допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроснабжения потребителей особой группы предусматривается питание от третьего независимого источника. В качестве независимого источника питания могут быть местные электростанции (ДЭС), специальные агрегаты бесперебойного питания, АБ. 2-я категория – электроприѐмники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Эти электроприѐмники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников, взаимно резервирующих друг друга. Для них допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Допускается питание потребителей этой категории по одной линии ВЛ, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более одних суток. При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повреждѐнного трансформатора за время не более одних суток допускается питание от одного трансформатора. 3-я категория – все остальные, не подходящие под определение 1-й и 2-й категории. Для этих электроприемников электроснабжение может быть выполнено от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены повреждѐнного элемента системы, не превышают 1 суток. Контрольные вопросы 1. Как подразделяются первичные схемы электрических соединений? 2. Какие схемы называется главными? 3. Что показывается на структурной схеме? 4. Какие основные требования предъявляются к схемам электроустановок? 5. Приведите классификацию подстанций. 6. Как подразделяются электроприемники по надежности электроснабжения? 82 9. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ НА 6…10 КВ Одна несекционированная система сборных шин (рис. 9.1) представляет собой простейшую схему на стороне 6…10 кВ. На каждую цепь имеется один выключатель, который служит для отключения и включения этой цепи в нормальных условиях. При выводе в ремонт выключателя отключается вся цепь, и выключатель отделяется линейными и шинными разъединителями (рис. 9.1, а) или выкатыванием тележки при установке ячеек КРУ (рис. 9.1, б). Достоинством этой схемы является то, что еѐ можно использовать с комплекта б ными ячейками КРУ. При этом снижается стоимость Рис. 9.1. Одна несекционированная система сбормонтажных работ. Однако ных шин: а – без ячеек КРУ; б – c ячейками КРУ схема имеет крупные недостатки. Для ремонта сборных шин, любого шинного разъединителя необходимо обесточить сборные шины, т.е. отключить все источники питания, при этом прекращается электроснабжение всех потребителей. При коротком замыкании на сборных шинах отключаются все присоединения, то же самое происходит при коротком замыкании на линии и отказе выключателя этой линии. При ремонте выключателя любого присоединения это присоединение отключается на весь период ремонта. Уменьшить объѐм погашения на подстанции можно за счѐт одной секционированной сборной системы шин. Секционирование можно выполнять с помощью разъединителя или чаще двух разъединителей. Это даѐт некоторое преимущество при ремонте сборных шин по полусекциям, шинных разъединителей отключенной полусекции. При коротком замыкании на шинах одной полусекции мы теряем всю секцию полностью и всех потребителей. На рис. 9.2 показана схема с одной системой сборных шин, секционированной выключателем. Авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей; вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе. Достоинствами схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надѐжность. 83 Недостатки схемы: при повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, не резервированные, остаются без питания на всѐ время ремонта. В рассмотренной схеме секционный выключатель в нормальном режиме на электростанции включен, чтобы обеспечить параллельную работу генераторов. На подстанциях секционный выключатель отключен в нормальРис. 9.2. Одна секционированная система ном режиме в целях ограничения сборных шин токов короткого замыкания. На генераторном напряжении электростанций (ТЭЦ) может быть применена схема с одной секционированной системой сборных шин, замкнутой в кольцо (рис. 9.3). Рис. 9.3. Схема с одной секционированной системой сборных шин, замкнутых в кольцо 84 Как правило, сборные шины генераторного напряжения разделяются на секции по числу генераторов электростанции. При количестве секций более трѐх схема закольцовывается. Это проводится для выравнивания напряжения между секциями при выходе из строя одного из генераторов. На рис. 9.4 показана схема с двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение и двумя шинными разъединителями. Шинный разъединитель служит для изоляции выключателей от сборных шин при их ремонте, а также для переключения с одной системы шин на другую без перерыва в их