Предмет и цели изучения модуля № 6

6 ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ АППАРАТУРА

6.1 Понятие о горении и гашении электрической дуги

6.2 Выключатели высокого напряжения

6.2.1 Масляные многообъемные выключатели

6.2.2 Масляные малообъемные выключатели

6.2.3 Вакуумные выключатели

6.2.4 Воздушные выключатели

6.2.5 Электромагнитные выключатели

6.2.6 Элегазовые выключатели

6.3 Выключатели нагрузки

6.4 Разъединители, короткозамыкатели и отделители

6.5 Предохранители

6.6 Измерительные трансформаторы тока

6.7 Измерительные трансформаторы напряжения

6.8 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ

6.8.1 Выбор выключателей

6.8.2 Выбор разъединителей

6.8.3 Выбор выключателей нагрузки

6.8.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

6.8.5 Выбор плавких предохранителей напряжением выше 1000 В

6.8.7. Пример выбора высоковольтного оборудования

6.8.8. Проверка сети 380/220 В по условию обеспечения автоматического отключения линии при однофазных коротких замыканиях

Вопросы для самопроверки к модулю 6

Лабораторные работы к модулю 6

Тест к модулю 6

Электрический аппарат - это электротехническое устройство, которое используется для включения и отключения электрических цепей, контроля, измерения, защиты, управления и регулирования установок, предназначенных для передачи, преобразования, распределения и потребления электроэнергии.

Под электрическими аппаратами понимается широкий круг всевозможных устройств, применяемых в быту, промышленности и энергетике.

В настоящем разделе рассматриваются назначение, конструкция и эксплуатационные характеристики аппаратов, которые применяются в электрических системах, схемах электроснабжения сельского хозяйства.

Чаще всего электрические аппараты классифицируют по назначению (коммутационные, защитные, измерительные и т.д.).

В результате изучения данного раздела вы будете знать:

Устройство, назначение и принцип работы основных электрических аппаратов, применяемых в сельском электроснабжении.

выбирать электрические аппараты для установки в определенных точках сети.

Высоковольтные коммутационные аппараты предназначены для выполнения оперативных, т. е. эксплуатационных, включений или отключений электрических цепей напряжением выше 1000 В. В зависимости от величины тока нагрузки и условий работы они делятся на три основные группы:

- аппараты, предназначенные для оперативных переключений цепей без тока нагрузки или при очень малых токах нагрузки (разъединители);

- аппараты, служащие для разрыва тока нагрузки, не превышающего нормальных значений (выключатели нагрузки);

- аппараты, разрывающие любые токи нагрузки, в том числе и токи короткого замыкания (выключатели).

Аппараты каждой группы имеют различную контактную систему, приспособленную для длительной нормальной работы в данных условиях. Коммутационные аппараты оборудуют приводными устройствами, позволяющими осуществлять их ручное, дистанционное или автоматическое управление.

В коммутационных аппаратах необходимо не только разомкнуть контакты, но и погасить возникающую между ними дугу. Электрическая дуга возникает при размыкании и замыкании электрической цепи. Для ее появления достаточно, чтобы напряжение на контактах было порядка 10-20 В, а ток в цепи- не меньше 0,1 А [15]. Дуга возникает как в установках напряжением до 1000 В, так и выше. Даже при включении и отключении небольших электрических установок: электроплиток, лампочек и т. д. Можно наблюдать электрическую искру, которая является электрической дугой с малым током.

При небольших напряжениях и токах дуга горит неустойчиво, быстро гаснет и не представляет опасности для аппаратуры и токоведущих частей. Но в силовых цепях дуга представляет собой грозную опасность. Температура внутри дуги достигает 18 тыс.°К [16] и может расплавить контакты и токоведущие части. При горении дуги (если не приняты необходимые меры для ее гашения) расплавляются фарфоровые изоляторы и испаряются медные ножи разъединителей. При напряжениях 110 кВ и выше дуга может иметь длину несколько метров, а так как она беспрерывно меняет направление в воздухе, то часто служит причиной возникновения коротких замыканий. Поэтому в установках низкого и высокого напряжения дугу необходимо погасить как можно быстрее.

Процессы горения и гашения дуги при постоянном и переменном токах различны. При постоянном токе дуга после завершения переходного процесса горит стабильно. При переменном токе ток в дуге каждый полупериод проходит через нуль, в эти моменты дуга гаснет самопроизвольно, а затем снова может загореться, если не принять достаточные меры для деионизации промежутка между контактами. После погасания дуги в дуговом промежутке интенсивно идет процесс деионизации и проводимость его резко падает. Если теперь восстанавливающееся напряжение источника переменного тока сможет пробить деионизированный промежуток, дуга снова загорится на очередную половину периода, если же электрическая прочность на промежутке возрастает быстрее, чем напряжение, то дуга больше не загорится. Таким образом, задача гашения дуги сводится к созданию таких условий, чтобы электрическая прочность промежутка между контактами была больше напряжения между ними.

1. Деление длинной дуги на ряд коротких. Это наиболее распространенный способ гашения в сетях до 1000 В. Если дугу разбить на ряд коротких дуг, то на каждой части раздробленной дуги будут свои катоды и аноды, около которых существуют области пониженной проводимости, и восстанавливающегося напряжения будет недостаточно, чтобы пробить несколько дуговых промежутков. Дуга погаснет после перехода тока через нуль.

2. Удлинение дуги при быстром расхождении контактов. Чем длиннее дуга, тем лучше условия ее охлаждения и тем большее напряжение необходимо для ее существования, однако, это малоэффективный способ, практически не применяется.

3. Охлаждение дуги в узкой щели. Если дугу затянуть в узкое пространство с холодными непроводящими ток стенками то, происходит охлаждение дуги и диффузия заряженных частиц в окружающую среду, что способствует ее быстрому гашению.

4. Движение дуги в магнитном поле. Дуга представляет собой проводник с током. Если дугу поместить в магнитное поле, то на нее будет действовать электромагнитная сила. В зависимости от направления магнитных силовых линий, дуге можно придать вращательное или поступательное движение. Быстрое перемещение дуги способствует ее охлаждению и деионизации.

Третий и четвертый способы гашения рассмотренные для электроустановок до 1000 В применяются также и в высоковольтных аппаратах.

5. Гашение дуги в масле. Дуга, возникающая между контактами в масле, интенсивно разлагает и испаряет масло под действием высокой температуры. В результате вокруг дуги образуется газовый пузырь, состоящий в основном из водорода (70 - 80%), который способствует быстрому гашению дуги. Кроме этого, в быстро образующемся пузыре создается повышенное давление, и в нем непрерывно происходит движение газов и паров масла, что также вызывает быструю деионизацию дугового промежутка.

6. Гашение дуги в вакууме. В этих выключателях дуга гаснет сразу же после первого прохождения тока через нуль, так как разреженный до такой степени газ обладает высокой электрической прочностью.

7. Гашение дуги в газах высокого давления. Если дугу обдувать сжатым газом, то будет происходить ее интенсивное охлаждение. Дутье способствует проникновению газовых частиц в ствол дуги. Все это приводит к ее быстрому гашению.

Этот принцип используется в воздушных выключателях, (дуга гасится струей сжатого воздуха) и в элегазовых выключателях. В элегазовых выключателях используется искусственный инертный электрический газ (SF₆), который обладает лучшими дугогасящими свойствами и большей электрической прочностью не только по сравнению с воздухом, но и водородом.

Этот же принцип гашения дуги используется в автогазовых выключателях (выключатели нагрузки) и в трубчатых разрядниках. Здесь газ образуется за счет разложения при интенсивном нагревании дугой твердого, специально применяемого для этих целей материала.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:

надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

-быстрота действия, т. е. наименьшее время отключения;

-пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

-возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;

-легкость ревизии и осмотра контактов;

-взрыво- и пожаробезопасность;

-удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток I_ном и номинальное напряжение U_ном. В соответствии с ГОСТ 687-78Е выключатели характеризуются следующими параметрами.

1. Номинальный ток отключения I_{отклном} - наибольший ток КЗ (действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций. В гл. 4 было показано, что ток КЗ состоит из периодической и апериодической составляющих. Номинальный ток отключения определяется действующим значением периодической составляющей в момент расхождения контактов.

2. Цикл операций - выполняемая выключателем последовательность коммутационных операций с заданными интервалами между ними.

В эксплуатации выключатель может неоднократно включаться на существующее КЗ с последующим отключением, поэтому ГОСТ 687-78Е предусматривает для выключателей определенный цикл операций.

Если выключатели предназначены для автоматического повторного включения (АПВ), то должны быть обеспечены циклы:

О-180 с – ВО - 180 с - ВО;
O - t_бт - ВО - 180 с - ВО.

Выключатели с U_H0M ≤ 220 кВ должны также выполнять цикл:

О - t_бт - ВО-20 с - ВО.

Выключатели без АПВ должны выдерживать цикл:

О-180с-ВО-180с-ВО,

где О - операция отключения; ВО - операция включения и немедленного отключения; 20, 180 - промежутки времени в секундах; t_бт - гарантируемая для выключателей минимальная бестоковая пауза при АПВ (время от погасания дуги до появления тока при последующем включении). Для выключателей с АПВ t_бт должно быть в пределах 0,3 - 1,2 с, для включателей с БАПВ - 0,3 с.

3. Стойкость при сквозных токах характеризуется то-ками термической стойкости I_тер и электродинамической стойкости I_дин (действующее значение), ι_дин - наибольший пик (амплитудное значение); эти токи выключатель выдерживает во включенном положении без повреждений, препятствующих дальнейшей работе.

4. Собственное время отключения - интервал времени от момента подачи команды на отключение до начала расхождения дугогасительных контактов выключателя.

5. Полное время отключения t_{откл в} - интервал времени от подачи команды на отключение до момента погасания дуги во всех полюсах.

Время включения t_вкл.в - интервал времени от момента подачи команды на включение до возникновения тока в цепи.

В ГОСТ 687-78Е приведены также другие требования к конструкции выключателей и методы их испытаний.

В зависимости от дугогасительной среды различают масляные, вакуумные, воздушные, элегазовые и электромагнитные выключатели.

В масляных выключателях дугогасительной средой является трансформаторное масло. По количеству масла в выключателе они делятся на многообъемные и малообъемные.

Первыми выключателями в цепях высокого напряжения были масляные многобъемные (баковые) выключатели без специальных устройств для гашения дуги. Контактная система размещалась в стальном заземленном баке, залитом изоляционным маслом, которое служило для гашения дуги и изоляции токоведущих частей друг от друга и от заземленного бака. При отключении возникает дуга между контактами, которая разлагает и испаряет масло, образуется газопаровой пузырь с давлением внутри 0,5 - 1 МПа, в котором охлаждается и гаснет дуга. Отключающая способность таких выключателей невелика, например выключатель ВМЭ-6-200 имеет I_{откл.ном}=4 кА. Значительного увеличения отключающей способности можно достигнуть применением дугогасительных камер. Рассмотрим устройство выключателя С-35-630-10 (U_HOM=35 кВ, I_.ном=630 А, I_{откл.ном}=10 кА).