работе. Линейные разъединители предусмотрены для безопасного ремонта выключателей. Предусмотрен шиносоединительный выключатель. Вторая система сборных шин используется в качестве резервной. Рис. 9.4. Схема с двумя системами сборных шин Напряжение на второй системе в нормальном режиме отсутствует. Возможен и другой режим работы этой схемы, когда обе системы шин находятся под напряжением и все присоединения распределяются между ними равномерно. Такой режим называется режимом с фиксированным присоединением цепей, обычно применяется на шинах повышенного напряжения. Схема с двумя системами сборных шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения. Для перевода всех присоединений с одной системы шин на другую следует произвести следующие операции: 85 – включить шиносоединительный выключатель и с его привода снять оперативный ток; – проверить включенное состояние шиносоединительного выключателя; – включить все разъединители второй системы шин; – отключить в первой системе шин разъединители всех присоединений кроме шиносоединительного выключателя и трансформатора напряжения; – переключить питание цепей напряжения релейной защиты, автоматики и измерительных приборов на трансформатор напряжения второй системы шин; – проверить отсутствие нагрузки на шиносоединительный выключатель; – на привод шиносоединительного выключателя подать оперативный ток и отключить шиносоединительный выключатель; – провести подготовку к ремонту первой системы шин. При коротком замыкании на первой секции рабочей системы шин выключаются выключатели Q1 , Q3 и QB . Для восстановления работы потребителей необходимо выполнить переключения: – отключить все выключатели отходящих линий; – отключить все шинные разъединители первой системы шин; – включить шинные разъединители всех присоединений во второй системе шин; – подать от одного из трансформаторов Т1 напряжение на вторую систему шин для проверки еѐ исправности; – включить выключатели всех ответственных потребителей; – развернуть генератор G1 и после синхронизации включить в работу; – включить выключатели всех остальных линий. Рассмотренные схемы являются гибкими и достаточно надѐжными. К недостаткам схемы следует отнести большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложную конструкцию РУ, что ведѐт к увеличению капитальных затрат на сооружение ГРУ. Большое количество операций с разъединителями и сложная блокировка между выключателями и разъединителями приводит к возможности ошибочного отключения тока нагрузки разъединителями. Вероятность аварий в результате ошибочных действий персонала значительно выше. Контрольные вопросы 1. Назовите недостатки схем с одной несекционированной системой шин? 2. Какие достоинства схем с секционированной системой шин? 3. К чему приводит закольцовывание секций шин? 4. Как используется вторая система шин? 5. Как переводятся присоединения с одной системы шин на другую? 86 10. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ НА СРЕДНИХ НАПРЯЖЕНИЯХ Основными факторами, определяющими главную схему электрических соединений подстанции, являются: – тип подстанции (является ли данная подстанция чисто потребительской или системной; тупиковой или проходной); – стоимостные показатели подстанции (чем выше напряжение, тем больше стоимость высоковольтных выключателей); – число отходящих линий электропередачи и их пропускная способность. При проектировании потребительских подстанций тупикового или ответвительного типа при небольшом количестве присоединений на стороне 35…220 кВ применяют упрощенные схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, а число выключателей – уменьшенное. В некоторых схемах выключателей высокого напряжения вообще не предусматривается. Упрощенные схемы позволяют уменьшить расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость РУ, ускорить его монтаж. Упрощенные схемы блока трансформатор–линия однотрансформаторных подстанций (рис. 10.1). На рис. 10.1, б трансформатор соединѐн с линией W выключателем Q2. При аварии в линии отключается выключатель Q1 в вначале линии. При КЗ в трансформаторе отключается выключатель Q2 и вводы РУ НН. В блоках генератор–линия–трансформатор (рис. 10.1, б) выключатель Q2 не устанавливается, любое повреждение в блоке отключается генераторным выключателем Q1. Схемы блоков трансформатор–линия на двухтрансформаторных подстанциях 35…220 кВ (рис. 10.2). Блоки для большей гибкости соединены неавтоматической из двух разъединителей или разъединителя и отделителя или автоматической с выключателем перемычкой. Перемычка используется для питания подстанции как от одной, так и от другой линии. 