На рис. 6.1 показан разрез полюса и дугогасительная двухразрывная подвижная камера (см. рис. 6.1, б). Каждый полюс собран на массивной чугунной крышке (см. рис. 6.1, а). К крышке подвешивается бак, внутренние стенки которого изолированы электрокартоном. Под крышкой установлен приводной механизм с системой рычагов, обеспечивающий прямолинейное движение штанги. Механизмы всех трех полюсов соединены тягами между собой и с приводом выключателя. Через отверстия в крышках пропущены вводы, на концах которых укреплены неподвижные Г-образные контакты с металлокерамическими напайками. На каждом вводе под крышкой установлен встроенный трансформатор тока. К нижней части штанги из изолирующего материала прикреплена дугогасительная камера, состоящая из двух корпусов, соединенных стяжными болтами. На рис. 6.1, б показан корпус дугогасительной камеры. Внутренняя полость камеры облицована дугостойким изоляционным материалом. В камере установлен подвижный контакт 6 в виде перемычки, опирающийся на четыре контактные пружины 7. В местах соприкосновения с неподвижным контактом 8 напаяны металлокерамические пластины. При отключении штанга 1 опускается вниз вместе с камерой 4, в результате чего образуются два разрыва и загорается дуга в камере (см. рис. 6.1, б). Давление в камере резко возрастает, и как только откроются боковые выхлопные отверстия 5, создается поперечное дутье. При отключении больших токов это дутье энергично и дуга гаснет. Если отключаются малые токи, то после выхода неподвижных контактов из камеры через выхлопные отверстия 3 создается продольное дутье, обеспечивающее гашение дуги.

Рис. 6.1. Выключатель баковый масляный С-35-630-10: а - разрез полюса: 1 - ввод; 2 - трансформатор тока; 3 - корпус приводного механизма; 4 - штанга; 5 - неподвижный контакт; 6 - дугогасительная камера; 7 - внутрибаковая изоляция; 8 - нагревательное устройство; 9 - маслоспускное устройство; б - дуго гасительная камера в процессе отключения: 1 - штанга; 2 - воздушная подушка; 3 - выхлопные отверстия; 4 - камера; 5 - боковые выхлопные отверстия; 6 - подвижный контакт; 7 - контактные пружины; 8 - неподвижный контакт

В дугогасительном устройстве есть воздушная подушка - небольшая металлическая камера 2, заполненная воздухом и сообщающаяся с основным объемом дугогасительной камеры, заполненной маслом. В продольном разрезе камеры каналов, по которым осуществляется эта связь, не видно. В первый момент загорания дуги, когда давление резко возрастает, часть масла сжимает воздух, это несколько снижает удар в стенки камеры, а в моменты, когда ток в дуге проходит через нуль и давление в области дуги уменьшается, сжатый воздух выталкивает масло и создает дополнительное дутье.

После гашения дуги продукты разложения масла выходят из камеры, проходят слой масла в баке, охлаждаются и через специальные газоотводы в крышках выбрасываются наружу. Камера заполняется маслом, и выключатель готов к следующему циклу операций.

Кроме серии выключателей С-35, изготовляются баковые масляные выключатели серии У-35, У-11О, У-220. Выключатели этих серий рассчитаны на номинальные токи 2000 и 3200 А и токи отключения до 50 кА. Габариты выключателей значительно уменьшены за счет применения современных материалов и пластмасс.

Так, выключатель старой серии МКП-220 мощностью отключения 7000 MBА имел высоту 8295 мм и бак диаметром 2500 мм а выключатель новой серии У-220 с мощностью отключения 25000 MBА имеет высоту 7015 мм, а диаметр бака 1800 мм.

В выключателе У-220 на три полюса содержится 27000 кг масла.

Основные преимущества баковых выключателей: простота конструкции, высокая отключающая способность, пригодность для наружной установки, возможность установки встроенных трансформаторов тока.

Недостатки баковых выключателей: взрыво- и пожароопасность; необходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в баке и вводах; большой объем масла, что обусловливает большую затрату времени на его замену, необходимость больших запасов масла; непригодность для установки внутри помещений; непригодность для выполнения быстродействующего АПВ; большая затрата металла, большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки.

Указанные недостатки баковых выключателей привели к тому, что на вновь сооружаемых объектах они не применяются, а на действующих заменяются маломасляными и элегазовыми.

Малообъемные масляные выключатели (горшковые) получили широкое распространение в закрытых и открытых распределительных устройствах всех напряжений. Масло в этих выключателях в основном служит дугогасящей средой и только частично изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Контакты выключателей для внутренней установки находятся в стальном бачке (горшке), отсюда сохранилось название выключателей “горшковые”.

Маломасляные выключатели напряжением 35 кВ и выше имеют фарфоровый корпус. Самое широкое применение имеют выключатели 6 - 10 кВ подвесного типа (рис. 6.2, а, б).

В этих выключателях корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв контактов и дугогасительная камера.

По типу, показанному на рис. 6.2,а, ранее изготовлялись (сняты с производства, но в эксплуатации еще имеются) выключатели ВМГ-10 (выключатель масляный горшковый), по типу б этого же рисунка изготавливаются выключатели ВПМ-10 (подвесной масляный). По конструктивной схеме, приведенной на рис. 6.2, в, изготовляются выключатели серии ВМП (выключатель маломасляный подвесной). При больших номинальных токах обойтись одной парой контактов (которые исполняют роль рабочих и дугогасительных) трудно, поэтому предусматривают рабочие контакты снаружи выключателя, а дугогасительные – внутри металлического бачка. При больших отключаемых токах на каждый полюс имеются два дугогасительных разрыва (рис. 6.2, г). По такой схеме выполняются выключатели серий МГГ и МГ (генераторные) на напряжение до 20 кВ включительно.

Рис. 6.2. Конструктивные схемы маломасляных выключателей (а - е): 1 – дугогасительные контакты; 2 – дугогасительная камера; 3 – неподвижные контакты; 4 – рабочие контакты

На рис. 6.3 показан полюс выключателя серии ВМП-10, который представляет собой влагостойкий изоляционный цилиндр 5. На верхнем фланце изоляционного цилиндра укреплен корпус из алюминиевого сплава, внутри которого расположены: приводной выпрямляющий механизм, подвижный контактный стержень, роликовое токосъемное устройство и маслоотделитель. Нижний фланец закрывается крышкой, внутри которой вмонтирован розеточный контакт, а снаружи – пробка для спуска масла. Внутри цилиндра над розеточным контактом имеется гасительная камера, собранная из изоляционных пластин с фигурными отверстиями. Набором пластин создаются три поперечных канала и масляные карманы. Во включенном положении контактный стержень находится в розеточном контакте (рис. 6.3, б).

При отключении привод освобождает отключающую пружину, находящуюся в раме выключателя, и под действием ее силы вал выключателя повертывается, движение передается изоляционной тяге, а от нее приводному механизму 10 и контактному стержню, который движется вверх. При размыкании контактов возникает дуга, испаряющая и разлагающая масло. В первые моменты контактный стержень закрывает поперечные каналы дугогасительной камеры, поэтому давление резко возрастает, часть масла заполняет буферный объем, сжимая в нем воздух. Как только стержень открывает первый поперечный канал, создается поперечное дутье газами и парами масла. При переходе тока через нуль давление в газопаровом пузыре снижается и сжатый воздух буферного объема, действуя подобно поршню, нагнетает масло в область дуги (рис. 6.3, в).

При отключении больших токов образуется энергичное поперечное дутье, и дуга гаснет в нижней части камеры. При отключении малых токов дуга тянется за стержнем и в верхней части камеры испаряется масло в карманах, создавая встречно-радиальное дутье, а затем при выходе стержня из камеры – продольное дутье.

После гашения дуги пары и газы попадают в верхнюю часть корпуса, где пары масла конденсируются, а газ выходит наружу через отверстие в крышке. Контроль за уровнем масла в цилиндре производится по маслоуказателю. Качество масла должно отвечать обычным требованиям к изоляционному маслу. Если масло будет сильно загрязнено, а каналы камеры обуглены, то станет возможным перекрытие между контактами в отключенном положении выключателя.

Специально для КРУ выдвижного исполнения разработаны и изготовляются колонковые маломасляные выключатели серии ВК по схеме рис. 6.2, д.

Рис. 6.3. Разрез полюса выключателя ВМП-10: а) положение “отключено”; б) положение “включено”; в) процесс отключения; 1 - нижний вывод и крышка выключателя; 2 - неподвижный контакт; 3 - воздушная подушка; 4 - гасительная камера; 5 - изоляционный цилиндр; 6 - верхний вывод; 7 - роликовый токосъемный контакт; 8 - маслоотделяющее устройство; 9 - крышка; 10 - приводной механизм; 11 – направляющий стержень; 12 - подвижный контакт; 13 - маслоуказатель

Для установок 35 кВ и выше корпус колонковых выключателей фарфоровый, заполненный маслом (рис. 6.2, е). В выключателях 35, 110 кВ предусмотрен один разрыв на фазу, при больших напряжениях – два и более разрывов.

Выключатели серии ВМП широко применяются в закрытых и комплектных распределительных устройствах 6-10 кВ. Выключатели для КРУ имеют встроенный пружинный или электромагнитный привод (типы ВМПП и ВМПЭ). Выключатели этих серий рассчитаны на номинальные токи 630-3150 А и токи отключения 20 и 31,5 кА.

Количество масла в выключателях на токи 630-1600 А составляет 5,5 кг, в выключателях на 3150 А – 8 кг.

Маломасляные выключатели колонкового типа ВК-10 с пружинным приводом и ВКЭ-10 с электромагнитным приводом предназначены для применения в КРУ внутренней и наружной установки.

Выключатели масляные колонковые серии ВМК, ВМУЭ применяются в установках 35 кВ.

В установках 110 и 220 кВ находят применение выключатели серии ВМТ (рис. 6.4, а). Три полюса выключателя ВМТ-110 установлены на общем сварном основании 4 и управляются пружинным приводом. Полюс выключателя представляет собой маслонаполненную колонну, состоящую из опорного изолятора 2, дугогасительного устройства 3, механизма управления 5 и электроподогревательных устройств.

Дугогасительное устройство (модуль) состоит из токоотвода 1 (рис. 6.4, б), связанного через токосъемные устройства с подвижным контактом 2, дугогасительной камеры 3 встречно-поперечного дутья, неподвижного контакта 5. Все эти элементы расположены в полом фарфоровом изоляторе 4, заполненном трансформаторным маслом и закрытом сверху колпаком 6. Колпак снабжен манометром для контроля избыточного давления в дугогасительном устройстве, устройством для заполнения сжатым газом, выпускным автоматическим клапаном, указателем уровня масла 8. В процессе гашения дуги уровень масла поднимается, занимая частично буферный объем 7. Внутри опорного изолятора 2 (см. рис. 6.4, а) размещены изоляционные тяги, связывающие подвижный контакт с механизмом управления.

Рис. 6.4. Выключатель маломасляный ВМТ-110: а – общий вид: 1 – пружинный привод; 2 – опорный изолятор; 3 – дугогасительное устройство; 4 – основание выключателя; 5 – механизм управления; б – дугогасительный модуль: 1 – токоотвод; 2 – подвижной контакт; 3 – дугогасительная камера; 4 – полый фарфоровый изолятор; 5 – неподвижный контакт; 6 – колпак; 7 – буферный объем; 8 – указатель уровня масла

Маслонаполненные колонны герметизированы и находятся под избыточным давлением газа (азота или воздуха). Избыточное давление поддерживает высокую электрическую прочность межконтактного промежутка, повышает износостойкость контактов, обеспечивает надежное отключение как токов КЗ, так и емкостных токов ненагруженных линий электропередачи. Избыточное давление создается сжатым газом, который подается от баллонов или компрессора, перед вводом выключателя в эксплуатацию и сохраняется без пополнения до очередной ревизии.

Конструкция маломасляных выключателей 35 кВ и выше продолжает совершенствоваться с целью увеличения номинальных токов и отключающей способности. В мировой практике маломасляные выключатели изготовляются на напряжения до 420 кВ.

Достоинства маломасляных выключателей: небольшое количество масла; относительно малая масса; более удобный, чем у баковых выключателей, доступ к дугогасительным контактам; возможность создания серии выключателей на разные напряжения с применением унифицированных узлов.

Недостатки маломасляных выключателей: взрыво- и пожароопасность, хотя и значительно меньшая, чем у баковых выключателей; невозможность осуществления быстродействующего АПВ; Необходимость периодического контроля, доливки, относительно частой замены масла в дугогасительных бачках; трудность установки встроенных трансформаторов тока; относительно малая отключающая способность.

Область применения маломасляных выключателей – закрытые распределительные устройства электростанций и подстанций 6, 10, 20, 35 и 110 кВ, комплектные распределительные устройства 6, 10 и 35 кВ и открытые распределительные устройства 35, 110 и 220 кВ.

Электрическая прочность вакуумного промежутка во много раз больше, чем воздушного при атмосферном давлении. Это свойство используется в вакуумных дугогасительных камерах КДВ (рис. 6.5). Рабочие контакты 1 имеют вид полных усеченных конусов с радиальными прорезями. Такая форма контактов при размыкании создает радиальное электродинамическое усилие, заставляющее перемещаться дугу через зазоры 3 дугогасительные контакты 2. Материал контактов подобран так, чтобы уменьшить количество испаряющегося металла. Вследствие глубокого вакуума (10^{-4 –} 10^-6) происходит быстрая диффузия заряженных частиц в окружающее пространство, и при первом переходе тока через нуль дуга гаснет.

Подвод тока к контактам осуществляется с помощью медных стержней 4 и 5. Подвижный контакт крепится к верхнему фланцу 6 с помощью сильфона 7 из нержавеющей стали. Металлические экраны 8 и 9 служат для выравнивания электрического поля и для защиты керамического корпуса 10 от напыления паров металла, образующихся при горении дуги. Экран 8 крепится к корпусу камеры с помощью кольца 11. Поступательное движение верхнему контакту обеспечивается корпусом 12. Ход подвижного контакта составляет 12 мм.

На основе рассмотренной выше вакуумной дугогасительной камеры выпускаются выключатели напряжением 6 - 110 кВ с номинальным током до 3200 А и током отключения до 40 кА.

Вакуумные выключатели 6 - 10 кВ широко применяются для замены маломасляных и электромагнитных выключателей в комплектных распределительных устройствах, для чего они комплектуются на выкатных тележках (рис. 6.6).

Дугогасительная камера 7 укреплена на токовыводах в изоляционном каркасе 6 и системой рычагов связана с приводом. При включении сначала происходит заводка пружинно-моторного привода до положения “Готов”. После этого подается сигнал на включение на ИДУУ (индукционно-динамическое устройство управления), которое, разряжаясь, сбивает удерживающую защелку на приводе, пружины поворачивают кулачковый вал 9, который воздействует на рычаг вала выключателя. Вал, поворачиваясь, через систему рычагов и изоляционные тяги 3 воздействует на подвижный контакт; КДВ, выключатель включается.

Отключение производится кнопкой отключения 10, которая выбивает удерживающую защелку, а отключающая пружина 13 через систему рычагов возвращает подвижный контакт камеры в отключенное состояние. Управление выключателем может осуществляться вручную или дистанционно. Рассмотренный выключатель может отключать и включать ток КЗ 31,5 кА, полное время отключения 0,04 с, время включения 0,03 с. Коммутационный ресурс: число циклов В — t_n—О номинального тока равно 30000, число циклов В и О тока отключения — 50. Срок службы до среднего ремонта составляет 15 лет.

Выключатель ВБП - быстродействующий, устанавливается в ячейках КРУ секционных и на вводах в совокупности с быстродействующим АВР и служит для замены маломасляных выключателей, отслуживших свой срок в ячейках КРУ: К-ХII, К-ХIII, K-XXVI, К-37, КВЭ, КВС и КСО всех типов.

Для этих же целей освоен выпуск выключателей вакуумных BB-TEL производственным объединением “Таврида-электрик” и ВБУЭ производственным объединением ЗАО “Группа компаний “ЭЛЕКТРОЩИТ” - ТМ Самара”. На рис. 6.7, и показаны разрезы по одному полюсу вакуумного выключателя BB-TEL-10/1000 (а) и ВБУЭ -10 - 1000. Выключатель состоит из трех полюсов на одном основании (см. рис. 6.7, а). Якори 8 приводных электромагнитов соединены между собой валом 11. В разомкнутом положении контакты выключателя удерживаются отключающей пружиной 9 через тяговый изолятор 5. При подаче сигнала “Вкл” подается питание в катушку электромагнита 10; якорь 8, сжимая отключающую пружину, перемещается вверх вместе с тяговым изолятором и подвижным контактом 3, который замыкается.

Рис. 6.5. Вакуумная дугогасительная камера: 1 — рабочие контакты; 2 — дугогасительные контакты; 3 — зазоры; 4, 5 — токоведушие стержни; 6 — верхний фланец; 7— сильфон; 8, 9 — экраны; 10 — керамический корпус: 11— крепежное кольцо; 12 — корпус

Рис. 6.6. Выключатель вакуумный ВБП-С-10-31,5/1600 УЗ: 1 - выкатная тележка; 2 — рама; 3 — изоляционные тяги; 4 — узел поджатия; 5— токовыводы; 6 — изоляционный каркас; 7 — вакуумная дугогасительная камера (КДВ); 8 — пружинно-моторный привод; 9 — кулачковый вал привода; 10 — кнопка отключения; 11 — блок защелок; 12 — блок сигнализации; 13 — отключающая пружина; 14 — буфер; 15 — вал выключателя; 16 — индукционно-динамическое устройство управления (ИДУУ)

В это время кольцевой магнит 7 запасает магнитную энергию, необходимую для удержания выключателя во включенном положении, а катушка 10 постепенно обесточивается, после чего привод оказывается подготовленным к операции отключения. Во включенном положении выключатель удерживается силой магнитного притяжения якоря 8 к кольцевому магниту 7 так называемой “магнитной защелкой”, при этом энергии из внешней цепи не потребляется.

1 - неподвижный контакт ВДК; 2 - вакуумная камера (ВДК); 3 - подвижный контакт ВДК; 4 - гибкий токосъем; 5 - тяговый изолятор; 6- пружина поджатия; 7 - кольцевой магнит; 8 - якорь; 9 - отключающая пружина; 10 - катушка; 11 - вал; 12 - постоянный магнит; 13 - герконы (контакты для внешних вспомогательных цепей).

1 – неподвижный контакт; 2, 7 –корпус; 3 - вакуумная дугогасительная камера; 4 - контакт гибкий; 5 - пластина 6 – тяга изоляционная; 8 – механизм поджатия.

Рис. 6.7. Конструктивная схема полюса вакуумных выключателей типов BB-TEL-10-1000 (а) и ВБУЭ – 10 – 1000 (б)

При подаче сигнала “Откл” блок управления подает импульс противоположного направления в катушку 10, размагничивая магнит и снимая привод с магнитной защелки. Под действием пружин 6 и 9 якорь 8 перемещается вниз вместе с тяговым изолятором и подвижным контактом 3, выключатель отключается. Возможно ручное отключение кнопкой.

Выключатели данных серий применяются для замены выключателей в ячейках КРУ, а также для вновь разрабатываемых камер КСО и КРН.

Внешний вид вакуумных выключателей на напряжение 10 и 35 кВ приведен на рис. 6.8 (а,б), здесь показана выкатная тележка КРУ с установленным на нее вакумным выключателем.

Вакуумные выключатели напряжением 110 кВ в каждом полюсе имеют четыре последовательно соединенные дугогасительные камеры КДВ, установленные на опорных изоляторах. Для равномерного распределения напряжении по разрывам применяются емкостные делители напряжения. Электромагнитный; привод обеспечивает дистанционное управление выключателем.

Вакуумные выключатели устанавливаются для управления трансформаторами сталеплавильных печей, тяговых подстанций, насосных, на мощных экскаваторах. Отключение мощных синхронных двигателей вызывает срез тока при быстром разрыве цепи, отключение малых индуктивных токов может привести к перенапряжению, поэтому вакуумные выключатели снабжаются встроенными ограничителями перенапряжений или предусматривается установка ОПН (ограничитель перенапряжения).

Рис. 6.8 Общий вид выключателей ВБУ – 10 (а), ВБУ – 35 (б) и выкатного механизма КРУ с ВБУ (в)

Достоинства вакуумных выключателей: простота конструкции, высокая степень надежности, высокая коммутационная износостойкость, малые размеры, пожаро- и взрывобезопасность, отсутствие загрязнения окружающей среды, малые эксплуатационные расходы.

Преимущества вакуумных коммутационных аппаратов в наибольшей степени проявляются в электроустановках с частыми коммутациями.

Недостатки вакуумных выключателей: более высокая стоимость по сравнению с маломасляными выключателями, сравнительно небольшие номинальные токи и токи отключения, возможность коммутационных перенапряжений.

Для вакуумных выключателей характерен очень маленький разрыв между контактами и высокая скорость отключения. То есть выключатель может разрывать дугу до перехода тока через ноль. От этого и возникают перенапряжения. В маломасляных выключателях расхождение контактов больше, и пока дуга разрывается, синусоида успевает проходить через ноль, значительных перенапряжений не возникает.

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 (чаще всего с вакуумными выключателями устанавливают нелинейные ограничители перенапряжений). 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 дугогасительной камере оказались несущественными, так как накопленный мировой опыт эксплуатации вакуумных выключателей в распределительных сетях показал, что потеря вакуума не создает серьезных проблем и не приводит к созданию аварийных ситуаций.

В воздушных выключателях гашение дуги происходит сжатым воздухом, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами.

Основным элементом выключателей серии ВВБ (воздушный выключатель баковый) является дугогасительный модуль с двумя разрывами в металлическом резервуаре со сжатым воздухом (200 Н/см²). При номинальном напряжении 110 кВ на каждый полюс имеется один модуль (рис. 6.9).

Бак со сжатым воздухом 1 располагается на опорном изоляторе 2, в этом же изоляторе проходят управляющие воздухопроводы, воздух в которых находится под давлением 2.6 МПа. Шкаф управления 3 расположен в основании выключателя. ДУ соединяется с внешней цепью токоведущими частями проходных изоляторов 4. Равномерное распределение напряжения между двумя разрывами устройства обеспечивается с помощью конденсаторов 5. Схема устройства представлена на рис. 6.9, б, где 5 — шунтирующие конденсаторы, обеспечивающие равенство напряжений на двух разрывах устройства; 6 - основные контакты; 7 - вспомогательные; 8 - шунтирующие резисторы, служащие для снижения скорости восстановления напряжения. Ток через шунтирующие резисторы отключается контактами 7 после гашения дуги в основных разрывах 6. Из рис. 6.9, б видно, что корпус бака 1 находится под напряжением.