87 а б Рис. 10.1. Схемы присоединения однотрансформаторных подстанций а б в Рис. 10.2. Схемы присоединения двухтрансформаторных подстанций Если одна из линий (рис. 10.2, а), например W1, выводится в ремонт, то действиями дежурного персонала ПС отключается линейный разъединитель QS1, включается разъединитель QS3 и трансформатор Т1 становится под нагрузку включением вводного выключателя РУ НН с последующим отключением секционного выключателя. На схеме (рис. 10.2, б) устанавливаются три выключателя Q1, Q2, Q3. Нормально Q3 на перемычке между линиями W1 и W2 (мостике) включѐн. При повреждении на линии W1 отключается выключатель Q1, трансформаторы Т1 и Т2 остаются в работе, связь с энергосистемой осуществляется по линии W2. При повреждении в трансформаторе Т1 отключается выключатель со стороны РУ НН и выключатели Q1 и Q3. В этом случае линия W1 оказывается отключѐнной, хотя никаких повреждений на ней нет. Если учесть, что аварийное отключение трансформаторов бывает редко, то с таким недостатком схемы можно мириться, тем более, что после отключения Q1 и Q3 и при необходимости вывода в ремонт трансформатора отключают разъединитель QS1 и включают Q1 и Q3, восстанавливая работу линии W1. Для сохранения в работе обеих линий при выводе в ремонт любого выключателя Q1, Q2, Q3 предусматривается дополнительная ремонтная перемычка, как показано на рис. 10.2, в, из двух разъединителей QS3 и QS4. Нормально один из разъединителей отключѐн, все выключатели включены. Для ревизии выключателя Q1 предварительно включают ремонтную перемычку, затем отключают Q1 и разъединители по обе стороны от выключателя. Но в данном режиме при КЗ на одной из линий обе обесточатся. 88 Кольцевые схемы. В кольцевых схемах (схемах многоугольников) выключатели соединяются между собой, образуя кольцо. Каждый элемент (линия, трансформатор) присоединяются между двумя соседними выключателями. Самой простой кольцевой схемой является схема многоугольника рис. 10.3, а. Линия W1 присоединена к схеме выключателями Q2 и Q3, трансформатор – выключателями Q1 и Q3. В схеме треугольника на одно присоединение используется один выключатель, схема экономична. а б Рис. 10.3. Кольцевые схемы в В кольцевых схемах ревизия любого выключателя производится без перерыва в работе какого-либо элемента. В кольцевых схемах надѐжность работы выключателя выше, чем в других схемах, т.к. имеется возможность опробования любого выключателя в период нормальной работы схемы. На рис. 10.3, б представлена схема четырѐхугольника. Эта схема экономична, позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы еѐ элементов. Схема обладает высокой надѐжностью. Достоинством всех кольцевых схем является использование разъединителей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителями в таких схемах невелико. К недостаткам кольцевых схем следует отнести более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце, т.к. в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется. Например, при ревизии выключателя Q1 ток в цепи Q2 возрастает вдвое. Релейная защита также должна выбираться с учѐтом всех режимов. Достаточно широкое применение получила схема шестиугольником. Схемы с одной рабочей и обходной системами шин. При большом количестве присоединений на повышенном напряжении возможно применение схем с одиночной секционированной системой шин. Эта система обладает рядом существенных недостатков, в том числе необходимостью отклю89 чения линии или источников питания на всѐ время ремонта выключателя в их цепи. При напряжении 35 кВ отключение линии будет непродолжительным, т.к. длительность ремонта выключателей невелика. В этот период, чтобы обеспечить питание потребителей, используется резерв по сети. При напряжении 110 кВ и выше длительность ремонта выключателей возрастает и становится недопустимым отключать цепь на всѐ время ремонта. Одним из важнейших требований к схемам на стороне высшего напряжения является создание условий для ревизий и опробования выключателей без перерыва работы. Этим требованиям отвечает схема с обходной системой шин (рис.10.4). а б в Рис. 10.4. Схемы с одной рабочей и обходной системами шин В нормальном режиме обходная система шин АО находится без напряжения. Все разъединители QS0 обходной системы шин отключены. В схеме предусмотрен обходной выключатель Q0, который может быть присоединѐн к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей. Секции в этом случае расположены параллельно друг другу. Выключатель Q0 может заменить любой другой выключатель, для чего надо произвести следующие операции: – включить обходной выключатель Q0, для проверки исправности обходной системы шин; – отключить