Во включенном положении полость бака отделена от атмосферы с помощью клапана, закрывающего выхлоп 1. При отключении в привод подается сжатый воздух, под воздействием которого открывается клапан выхлопа, отделяющий полость бака от атмосферы. Дуга между контактами потоком выходящего в атмосферу воздуха сдувается во внутреннюю полость контактов, где подвергается интенсивному продольному дутью сжатым воздухом. После отключения клапан закрывается и бак разобщается с атмосферой.

Рис. 6.9. Баковый воздушный выключатель серии ВВБ – 110: а – полюс выключателя; б – схема соединения дугогасительного устройства; 1 — дугогасительный модуль 2 - основание; 3 — шкаф управления; 4 — вводы; 5 – шунтирующие конденсаторы; 6 – главные контакты; 7 – дугогасительные контакты; 8 - шунтирующие резисторы.

В рассмотренной конструкции под высоким давлением находится только стальной бак. Это позволяет повышать давление воздуха в баке до 3,5—4 МПа и увеличивать отключаемый ток. В современных выключателях используется модульный принцип. ДУ на рис. 6.9, б рассчитанное на напряжение 110 кВ, может использоваться при напряжении 220 кВ при том же токе отключения, но два ДУ соединяются последовательно, а опорная изоляция соответственно усиливается. На напряжение 500 кВ соединяются пять ДУ. Выключатели, используемые для расширения номинального напряжения путем последовательного их соединения, называются модулями. Перспективно также улучшение параметров каждого модуля. Так, совершенствование модуля ВВБ (повышение давления, доработка ДУ) позволило повысить номинальное напряжение со 110 до 220 кВ. При этом сокращается число разрывов выключателя в 2 раза, что дает большой технико-экономический эффект.

На базе модуля (одного полюса), изображенного на рис. 6.9, создана серия выключателей с номинальным напряжением до 750 кВ и номинальным током отключения до 40 кА. Их полное время отключения составляет 0,06—0,08 с в зависимости от номинального напряжения. Полюс выключателя на напряжение 220 кВ имеет четыре разрыва.

Дальнейшим развитием этой серии выключателей является выключатель ВВБК, в котором давление воздуха поднято до 4 МПа. В результате конструктивных усовершенствований при отключении создается двустороннее несимметричное дутье, повышающее эффективность гашения дуги [17,18]. Для уменьшения времени отключения в выключателях на напряжение 220 кВ и выше пневматическая система управления заменена механической. Номинальный ток отключения увеличен с 31,5 до 50 кА, а допустимое напряжение на разрыве с 55 до 11ОкВ. Время отключения при этом снижено с 0,06—0,08 до 0,04 с. Номинальное напряжение выключателя ВВБК достигает 1150 кВ

Выключатель на напряжение 1150 кВ состоит из шести модулей ВВБК, подвешенных на портале. В каждом полуполюсе три модуля, колонна питания сжатым воздухом и колонна управления. Модульный принцип рассмотренной серии позволяет при необходимости быстро заменить вышедший из строя модуль на новый. Длительность ремонта при этом заметно уменьшается, а это увеличивает надежность работы установки в целом.

Воздушные выключатели имеют следующие достоинства: взрыво- и пожаробезопасность, быстродействие и возможность осуществления быстродействующего АПВ, высокую отключающую способность, надежное отключение емкостных токов линий, малый износ дугогасительных контактов, легкий доступ к дугогасительным камерам, возможность создания серий из крупных узлов, пригодность для наружной и внутренней установки.

Недостатками воздушных выключателей являются: необходимость компрессорной установки, сложная конструкция ряда деталей и узлов, относительно высокая стоимость, трудность установки встроенных трансформаторов тока.

Электромагнитные выключатели для гашения дуги не требуют ни масла, ни сжатого воздуха, что является большим преимуществом их перед другими типами выключателей.

Выключатели этого типа выпускают на напряжение 6 - 10 кВ, номинальный ток до 3600 А и ток отключения до 40 кА.

В этих выключателях для гашения дуги используется затягивание дуги в узкую щель энергией магнитного поля.

Выключатели серии ВЭ-10 на различные токи отключения отличаются размерами дугогасительных камер. При номинальных токах 1600 А и выше рабочие контакты имеют серебряные напайки. Выводные контакты у выключателей до 2500 А розеточного типа, у выключателей на 3600 А — пальцевые, без проходных изоляторов.

Приводы выключателей ВЭ-10 — пружинные, выключателей ВЭЭ-6 — электромагнитные.

Достоинства электромагнитных выключателей: полная взрыво-и пожаробезопасность, малый износ дугогасительных контактов, пригодность для работы в условиях частых включений и отключений, относительно высокая отключающая способность (20—40 кА).

Недостатки: сложность конструкции дугогасительной камеры с системой магнитного дутья, ограниченный верхний предел номинального напряжения (15 — 20 кВ), ограниченная пригодность для наружной установки.

Свойства элегаза. Дальнейшее повышение номинального напряжения и номинального тока в воздушных выключателях наталкивается на большие трудности (давление воздуха в ДУ достигает 4 МПа, что требует больших затрат на создание механически прочной и работоспособной конструкции выключателя). Решение задачи может быть получено путем использования вместо воздуха газа, который обладал бы более высокой электрической прочностью и отключающей способностью. Таким газом является шестифтористая сера SF₆ — элегаз (электротехнический газ) [18]. По сравнению с воздухом этот газ обладает следующими преимуществами:

1. Электрическая прочность в 2,5 раза выше, чем у воздуха. При давлении 0,2 МПа электрическая прочность элегаза приближается к прочности трансформаторного масла.

2. Высокая удельная объемная теплоемкость (почти в 4 раза выше, чем у воздуха) позволяет увеличить нагрузку токоведущих частей и уменьшить массу меди в выключателе.

3. Номинальный ток отключения камеры продольного дутья с элегазом в 5 раз выше, чем с воздухом.

4. Малая напряженность электрического поля в столбе дуги. Благодаря этому резко сокращается износ контактов, уменьшается эффект термодинамической закупорки сопла. Это позволяет увеличить расстояние между контактами, повысить напряжение на каждом контактном промежутке и допустимую скорость восстановления напряжения.

5. Элегаз является инертным газом, не вступающим в реакцию с кислородом и водородом, слабо разлагается дугой. Элегаз нетоксичен, хотя некоторые продукты разложения опасны.

Недостатком элегаза является высокая температура сжижения. Так, например, при давлении 1,31 МПа переход элегаза из газообразного состояния в жидкое происходит при температуре 0°С. Это заставляет использовать его либо с подогревающим устройством, либо при низком давлении. При давлении 0,35 МПа температура сжижения равна - 40°С. Для электрических аппаратов применяется газ с высокой степенью очистки от примесей, что усложняет и удорожает его получение.

Дугогасительное устройство элегазового выключателя с автопневматическим принудительным дутьем показано на рис. 6.10. Оно располагается в герметичном баке с давлением элегаза 0,2— 0,28 МПа. При этом удается получить необходимую электрическую прочность внутренней изоляции. При отключении дуга возникает между неподвижным 1 и подвижным 2 контактами. Вместе с подвижным контактом 2 при отключении перемещается сопло 3 из фторопласта, перегородка 5 и цилиндр 6. Так как поршень 4 при этом неподвижен, элегаз сжимается и его поток, проходя через сопло, продольно омывает дугу и обеспечивает ее эффективное гашение.

Рис. 6.10 Схема дугогасительного устройства элегазового выключателя 1, 2 – неподвижный и подвижный контакты; 3 – сопло; 4 – поршень; 5 – перегородка; 6 – цилиндр.

Достоинства элегазовых выключателей: пожаро- и взрывобезопасность, быстрота действия, высокая отключающая способность, малый износ дугогасительных контактов, возможность создания серий с унифицированными модулями.

Недостатки: необходимость в специальных подогревающих устройствах, высокая стоимость.

В сельских электрических сетях 10 кВ часто возникает необходимость отключения и включения токов нагрузки в нормальном режиме. Такая операция разъединителями не производится, так как они не имеют устройств для гашения возникающей дуги. Простейшим коммутационным аппаратом, позволяющим отключать и включать токи нагрузки в нормальном режиме, является автогазовый выключатель нагрузки ВНПР (рис. 6.11, а). Автогазовые выключатели могут включать и отключать только токи номинального режима (токи нагрузки), поэтому иначе их называют выключателями нагрузки.

Выключатель нагрузки напоминает по своей конструкции обычный разъединитель, снабженный дугогасительной камерой с вкладышами из органического стекла. В автогазовых выключателях для гашения дуги используется газ, выделяющийся из твердого газогенерирующего материала дугогасительной камеры.

На рис. 6.11 показан общий вид (а) и разрез полюса выключателя (б). При изучении конструкции выключателя необходимо обратить внимание на выполнение его контактной системы. Выключатель имеет две пары контактов на фазу: главные и дугогасительные. Главные контакты находятся в воздухе и при отключении размыкаются первыми.

На опорном изоляторе с неподвижным главным контактом 3 укреплена простейшая дугогасительная камера 2 с газогенерирующими вкладышами 7 из органического стекла (рис. 6.10, б). К главному подвижному контакту-ножу 5 присоединена скоба с дугогасительным контактом 4, который во включенном положении находится внутри камеры между контактами 6. При отключении под действием пружины привода движение от вала 1 передается главным контакт-ножам 5, которые размыкаются в воздухе первыми, но дуги не образуется, так как весь ток проходит по дугогасительным контактам. При дальнейшем движении

ножа 5 размыкаются дугогасительные контакты, возникшая дуга воздействует на вкладыши, из которых выделяется газ. Давление в камере повышается, а при выходе дугогасительного ножа из камеры создается выхлоп газа и дуга гаснет. При включении сначала замыкаются дугогасительные контакты, затем – главные. Без ревизии допустимое количество циклов ВО: 30 – при номинальном токе 630 А и cosj ≥0,7; 10 – при номинальном токе 630 А и cosj ≥0,3; 20 – при 5 % номинального тока и cosj ≥0,7; 10 – при отключении зарядного тока кабеля 10 А и более.

Выключатели нагрузки не отключают токи короткого замыкания, так как в этом случае гашение электрической дуги затруднено (его дугогасительная камера не способна справиться с гашением дуги тока короткого замыкания). Поэтому в установках, где применяются выключатели нагрузки, последовательно с ними, для защиты от токов короткого замыкания, устанавливаются высоковольтные предохранители.

На рис.6.12 приведен внешний вид всех трех полюсов выключателя нагрузки с установленными последовательно с ним предохранителями.

Рис. 6.11. Полюс выключателя нагрузки: а – общий вид; б – дугогасительная камера; 1 – вал привода; 2 – дугогасительная камера; 3 – главный неподвижный контакт; 4 – подвижный дугогасительный контакт; 5 – главный подвижный контакт-нож: 6 – неподвижный дугогасительный контакт; 7 – газогенерирующие вкладыши

Рис. 6.12. Внешний вид выключателя нагрузки с предохранителями

Разъединители предназначены для включения и отключения электрических цепей напряжением выше 1000 В без нагрузки и для создания в них видимого разрыва.

Разъединители не имеют специальных дугогасящих устройств и поэтому ими нельзя разрывать цепи, в которых может возникнуть электрическая дуга. В отдельных случаях разрешают отключать разъединителем электрические цепи при протекании в них небольших токов, значение и характер которых регламентированы Правилами технической эксплуатации.

Разъединители выпускаются для внутренней (РВ) и наружной (РН) установки.

Рис. 6.13. Разъединитель типа РВ-10/630 1 – ножи; 2 – изоляторы; 3 – рычаг; 4 – приводной вал

На рис. 6.13 показан трехполюсный разъединитель типа РВ на напряжение 10 кВ и ток 630 А с вертикальными рубящими ножами.

Для наружной установки преимущественное распространение получили вместо разъединителей рубящего типа (большие габариты при отключенном положении ножа) разъединители горизонтально-поворотного типа. Широкое распространение этих разъединителей объясняется значительно меньшими габаритами и более простым механизмом управления. В этих разъединителях главные ножи перемещаются в горизонтальной плоскости. В настоящее время идет замена горизонтально-поворотных разъединителей типов РЛНД, РНД и РДЗ на разъединители серии РГ.

На рис. 6.14 показан разъединитель серии РГ на напряжение 35 кВ и ток 2000 А [17].

Рис. 6.14. Разъединитель РГ-35/2000: 1 – заземлитель; 2 – неподвижная колонка; 3 – полунож двухполосный; 4 – разъемный контакт; 5 – подвижная колонка; 6 – заземлитель; 7 – валы ножей заземлителей; 8 – тяга к приводу

На несущей раме закрепляются неподвижная 2 и подвижная 5 колонки, на которых крепятся полунож двухполосный 3 с разъемным контактом 4 и полунож однополосный.

При отключении усилие от привода передается тягой 8; колонка 5, вращаясь, передает движение полуножам, при повороте которых размыкается контакт 4. Разъединитель может иметь один или два заземлителя 1, 6, управляемых приводом через валы 7. Поверхности разъемного контакта покрыты серебром. Изоляторы выполнены из высокопрочного фарфора. Выводные контакты скользящего типа более долговечны, чем гибкие связи (в сериях РНД, РЛНД). Достоинством разъединителей серии РГ является также их работоспособность при гололеде до 20 мм.

На рис. 6.15 показан разъединитель такой же серии горизонтально - поворотный на напряжение 110 кВ.

Рис. 6.15. Разъединитель РГ -110/1250

Расшифровка разъединителей следующая: Р – разъединитель; В – внутренней, Н – наружной установки; Д – двухколонковый; З – с заземляющими ножами (цифра после буквы З указывает на количество заземляющих ножей). Цифры после тире номинальное напряжение (в числителе) и номинальный ток (в знаменателе).

В настоящее время в эксплуатации имеется большое количество подстанций напряжением 35-220 кВ, выполненных по упрощенной схеме без выключателей со стороны высокого напряжения с целью снижения стоимости сооружения подстанции. Вместо выключателей на таких подстанциях на высокой стороне установлены короткозамыкатели и отделители.

Короткозамыкатель (КЗ) представляет собой однополюсный или трехполюсный разъединитель (в зависимости от системы заземления нейтрали сети), снабженный приводом для автоматического включения и предназначенный для соединений провода (проводов) трехфазной системы с землей по ручной команде или от релейной защиты.

Отделитель (ОД) представляет собой обычный трехполюсный разъединитель, снабженный приводом для автоматического управления и способный по команде совершать операции отключения и включения участков цепи, предварительно отключенных выключателями.

Рассмотрим назначение КЗ и ОД на примере рис. 6.16.

Рис. 6.16. Схема подстанции без выключателей на высоком напряжении

При повреждении в одном из трансформаторов или на его выводах релейная защита линии W1 не чувствительна к таким повреждениям. Для усиления импульса для релейной защиты в сети с помощью КЗ создается искусственное короткое замыкание. Короткозамыкатель QN автоматически включается и создает короткое замыкание на стороне высшего напряжения подстанции (двухфазное при напряжении 35 кВ и однофазное на землю при напряжении 110 и 220 кВ), вследствие чего срабатывает защита и отключается выключатель Q1 головного участка питающей линии. В бестоковую паузу и отделитель QR автоматически отключает поврежденный трансформатор, создавая видимый разрыв электрической цепи, после чего происходит автоматическое повторное включение выключателя Q1 головного участка и неповрежденная остальная часть электрической сети включается в нормальную работу. Отделителями можно выполнять те же операции, что и разъединителями. Короткозамыкатели отключаются, а отделители включаются вручную при снятом напряжении. В схемах управления короткозамыкателями и отделителями имеется специальная блокировка, запрещающая отключение отделителя при протекании по нему тока короткого замыкания.

В эксплуатации наблюдаются случаи отказа в работе отделителей и короткозамыкателей, особенно в неблагоприятных погодных условиях. Кроме того необходима четкая последовательность и согласованность в работе отделителя и выключателя на головной подстанции, срабатывание отделителя до отключения выключателя приводит к серьезной аварии в распределительном устройстве, поэтому в настоящее время при реконструкции существующих подстанций и проектировании новых такие схемы согласно [14] не применяются.

В большинстве предохранителей отключение цепи происходит за счет расплавления плавкой вставки, которая нагревается протекающим через нее током защищаемой цепи. После отключения цепи необходимо заменить перегоревшую вставку на исправную. Эта операция производится вручную или автоматически заменой всего предохранителя.

Основными элементами предохранителя являются: корпус, плавкая вставка (плавкий элемент), контактная часть, дугогаси-тельное устройство и дугогасительная среда.

Предохранители характеризуются номинальным током плавкой вставки, т.е. током, на который рассчитана плавкая вставка для длительной работы. В один и тот же корпус предохранителя могут быть вставлены плавкие элементы на различные номинальные токи, поэтому сам предохранитель характеризуется номинальным током предохранителя, который равен наибольшему из номинальных токов плавких вставок, предназначенных для данной конструкции предохранителя.

Предохранители до 1 кВ изготовляются на номинальные токи до 1000 А.

В нормальном режиме теплота, выделяемая током нагрузки в плавкой вставке, передается в окружающую среду и температура всех частей предохранителя не превышает допустимую. При перегрузках или КЗ температура вставки увеличивается и она расплавляется. Чем больше протекающий ток, тем меньше время плавления. Эта зависимость называется защитной (времятоковой) характеристикой предохранителя.

Чтобы уменьшить время срабатывания предохранителя применяются плавкие вставки из разного материала, специальной формы, а также используется металлургический эффект.

Наиболее распространенными материалами плавких вставок являются медь, цинк, алюминий, свинец и серебро.

При больших номинальных токах плавкая вставка выполняется из параллельных проволок или тонких медных полос.

Для ускорения плавления вставок из меди и серебра используется металлургический эффект – явление растворения тугоплавких металлов в расплавленных, менее тугоплавких. Если, например, на медную проволочку диаметром 0,25 мм напаять шарик из оловянно-свинцового сплава с температурой плавления 182°С, то при температуре проволоки 650 °С она расплавится в течение 4 мин, а при 350 °С – в течение 40 мин. Та же проволока без растворителя плавится при температуре не менее 1000°С. Обычно для создания металлургического эффекта на медных и серебряных вставках применяют чистое олово, обладающее более стабильными свойствами. В нормальном режиме работы шарик практически не влияет на температуру вставки.

Ускорение плавления вставки достигается также применением плавкой вставки специальной формы. При токах КЗ узкие участки нагреваются настолько быстро, что отвод теплоты почти не происходит. Вставка перегорает одновременно в нескольких суженных местах, прежде чем ток КЗ достигнет своего установившегося значения в цепи постоянного тока или ударного тока в цепи переменного тока (рис. 6.17). Ток КЗ при этом ограничивается до значения i_огр (в 2 – 5 раз). Такое явление называется токоограничивающим действием предохранителя. Электродинамические силы в цепи, защищенной таким предохранителем, настолько уменьшаются, что в некоторых случаях токоведущие части и аппараты не требуют проверки по электродинамической стойкости [10,18].

Гашение электрической дуги, возникающей после перегорания плавкой вставки, должно осуществляться за возможно короткое время. Время гашения дуги зависит от конструкции предохранителя.

Рис. 6.17. Токоограничивающий эффект плавких предохранителей в цепях переменного тока

Наибольший ток, который плавкий предохранитель может отключить без каких-либо повреждений или деформаций, называется предельным током отключения.

Предохранители получили широкое применение в промышленных электроустановках, на электростанциях, подстанциях, в быту и имеют различную конструкцию. Рассмотрим конструкцию предохранителей, получивших наиболее широкое применение в электрических установках.

Рассмотрим типы предохранителей, применяемых в установках ниже 1000 В:

Предохранители насыпные типа ПН-2 (рис. 6.18) широко применяются для защиты силовых цепей до 500 В переменного и 440 В постоянного тока и выполняются на номинальные токи 100 – 600 А.

Фарфоровая, квадратная снаружи и круглая внутри, трубка 1 имеет четыре резьбовых отверстия для винтов, с помощью которых крышка 4 крепится с уплотняющей прокладкой 5. Плавкая вставка 2 приварена электроконтактной точечной сваркой к шайбам врубных контактных ножей 3. Крышки с асбестовыми прокладками герметически закрывают трубку. Трубка заполнена сухим кварцевым песком 6. Плавкая вставка выполнена из одной или нескольких медных ленточек толщиной 0,15 — 0,35 мм и шириной до 4 мм. На вставке сделаны прорези 7, уменьшающие сечение вставки в 2 раза. Для снижения температуры плавления вставки используется металлургический эффект – на полоски меди напаяны шарики олова 8. Температура плавления в этом случае не превышает 475 °С. Дуга возникает в нескольких параллельных каналах (в соответствии с числом вставок); это обеспечивает наименьшее количество паров металла в канале между зернами кварца и наилучшие условия гашения дуги в узкой щели. Насыпные предохранители обладают токоограничивающим свойством.

Для уменьшения возникающих перенапряжений плавкая вставка имеет по длине прорези, причем их количество зависит от номинального напряжения предохранителя (из расчета 100 – 150 В на участок между прорезями). Вставка сгорает в узких местах, длинная дуга оказывается разделенной на ряд коротких дуг, суммарное напряжение на которых не превышает суммы катодных и анодных падений напряжения (см. подразд. 6.1). Наполнителем в предохранителях ПН является чистый кварцевый песок (99% SiO₂). Вместо кварца может быть применен мел (СаСО₃), иногда его смешивают с асбестовым волокном. При гашении дуги мел разлагается с выделением углекислого газа СО₂ и СаО – тугоплавкого материала. Реакция происходит с поглощением энергии, что способствует гашению дуги. Иногда применяют для засыпки гипс (CaSO₄) и борную кислоту.

Рис. 6.18. Предохранитель типа ПН-2: 1– фарфоровая трубка; 2 – плавкая вставка; 3 – контактный нож; 4 – крышка; 5 – уплотняющая прокладка; 6 – кварцевый песок; 7 – прорезь; 8 – шарики олова

В насыпных предохранителях вместо фарфоровых трубок могут применяться трубки из стеклоткани, пропитанной теплостойкими лаками, литые из пластмасс или изоляционных смол.