Q0; – включить QS0; – включить Q0; 90 – отключить Q1; – отключить разъединители QS1 и QS2. После указанных операций линия получает питание через обходную систему шин и обходной выключатель. В целях экономии функции обходного и секционного выключателя могут быть совмещены. На рис. 10.4, а кроме выключателя Q0 есть перемычка из двух разъединителей QS3 и QS4. В нормальном режиме эта перемычка включена, обходной выключатель присоединѐн к секции В2 и также включѐн. Таким образом секции В1 и В2 соединены между собой через Q0, QS4, QS3, и обходной выключатель выполняет функции секционного выключателя. При замене любого линейного выключателя обходным выключателем необходимо отключить Q0, отключить разъединитель перемычки QS4, а затем использовать Q0 по назначению. На всѐ время ремонта линейного выключателя параллельная работа секций, а следовательно, и линий нарушается. Схема рис. 10.4, а рекомендуется для ВН ПС 110 кВ при числе присоединений до 6. При большем числе присоединений (7–15) рекомендуется схема с отдельным Q0 и секционным выключателем QВ (рис. 10.4, в). В цепях трансформаторов в рассматриваемой схеме установлены отделители. При повреждении в трансформаторе выключаются выключатели линий W1 и W2 и выключатель Q0. После отключения отделителя QR1 выключатели включаются автоматически, восстанавливая работу линий. Для ВН подстанций при числе присоединений до шести включений, когда нарушение параллельной работы линий допустимо и отсутствует перспектива дальнейшего развития, рекомендуется схема (а). Если в перспективе ожидается расширение РУ, то в цепях трансформаторов устанавливаются выключатели. Такие схемы применяются на напряжения 110 и 220 кВ на стороне ВН и СН подстанций. При большем числе присоединений (7–15) рекомендуется схема (б). Это позволяет сохранить параллельную работу линий при ремонтах выключателей. Схема с двумя рабочими и обходной системой шин. Для РУ 110…220 кВ с большим числом присоединений (16 и более) применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин и с одним выключателем на цепь (рис. 10.5). Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении присоединений: линии W1, W2, W3 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1, линии W2, W4, W6 и Т1 присоединены ко второй системе шин А2, шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает 91 а в б Рис. 10.5. Схема с двумя рабочими и обходной системой шин надѐжность схемы, т.к. при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переведутся на исправную систему шин. Схема имеет недостатки: – отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединѐнных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения; – повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений; – большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатации РУ; – необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ. При числе присоединений 12–15 одна система шин секционируется, при числе присоединений более 15 секционируются обе системы шин. В схеме с секционированными шинами при КЗ в линии или отказе выключателя теряется только 25 % присоединений. Существуют и другие схемы с двумя системами шин, но так как они не применяются в нашей энергосистеме, лишь упомянем их: – схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи: – схема с двумя системами шин и с четырьмя выключателями на три цепи. 92 Контрольные вопросы 1. В каких случаях применяется схема блока трансформатор–линия? 2. В каких случаях применяются кольцевые схемы? 3. Для чего предназначена дополнительная ремонтная перемычка? 4. Назовите недостатки кольцевых схем. 5. Для чего предназначена обходная система шин? 6. Чем можно заменить обходной выключатель? 7. В каких случаях применяется схема с двумя рабочими и обходной системой шин? 11. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ЯЧЕЕК КРУЭ Элкгазовое комплектное распределительное устройство (КРУЭ) включает в себя основное технологическое оборудование подстанции, такое как выключатели, разъединители с заземлителями, трансформаторы тока и напряжения, ОПН, совмещенные в заземленном металлическом корпусе, заполненном элегазом, обладающим лучшими изолирующими и дугогасительными свойствами. КРУЭ является качественным распределительным устройством, имеющим хорошие характеристики, включая компактность, безопасность, высокую надежность, удобство эксплуатации и стойкость к воздействию внешней среды. КРУЭ трехфазного герметичного исполнения комплектуются из 3-х стандартных модулей согласно электрической схеме. Ячейка КРУЭ состоит из следующих модулей: 1) линейного модуля (рис. 11.1); Рис. 11.1. Линейный модуль 93 2) шиносоединительного (рис. 11.2); Рис. 11.2. Шиносоединительный модуль 3) модуля трансформаторов напряжения (рис. 11.3). Рис. 11.3. Модуль трансформаторов напряжения В состав модулей КРУЭ входят: выключатели, трансформаторы тока и напряжения, разъединители, заземлители. 