Предохранители НПН подобны ПН, но имеют неразборный патрон без контактных ножей и рассчитываются на токи до 60 А. Предельный отключаемый ток в предохранителях ПН-2 достигает 50 кА.

Предохранители серии ПП-31 с алюминиевыми вставками на номинальные токи 63 – 1000 А (предельный ток отключения до 100 кА при напряжении 660 В) разработаны взамен предохранителей серии ПН-2.

Предохранители серии ПП-17 изготовляются на токи 500— 1000 А, напряжение переменного тока 380 В и постоянного тока 220 В. Предельная отключающая способность их составляет 100—120 кА. Предохранитель состоит из плавкого элемента, помещенного в керамический корпус, заполненный кварцевым песком, указателя срабатывания и свободного контакта. При расплавлении плавкого элемента предохранителя перегорает плавкий элемент указателя срабатывания, освобождая взведенный при сборке указателя боек, который переключает свободный контакт. Последний замыкает цепь сигнализации положения предохранителя.

Быстродействующие предохранители для защиты полупроводниковых приборов ПП-41, ПП-57, ПП-59, ПП-71 выполняются с плавкими вставками из серебряной фольги в закрытых патронах с засыпкой кварцевым песком. Они рассчитаны на установку в цепях переменного тока напряжением 380—1250 В и постоянного тока 230—1050 В; номинальные токи 100 — 2000 А, предельные токи отключения до 200 кА. Эти предохранители обладают заметным токоограничивающим действием.

Рассмотрим типы предохранителей, применяемых в установках выше 1000 В:

Предохранители серии ПК с мелкозернистым наполнителем выполняются на напряжения 6, 10, 35 кВ и номинальные токи 400, 300, 200 и 40 А соответственно. Эти предохранители обладают токоограничивающим эффектом, полное время отключения при токах КЗ составляет 0,005 – 0,007 с.

В этих предохранителях дуга гасится за счет деления ее на ряд коротких дуг (горит между песчинками кварцевого песка).

Патрон предохранителя (рис. 6.19) состоит из фарфоровой трубки, армированной латунными колпачками. Внутри патрона размещены медные или серебряные плавкие вставки. Для обеспечения нормальных условий гашения дуги плавкие вставки должны иметь значительную длину и малое сечение. Это достигается применением нескольких параллельных плавких вставок 5, намотанных на ребристый керамический сердечник (см. рис. 6.19, в), или при больших токах нескольких спиральных плавких вставок (см. рис. 6.19, б). После того как трубка заполнена кварцевым песком, торцевые отверстия закрываются крышками 1 и тщательно запаиваются. Нарушение герметичности, увлажнение песка могут привести к потере способности гасить дугу.

Рис. 6.19. Предохранители типа ПК: а — общий вид ПК4; б — патрон предохранителя на ток более 7,5 А; в — патрон предохранителя на ток до 7,5 А; 1 – торцевая крышка; 2 – латунный колпачок; 3 – фарфоровая трубка; 4 – кварцевый песок; 5 – плавкая вставка; 6 – шарики из олова; 7 – указатель срабатывания

Для уменьшения температуры плавления плавкой вставки использован металлургический эффект. Срабатывание предохранителя определяется по указателю 7, который выбрасывается пружиной из трубки после перегорания стальной вставки, нормально удерживающей пружину в подтянутом состоянии. Стальная вставка перегорает после рабочих вставок, когда по ней проходит весь ток. Быстрое гашение дуги в узких каналах между зернами кварца приводит к перенапряжениям, опасным для изоляции установки. Для снижения перенапряжений искусственно затягивают гашение дуги, применяя плавкие вставки разного сечения по длине или плавкие вставки с искровыми промежутками, включенные параллельно основным рабочим вставкам.

Разновидностями серии ПК являются:

ПКТ – предохранители для защиты силовых трансформаторов и линий;

ПКН – предохранители для защиты трансформаторов напряжения;

ПКЭ – предохранители для силовых цепей экскаваторных установок.

При установке предохранителей в цепях с током более 100 А применяются два или четыре патрона (см. рис. 6.19, а).

Предохранители с автогазовым гашением дуги выполняются на напряжение 10 кВ и выше.

Для открытых распределительных устройств получили распространение выхлопные предохранители типа ПВТ на 10, 35 и 110 кВ .

Основной частью предохранителя является газогенерирующая трубка, внутри которой расположен гибкий проводник, соединенный с плавкой вставкой и контактным наконечником. Параллельно медной вставке расположена стальная, воспринимающая усилие пружины, стремящейся вытащить гибкий проводник.

При КЗ сначала расплавляется медная, затем стальная вставка. Под действием пружины выбрасывается гибкий проводник. Дуга, образовавшаяся после расплавления вставок, затягивается в трубку, где интенсивно выделяется газ. Давление в трубке достигает 10 – 20 МПа, создается интенсивное продольное автодутье, гасящее дугу. Гашение сопровождается выбросом раскаленных газов и мощным звуковым эффектом – выстрелом. В связи с этим предохранители ПВТ устанавливаются в открытых РУ таким образом, чтобы в зоне выхлопа не было электрических аппаратов. Ранее эти предохранители назывались стреляющими (ПСН).

В процессе отключения длина дуги увеличивается по мере выброса гибкой связи, поэтому перенапряжений не возникает.

Плавкая вставка в нормальном режиме нагревается до высокой температуры. Чтобы не происходило газообразования, вставка размещена не в трубке, а в металлическом колпаке, закрывающем один конец трубки.

Предохранители ПВТ применяются на комплектных трансформаторных подстанциях. Они защищают силовые трансформаторы от токов КЗ, но не защищают от других видов повреждений.

Дальнейшее усовершенствование предохранителей ПВТ привело к созданию автогазового выключателя с газоге-нерирующим патроном, внутри которого размещены плавкая вставка и контактная система. Пружинный привод, получив сигнал релейной защиты, выдергивает гибкую связь из патрона, разрушая контакты. Возникшая дуга гасится так же, как в предохранителе ПВТ.

Недостатком такого выключателя является быстрый износ твердого дугогасителя, разрушение контактов, а, следовательно, необходимость замены того и другого после каждого отключения КЗ.

Трансформаторы тока предназначены для подключения измерительных приборов и устройств релейной защиты, они изолируют приборы от напряжения установки и преобразуют токи до значений удобных для непосредственного измерения с помощью стандартных приборов или подключения стандартных реле. ТТ изготавливаются на номинальный вторичный ток 5 А (реже 1 А).

В установках выше 1000 В вторичные обмотки ТТ заземляют, чтобы при пробое изоляции между первичной и вторичной обмотками предотвратить появление высокого потенциала во вторичных цепях.

Характерной величиной измерительного ТТ является его номинальный коэффициент трансформации

.

(6.1)

Работа трансформатора тока иллюстрируется схемой замещения (рис. 6.20), из которой видно, что первичный ток разветвляется по двум цепям. Основная его часть замыкается через сопротивление нагрузки, Z¢ _Н, а другая часть I₀ – через сопротивление намагничивания Z₀.

,	(6.2)
,	(6.3)

где – вторичный ток, А;

– вторичное напряжение, приведенное к числу витков первичной обмотки.

Таким образом, между токами в первичной и вторичной обмотках, равно как и между первичным и вторичным напряжениями, нет строгой пропорциональной зависимости.

Рис. 6.20. Схема замещения трансформатора

Строгая пропорциональность между вторичным и первичным токами соблюдается только для идеального трансформатора, у которого ток намагничивания I₀ равен нулю:

,

(6.4)

откуда

.

(6.5)

Чтобы ток намагничивания реального трансформатора был мал, необходимо возможно меньшее сопротивление его вторичной цепи, т.е. трансформатор тока должен работать в режиме, близком к короткому замыканию. Обычно суммарное сопротивление внешней вторичной цепи трансформатора тока не превосходит 0,8-2 Ом. Первичная обмотка ТТ состоит из нескольких витков (часто одного) достаточно большого сечения и, следовательно, также обладает ничтожно малым сопротивлением. В результате сопротивление ТТ получается ничтожным по сравнению с сопротивлениями других элементов силовой цепи и не влияет на величину первичного тока.

Трансформаторы тока вносят в измерения погрешность по току ΔІ% и угловую погрешность δ.

.

(6.6)

Угловая погрешность δ характеризует угол сдвига фаз между первичным током и повернутым на 180^о током вторичной обмотки. Погрешность по току следует учитывать для всех приборов и реле, а угловую – для приборов ваттметрового типа.

Трансформатор тока должен обеспечить требуемую точность измерения, т.е. его погрешности не должны выходить за пределы допустимых для данного класса точности величин. Для ТТ установлены пять классов точности: 0,2; 0,5; 1; 3; 10. За обозначение класса точности принята величина наибольшей допустимой токовой погрешности в процентах при токе (100+120)% номинального. Трансформаторы тока класса 0,2 применяются в качестве образцовых, а также для специальных лабораторных измерений, где необходима высокая точность; 0,5 – для питания приборов денежного расчета (счетчиков); 1, 3, 10 или Р для питания щитовых приборов или реле. Каждому классу точности соответствует определенная вторичная нагрузка при номинальном коэффициенте мощности, равном 0,8.

По конструкции различают две основные группы измерительных трансформаторов тока: одновитковые и многовитковые.

Одновитковые трансформаторы наиболее просты в изготовлении. Применение получили три характерные конструкции одновитковых трансформаторов: стержневые, шинные и встроенные.

Стержневые ТТ изготовляют для напряжений до 35 кВ и номинальных первичных токов от 400 до 1500 А. В качестве примера в лаборатории 2-37 на плакате показан трансформатор типа ТПОЛ-10 (Т – трансформатор тока, П – проходной, О – одновитковый, Л – с литой изоляцией) для номинального напряжения 10 кВ. Первичная обмотка выполнена в виде прямолинейного стержня с зажимами на концах. На стержень поверх изоляции надеты два кольцевых магнитопровода с вторичными обмотками. Магнитопроводы вместе с вторичными обмотками залиты эпоксидным компаундом и образуют монолитный блок в виде проходного изолятора. Блок снабжен фланцем с отверстиями для болтов для крепления трансформатора.

Шинные ТТ изготовляют для напряжений до 20 кВ и номинальных первичных токов до 18 кА. Эти трансформаторы не имеют первичных обмоток. Вместо них при монтаже ТТ через центральное отверстие в его изоляторе пропускают шину, которая и выполняет роль первичной обмотки. Использование шины в качестве первичной обмотки уменьшает число контактных соединений и уменьшает монтажные работы. В лаборатории 2-37 для знакомства с конструкцией установлен шинный трансформатор тока типа ТШЛП-10 (Т – трансформатор; Ш – шинный; Л – с литой изоляцией; П – для плоских шин; сравни ТПШЛ – здесь П – проходной).

Встроенные ТТ предназначены для установки на вводах 35 кВ и выше масляных баковых выключателей и силовых трансформаторов.

Многовитковые ТТ изготовляют для всей шкалы номинальных напряжений и для номинальных первичных токов до 1000-1600 А, т.е. применительно к условиям, когда необходимая степень точности не может быть обеспечена при одном первичном витке. Для напряжений 6-10 кВ изготовляют катушечные и петлевые трансформаторы тока. В лаборатории установлен петлевой трансформатор тока типа ТПЛ-10.

Для напряжений 35-220 кВ изготовляют ТТ наружной установки типа ТФН (ТТ с фарфоровой изоляцией наружной установки). Для напряжений 330, 500, 750 и 1150 кВ изготовляют каскадные трансформаторы. В лаборатории установлен многовитковый трансформатор типа ТФН-35М на 35 кВ модернизированный.

В электрических установках сельской электрификации широкое применение в сетях до 1000 В нашли катушечные трансформаторы тока типов ТК и ТКМ, в установках 6-10 кВ типов ТКЛ, ТПЛ, ТПЛМ, ТВЛМ, в сетях 35 кВ – типов ТПОЛ, ТФН, ТФНД (Ф – фарфоровая изоляция, Н – наружной установки, Д – с сердечником для дифференциальной защиты).

Концы первичных и вторичных обмоток ТТ имеют заводскую маркировку. Концы первичной обмотки обозначаются буквами Л1 и Л2, концы вторичной обмотки – буквами И1 и И2.

При эксплуатации ТТ следует помнить, что работа его с разомкнутой вторичной обмоткой недопустима, т.к. в этом случае исчезает размагничивающее действие потока, созданного током вторичной обмотки. Магнитопровод насыщается, что обуславливает наведение на вторичной обмотке несинусоидальной ЭДС, амплитуда которой может достигать десятков киловольт. Такой режим опасен для изоляции и для обслуживающего персонала, кроме того, насыщение сердечника может быть необратимым. Поэтому при необходимости замены измерительного прибора или реле вторичная обмотка предварительно замыкается накоротко.

ТТ выпускаются только в однофазном исполнении для раздельного включения в каждую фазу. В зависимости от назначения измерений в трехфазной сети применяют один, два или три ТТ. Схемы соединения трансформаторов, применяемые для включения измерительных приборов, приведены на рис. 6.21.

Итак, ТТ характеризуются следующими особенностями:

• режим работы ТТ близок к КЗ, так как сопротивление нагрузки, подключенной ко вторичной обмотке мало;
• значение первичного тока не зависит от сопротивления нагрузки вторичной цепи, а определяется только параметрами первичной цепи;
• режим холостого хода ТТ, т.е. разрыв его вторичной цепи, является аварийным режимом, так как он сопровождается резким возрастанием ЭДС E¢ ₂, что опасно для обслуживающего персонала, вызывает сильный нагрев трансформатора и может привести к его повреждению.

Рис. 6.18. Схемы соединения ТТ и измерительных приборов а – включение приборов в одну фазу; б – включение приборов в неполную звезду; в – включение приборов в полную звезду

Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/ В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Схема включения однофазных трансформатора напряжения показана на рис. 6.22, первичная обмотка включена на напряжение сети, а ко вторичной обмотке подключены параллельно катушки измерительных приборов. Для безопасности обслуживания один вывод вторичной обмотки заземлен. Трансформатор напряжения в отличие от трансформатора тока работает в режиме, близком к холостому ходу, так как сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое.

Рис. 6.22. Схема включения однофазного трансформатора напряжения

Трансформаторы напряжения вносят в измерения погрешность по напряжению

,

(6.7)

и угловую погрешность δ. Так же как и в трансформаторах тока, вектор вторичного напряжения сдвинут относительно вектора первичного напряжения не точно на угол 180°. Это и определяет угловую погрешность.

Для трансформаторов напряжения установлены четыре класса точности: 0,2; 0,5; 1 и 3. За обозначение класса точности принята величина наибольшей допустимой погрешности по напряжению в процентах. Погрешность зависит от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали и от cosj вторичной нагрузки. В конструкции трансформаторов напряжения предусматривается компенсация погрешности по напряжению путем некоторого уменьшения числа витков первичной обмотки, а также компенсация угловой погрешности за счет специальных компенсирующих обмоток.

Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных ко вторичной обмотке трансформатора напряжения, не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, так как это приводит к увеличению погрешностей.

В зависимости от назначения могут применяться трансформаторы напряжения с различными схемами соединения обмоток. Для измерения трех междуфазных напряжений можно использовать два однофазных двухобмоточных трансформатора НОМ, НОС, НОЛ, соединенных по схеме открытого треугольника (рис. 6.23), а также трехфазный двухобмоточный трансформатор НТМК, обмотки которого соединены в звезду (рис. 6.24). Для измерения напряжения относительно земли могут применяться три однофазных трансформатора, соединенных по схеме Y₀/Y₀ (рис. 6.25), или трехфазный трехобмоточный трансформатор НТМИ (рис. 6.26). В последнем случае обмотка, соединенная в звезду, используется для присоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник, присоединяется реле защиты от замыканий на землю. Таким же образом в трехфазную группу соединяются однофазные трехобмоточные трансформаторы типа ЗНОМ и каскадные трансформаторы НКФ. Для возможности замера напряжения фаз относительно земли нулевую точку звезды первичных обмоток заземляют.

Рис. 6.23. Схема включения однофазных трансформаторов напряжения в “открытый треугольник”

Рис. 6.24. Схема включения однофазных трансформаторов напряжения по схеме “звезда–звезда”

Рис. 6.25. Схема включения трехфазных трансформаторов напряжения по схеме “звезда–звезда”

Рис. 6.26. Схема включения трехфазного трансформатора напряжения НТМИ

Следует отличать однофазные двухобмоточные трансформаторы НОМ-6, НОМ-10, НОМ-15, НОМ-35 от однофазных трехобмоточных ЗНОМ-15, ЗНОМ-20, ЗНОМ-35 (рис. 6.27). Двухобмоточные трансформаторы (рис. 6.27, а) имеют два ввода ВН и два ввода НН, их можно соединить по схемам открытого треугольника, звезды, треугольника. У трехообмоточных трансформаторов (рис. 6.27, б) один конец обмотки ВН заземлен, единственный ввод ВН расположен на крышке, а вводы НН – на боковой стенке бака. Обмотка ВН рассчитана на фазное напряжение, основная обмотка НН – на 100/ В, дополнительная обмотка – на 100/3 В. Такие трансформаторы называются заземляемыми и соединяются по схеме, показанной на рис. 6.26.

Конструктивно трансформатор напряжения во многом похож на силовой трансформатор небольшой мощности для той же ступени напряжения. Однако в виду малой мощности для трансформаторов напряжения никаких специальных мер для охлаждения, в отличие от силовых трансформаторов, не применяется. По числу фаз различают однофазные и трехфазные трансформаторы напряжения, а по роду изоляции – сухие и масляные. Трехфазные трансформаторы напряжения применяются до напряжения 18 кВ, однофазные трансформаторы напряжения с масляной изоляцией применяются на напряжение 6-1150 кВ в закрытых и открытых распределительных устройствах. В этих трансформаторах обмотки и магнитопровод залиты маслом, которое служит для изоляции и охлаждения

Буквы в обозначении типа трансформатора напряжения расшифровываются:

Н – трансформатор напряжения, О – однофазный, Т – трехфазный, С – сухой, М – масляный, К – для КРУ с компенсирующей обмоткой или при напряжении 110 кВ и выше – каскадный, З – с одним заземленным выводом высокого напряжения, И – для контроля изоляции, Ф – в фарфоровой покрышке, Д – для подключения делителей напряжения, Е – емкостный, Л – с литой изоляцией.

Обмотки сухих трансформаторов выполняют эмалированным, лакированным проводом. Изоляцией между обмотками служит электрокартон. Такие трансформаторы выпускаются на напряжение не выше 6 кВ типов Н0С-0,5; Н0СК-6; НТС-0,5. Масляные трансформаторы напряжения НOM-10 и НТМК (трехстержневые), НТМИ-10 (пятистержневые) используют в высоковольтных установках напряжением 6 и 10 кВ.

Рис. 6.27. Трансформаторы напряжения однофазные масляные: а – типа НОМ-35; б – типа ЗНОМ-35; 1 – ввод высокого напряжения; 2 – коробка вводов НН; 3 – бак

В установках 110 кВ и выше применяются трансформаторы напряжения каскадного типа НКФ. Они состоят из нескольких ступеней (каскадов), изолированных друг от друга (рис. 6.28). Число ступеней определяется номинальным напряжением из расчета приблизительно 50 кВ на каждую ступень. Трансформаторы каскадного типа имеют меньшую массу и стоимость из-за облегчения изоляции за счет равномерного распределения обмотки высокого напряжения по нескольким магнитопроводам.

Чем выше напряжение, тем сложнее конструкция и дороже трансформатор напряжения, поэтому в установках 500 кВ и выше применяются трансформаторные устройства, присоединенные к конденсаторам высокочастотной связи WC (рис. 6.29) с помощью конденсатора отбора мощности СВ. Напряжение снимается с СВ (10-15 кВ), подается на трансформатор TV, чтобы вторичное напряжение ТV не зависело от нагрузки, в цепь включен реактор LR. Такое устройство получило название емкостного делителя напряжения (НДЕ).

Рис. 6.28. Трансформатор напряжения НКФ-110: а – схема; б – конструкция: 1 – ввод высокого напряжения; 2 – маслорасширитель; 3 – фарфоровая рубашка; 4 – основание; 5 – коробка вводов НН

Рис. 6.29. Схема емкостного делителя напряжения

В трехфазной системе измерению подлежат: а) линейные напряжения; б) напряжения проводов относительно земли; в) напряжение нулевой последовательности, появляющиеся при замыкании на землю.

В сетях с незаземленными нейтралями (сети 6-35 кВ) измерение напряжения фаз относительно земли необходимо для контроля за состоянием изоляции. При замыкании одной из фаз на землю стрелка вольтметра этой фазы станет на нулевую отметку, а вольтметры двух других фаз вместо фазных будут показывать линейные напряжения.

Для сигнализации появления замыкания на землю в сети используют однофазные трансформаторы напряжения с дополнительными вторичными обмотками, которые соединяют по схеме открытого треугольника (схема включения как для трехфазного трансформатора напряжения, приведенная на рис. 6.27). При однофазном замыкании в сети у зажимов разомкнутого треугольника появляется напряжение, соответствующее тройному напряжению нулевой последовательности.

Возможность использования трехфазного трансформатора напряжения для контроля изоляции зависит от выполнения его магнитопровода. Трехфазный трансформатор напряжения с трехстержневым магнитопроводом нельзя использовать для измерения напряжения фаз относительно земли. Для этого необходимо было бы заземлить нулевую точку звезды первичной обмотки. Тогда при замыкании одной из фаз в стержнях магнитопровода появились бы магнитные потоки нулевой последовательности, равные по величине и совпадающие по фазе. Эти потоки замыкались бы по случайным путям с большим магнитным сопротивлением. В результате токи намагничивания резко бы возросли, что приведет к увеличению погрешностей, а главное к опасному перегреву обмоток. Поэтому для контроля изоляции применяют трехфазные пятистержневые трансформаторы напряжения НТМИ (рис. 6.26), потоки нулевой последовательности в которых замыкаются по крайним стержням магнитопровода, и не вызывают чрезмерного перегрева трансформатора напряжения.

В сельских электроустановках наиболее часто применяют трехобмоточный пятистержневой трансформатор НТМИ-10, который используют для питания точных приборов, а также контроля изоляции цепи 10 кВ.