1. Выключатель (рис. 11.5) имеет в своей основе модернизированную лѐгкую дугогасительную камеру. Выключатель – с автокомпрессионной камерой с термонакачкой. Процесс гашения происходит следующим образом: Рис. 11.5. Выключатель в КРУЭ 94 − 1-я стадия. При размыкании главных контактов поршень начинает сжимать газ в камере высокого давления. При размыкании дугогасительных контактов зажигается дуга, которая начинает обдуваться сжатым газом через отверстия во фторопластовых соплах; − 2-я стадия. При достижении температуры газа определѐнного значения и, следовательно, дальнейшего повышения давления открываются клапаны в камере высокого давления и начинается интенсивный обдув контактов потоком газа, получающим энергию от самой дуги. Таким образом для гашения дуги требуется существенно меньшая энергия привода, по сравнению с «классическим» гашением дуги за счѐт энергии поршня. 2. Привод выключателя. В качестве привода (рис. 11.6) высоковольтных выключателей КРУЭ используется пружинно-гидравлический привод. 3. Разъединитель и заземлитель (рис. 11.7). Конструкция элегазового разъединителя КРУЭ представляет собой подвижный контакт, соединѐнный при помощи изоляционной тяги c валом приРис. 11.6. Привод выключателя вода, при этом неподвижный контакт разъединителя закреплѐн на изоляционной распорке с противоположной стороны. Все элементы разъединителя помещены в заполненный газом алюминиевый корпус. Рис. 11.7. Разъединитель и заземлитель Заземлитель КРУЭ предназначен для заземления элементов в нормальном режиме работы, а также для отключения наведѐнных токов. Заземлитель в КРУЭ выдерживает включение на короткое замыкание. Для комплектации блоков разъединителей и заземлителей используются моторные привода, обладающие высокой надѐжностью. 95 4. Быстродействующий заземлитель (БДЗ) (рис. 11.8). Осуществляет заземление токоведущих частей КРУЭ с высокой скоростью перемещения контактов при оперировании. БДЗ устанавливается для защиты КРУЭ и обслуживающего персонала от возможных ошибок оперирования или возникновения нештатных ситуаций на отходящих линиях. В случае, если при оперировании заземлителем по какой-либо причине на заземляемом элементе КРУЭ оказывается рабочее напряжение, то заземление неизбежно вызовет КЗ c проРис. 11.8. Быстродействуютеканием полного тока через контакт заземлищий заземлитель теля. При медленном оперировании возникает предварительный пробой между контактами и происходит горение электрической дуги, которое вызывает сильное обгорание контактов заземлителя и стремительное повышение давления элегаза в объѐм секции, что вызывает аварийное срабатывание предохранительной мембраны. Высокая скорость дугостойких контактов БДЗ помогает избежать аварийной ситуации, и даже при заземлении элемента КРУЭ, находящегося под рабочим напряжением, не происходит срабатывания предохранительной мембраны, и КРУЭ сохраняет свою работоспособность. Привод быcтродействующего заземлителя, в отличии от привода обычного заземлителя, укомплектован пружинным блоком двухстороннего действия, позволяющим с помощью взводимой пружины увеличить скорость движения подвижного контакта до необходимого значения. Быстрое срабатывание происходит как при включении, так и отключении заземлителя. 5. Трансформаторы тока (рис. 11.9). В КРУЭ применяются индуктивные трансформаторы тока как наиболее стабильные по характеристикам и не подверженные старению. Обмотки находятся в элегазе. Высоковольтный проводник представляет собой первичную обмотку. Отдельные сердечники со вторичной обмоткой образуют независимые измерительные контуры. Реализация различных Рис. 11.9. Трансформатор коэффициентов трансформации возможна через тока отпайки обмотки. 6. Трансформаторы напряжения (рис. 11.10). Применяются индуктивные трансформаторы напряжения. Применение изоляционной плѐнки с термоклеем при изготовлении обмоток трансформаторов напряжения позволило добиться исключительного качества и высоких параметров по уровню частичных разрядов и стойкости к механическим воздействиям. Высокий класс 96 точности измерительных обмоток обеспечивает точность коммерческого учѐта электроэнергии, а значительная мощность измерительных обмоток позволяет подключить необходимое количество систем релейной защиты и автоматики и гарантировать надѐжную безаварийную работу. 7. Ограничители перенапряжения (рис. 11.11). Рис. 11.10. ТрансКонструктивно блок элегазового ОПН состоит из ко- форматор напряжения лонки варисторов, электростатических экранов и корпуса, помещѐнных в алюминиевый корпус, снабжѐнный предохранительной мембраной и отделѐнный от остальных отсеков КРУЭ герметичным изоРис. 11.11. Огранилятором. читель перенапря8. Кабельный ввод (рис. 11.12). Оснащѐн муфжения тами штекерного типа. Корпуса отсеков присоединения кабелей изготавливают под кабельные муфты любого производителя согласно пожеланиям Заказчика. 9. Система управления и контроля. Каждый модуль КРУЭ оснащѐн шкафом автоматического управления, в котором реализованы все необходимые функции управления ячейкой КРУЭ, системы Рис. 11.12. Кабельконтроля состояния компонентов ячейки. ный ввод Набор функций шкафа управления: − управление блоком выключателя ячейки; − управление блоком разъединителя-заземлителя; − сбор информации с измерительных трансформаторов; − контроль состояния элементов приводов выключателя и разъединителей-заземлителей; − контроль состояния давления элегаза в отсеках модуля; − аварийное отключение выключателей. 97 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Повышение эффективности работы электрических систем возможно только за счет научно-технического прогресса. Базовыми звеньями электросистемы являются электрические подстанции. В области проектирования и эксплуатации электрических подстанций необходимо повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрение и рациональная эксплуатация высоконадежного современного оборудования, снижение расхода электроэнергии при ее передаче, повышение надѐжности электроснабжения потребителя и качества электроэнергии. Возрастающие требования к экологии, надежности и экономичности электрических систем, широкое внедрение автоматизированных систем управления, релейной защиты и автоматики, учета потребления электроэнергии требуют подготовки высококвалифицированных инженеровэлектриков. При проектировании электрических подстанций учитывается взаимное влияние многих факторов: выбор типа силовых трансформаторов, электрооборудования распределительных устройств, схем электрических соединений на стороне высшего и низшего напряжений и собственных нужд и т.д., качество электроэнергии, надежность и экономичность работы электрической системы. Из многообразия возможных технических решений должны быть получены оптимальные или близкие к ним, что можно сделать только в процессе творческой работы. Автор надеятся, что данное пособие поможет развить творческие способности будущих инженеров-электриков. 98 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Акимов Е.Г., Галтеева Е.Ф. Аппараты защиты: справ. Т. 3. Реакторы. М.: Информэлектро, 2001. 84 с. 2. Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций: учебник для студентов вузов. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1990. 551 с. 3. Ведешенков Н.А. Электрические аппараты высокого напряжения: справ. Т. 1. Выключатели. М.: Информэлектро, 2001. 120 с. 4. Лисовский Г.С., Хейфиц М.Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35–750 кВ. М.: Энергия, 1977. 463 с. 5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справ. материалы для курс. и дип. проектирования. М.: Энергоатомиздат. 1989. 608 с. 6. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: справ.: учеб. пособие. М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2006. 480 с. 7. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Энергоатомиздат, 2003. 8. Правила устройства электроустановок. 7-е изд. М.: Энергоатомиздат, 2002. 9. Рожкова Л.Д., Корнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. сред. проф. образования. 9-е изд., стереот.: М.: Академия, 2013. 448 с. 10. Сагирова И.С., Давыдова Т.Н. Аппараты высокого напряжения: справ. Т. 2. Разъединители и заземлители. Ч. 1. Разъединители внутренней установки. М.: Информэлектро, 2000. 80 с. 11. СТО 56947007-29.240.30.010-2008: Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35–750 кВ. Типовые решения. ОАО «ФСК ЕЭС». Введ. 2007-12-20. М., 2007. 12. Чунихин А.А., Жданова С.А., Галтеева Е.Ф. Комплектные электротехнические устройства: справ. В 3 т. Т. 3. Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией. М.: Информэлектро, 1999. 104 с. 13. Чунихин А.А. Электрические аппараты: Общий курс: учебник для вузов. 3-е изд. перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1988. 719 с. 14. Церазов А.Л., Старшинов В.А., Васильева А.П. Электрическая часть тепловых электростанций: учебник для студентов вузов: М.: Изд-во МЭИ, 1995. 369 с. 15. Электрическая часть станций и подстанций / под ред. А.А. Васильева. М.: Энергоатомиздат, 1990. 562 с. 99