Анализ опыта эксплуатации измерительных трансформаторов напряжения типа ЗНОМ и НТМИ в сетях с изолированной нейтралью показывает [19, 20], что примерно 30% общего числа их повреждений связано с возникновением феррорезонансных перенапряжений. Возможность повреждения из-за феррорезонансных перенапряжений при однофазных замыканиях на землю, а также при феррорезонансных колебаниях по другим причинам фактически является изначально заложенным конструктивным недостатком указанных типов трансформаторов. В настоящее время разработаны и выпускаются антирезонансные трансформаторы напряжения НАМИ (рис. 6.30).

Трансформаторы серии НАМИ содержат в одном баке два трансформатора – прямой (он же и обратной) и нулевой последовательностей. Трансформатор прямой последовательности трехфазный, трехстержневой, без боковых ярм. 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 “3U₀” расположена на стержне трансформатора нулевой последовательности. На трех стержнях первого трансформатора помещается компенсационная обмотка, соединенная в замкнутый треугольник без внешних выводов.

Трансформаторы напряжения серии НАМИ 6-10-35 кВ, собранные по приведенной схеме, внедряются на подстанциях России с 1995 г.

Трансформаторы напряжения защищают от коротких замыканий во вторичных цепях установкой плавких предохранителей на стороне низшего напряжения. Для защиты электроустановок от повреждений последовательно с трансформаторами напряжения со стороны обмотки высокого напряжения также устанавливают предохранители до напряжения 35 кВ включительно.

Для более высоких напряжений плавкие предохранители с необходимой отключающей способностью отсутствуют. При этих напряжениях ограничиваются установкой на стороне высшего напряжения разъединителей.

Рис. 6.30. Схема соединения обмоток антирезонансного трансформатора напряжения НАМИ-6-10-35 кВ

Работа электрических аппаратов без повреждений может быть обеспечена только при правильном выборе их по условиям работы в длительном режиме при максимальной нагрузке и в режиме короткого замыкания в сети.

Согласно [10], электрические аппараты необходимо выбирать по каталогам, исходя из условий нормального режима. Выбранные аппараты затем следует проверить по режиму максимальных токов короткого замыкания для точек, где предполагается установка того или иного аппарата.

Выключатели выбираются:

1. По напряжению

Uуст ≤ Uном ,

(6.8.1)

где U_уст – напряжение сети, где предполагается установка

выключателя;

U_ном – номинальное напряжение выключателя (по каталогу).

2. По длительному току

Iраб.макс ≤ Iном

(6.8.2)

где I_{раб.макс} – максимальный рабочий ток;

I_ном – номинальный ток выключателя (по каталогу).

Рабочий максимальный ток сети с двумя параллельно работающими трансформаторами можно определить с учетом допустимой перегрузки трансформатора на 40 % при отключении одного из трансформаторов:

Iраб.макс=1,4∙Iном

(6.8.3)

Рабочий максимальный ток сети с двумя параллельно работающими линиями определяются с учетом возможности передать всю мощность по одной линии при отключении другой:

Iраб.мах=2∙Iном

(6.8.4)

Рабочий максимальный ток цепи генератора определяется:

Iраб.мах.г=,

(6.8.5)

где Р_{ном г} – номинальная активная мощность генератора;

сosφ – коэффициент мощности генератора;

U_ном – номинальное напряжение на выводах генератора;

0,95 – коэффициент, учитывающий возможность выдачи генератором номинальной мощности при понижении напряжения на его выводах на 5%.

3. По отключающей способности

При времени срабатывания выключателя более 0,08 с и питании электроустановки от энергосистемы, проверять выключатели по отключающей способности можно без учета апериодической составляющей тока короткого замыкания [14]:

Iк ≤ Іоткл.ном,

(6.8.6)

где I_к – периодическая составляющая тока короткого замыкания;

І_{откл.ном} – номинальный ток отключения выключателя (по каталогу).

4. Выключатели проверяются на электродинамическую устойчивость к токам короткого замыкания:

а) по действующему значению тока:

Iк ≤ Іпр.с

(6.8.7)

б) по амплитудному значению тока:

iу ≤ iпр.с

(6.8.8)

Здесь І_пр.с и i_пр.с – действующее и амплитудное значения сквозного тока выключателя (по каталогу);

i_у – ударный ток короткого замыкания по расчету.

4. Выключатели проверяют на термическую устойчивость к токам короткого замыкания по тепловому импульсу:

где І_t – допустимый ток термической стойкости выключателя (по каталогу);

t_t – время термической стойкости выключателя при протекании тока І_t (по каталогу);

В_к – тепловой импульс по расчету.

Для электрических сетей тепловой импульс от тока короткого замыкания можно определить по выражению:

где

t_п.в. – полное время отключения выключателя по каталогу (время с момента подачи импульса на отключение до полного погасания дуги);

t_р.з. – время действия релейной защиты (при учебном проектировании это время можно принять равным 0,1 с).

Примеры выбора выключателей приведены в таблицах 6.8.4.

Разъединители предназначены для создания видимого разрыва в высоковольтных сетях при выводе электрооборудования в ремонт. Разъединители включают и отключают без нагрузки (предварительно цепь должна быть отключена выключателем). В отдельных случаях разрешается разъединителями выполнение операций под напряжением, что строго регламентируется Правилами технической эксплуатации.

Разъединители выбираются так же, как высоковольтные выключатели, но не проверяются на отключающую способность.

Пример выбора разъединителей приведен в таблицах 6.8.4.

Выключатели нагрузки предназначены для отключения и включения токов нагрузки до 400 А в сетях 6-10 кВ, но не отключают токи короткого замыкания (поэтому последовательно с ними обязательна установка предохранителей).

Выключатели нагрузки выбирают:

1. По напряжению (формула (6.8.1));
2. По току (формула (6.8.2));
3. По отключающей способности

Iраб.макс ≤ Іоткл.ном

(6.8.12)

4. Проверяются на электродинамическую устойчивость:

а) по действующему значению тока (формула (6.8.7));

б) по амплитудному значению (формула (6.8.8));

5. Проверяются на термическую устойчивость (формула (6.8.9)).

Трансформаторы тока и напряжения служат для подключения измерительных приборов и устройств релейной защиты.

Трансформаторы тока выбирают:

1. По напряжению (формула (6.8.1));

Номинальный ток первичной обмотки I_1ном должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности.

Если к трансформаторам тока подключаются приборы денежного расчета (счетчики), то трансформатор должен работать в классе точности 0,5.

или

iк ≤ ·кд·I1ном ,

(6.8.15)

где к_д – кратность динамической стойкости по каталогу;

I_1ном – номинальный ток первичной обмотки;

I_дин – ток динамической стойкости по каталогу.

где к_t – кратность термической стойкости по каталогу, если для трансформатора тока в справочнике указан ток I_t, проверка

осуществляется по формуле (6.8.9).

Проверка состоит в том, что выбирается сечение соединительных проводов приборов с трансформаторами тока такими, чтобы суммарная нагрузка вторичной обмотки трансформатора не превышала допустимую в выбранном классе точности:

где Z₂ – вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых цепей несоизмеримо меньше активного, поэтому им пренебрегают, то есть:

Вторичная нагрузка r₂ состоит из сопротивления приборов (r_приб), сопротивления проводов (r_пров) и переходного сопротивления контактов (r_конт):

Сопротивление приборов определяется по выражению

,

(6.8.21)

где S_приб – мощность, потребляемая приборами;
I_2ном – вторичный номинальный ток трансформатора тока (1 или 5 А)

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

отсюда

Зная r_пров , можно определить сечение соединительных проводов:

,

(6.8.24)

где ρ – удельное сопротивление материала провода. Для алюминиевых проводов ρ_ал=0,0283 Ом·мм²/м; медных – ρ_м=0,0175 Ом·мм²/м;

l _расч – расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформа-торов тока. Возможные схемы соединения трансформаторов тока приведены на рис. 6.8.1.

Фактическое расстояние l от приборов до трансформаторов тока зависит от напряжения электроустановки и местных условий. Ориентировочно при учебном проектировании его можно принимать следующим:

Линии 110 кВ – 75-100 м;

Линии 35 кВ – 60-75 м;

Линии 6-10 кВ – 4-6 м.

Перечень приборов, устанавливаемых на подстанции в зависимости от напряжения и типов линий, приведен в таблице 6.8.1, технические данные приборов приведены в таблице 6.8.2.

В качестве соединительных проводов применяются контрольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплостойкой оболочке. По условию механической прочности сечение

не должно быть меньше 2,5 мм² – для алюминиевых жил и 1,5 мм² – для медных жил.

Таблица 6.8.1

Таблица 6.8.2

Рис. 6.8.1. Схемы соединения измерительных трансформаторов тока (а – один трансформатор тока, б – схема неполной звезды, в – схема полной звезды)

Трансформаторы напряжения выбирают:

1. По напряжению (формула (6.8.1));

2. По конструкции и классу точности. При подключении к трансформаторам напряжения счетчиков, они должны работать в классе точности 0,5.

3. Трансформаторы напряжения проверяют по классу точности.

где S₂ – нагрузка, подключенная к вторичной обмотке трансформатора напряжения;

S_2ном – номинальная мощность трансформатора напряжения в выбранном классе точности.

Вторичную нагрузку трансформаторов напряжения определяют по формуле:

(6.8.26)

где ΣP_приб , ΣQ_приб , ΣS_приб – суммарная активная, реактивная и полная мощность присоединенных приборов, соответственно. При подсчете вторичной нагрузки трансформатора напряжения надо помнить, что к нему подключаются катушки напряжения не только приборов, устанавливаемых на сборных шинах подстанции, но и всех отходящих от одной секции сборных шин линий.

На электродинамическую устойчивость трансформаторы напряжения не проверяют.

В электрических сетях высоковольтные предохранители применяют для защиты силовых трансформаторов и измерительных трансформаторов напряжения.

На напряжении 10 кВ понижающих подстанций устанавливают предохранители типов ПК (с кварцевым наполнителем), а на напряжении 35 или 110 кВ – предохранители типов ПСН – стреляющие. Для защиты со стороны высшего напряжения трансформаторов напряжения применяют предохранители ПКТ.

Предохранители для защиты трансформаторов выбирают:

1. По напряжению (формула (6.8.1));
2. По номинальному току (I_ном.пр) (формула (6.8.2));
3. По отключающей способности (формула (6.8.6));
4. По номинальному току плавкой вставки (I_в.ном)

Плавкие вставки предохранителей выбирают с учетом отстройки их от бросков намагничивающего тока трансформатора. Рекомендуемые ПУЭ значения номинальных токов плавких вставок предохранителей в зависимости от мощности трансформаторов 10/0,4 кВ приведены в таблице 6.8.3.

Выбранные по таблице 6.8.3 плавкие вставки необходимо проверить на селективность с аппаратами защиты со стороны 0,4 кВ. Необходимо обеспечить селективность защиты со стороны высокого напряжения с предохранителями или автоматическими выключателями ввода 0,4 кВ или, по крайней мере, с отходящими линиями 0,4 кВ.

Таблица 6.8.3

Проверка вставки на селективность с аппаратами защиты ввода 0,4 кВ выполняется в общем случае сопоставлением их характеристик на карте селективности защит.

Для трансформаторов 10/0,4 кВ карту селективности можно не строить, а выполнить следующие условия. Селективность будет обеспечена, если

,

(6.8.28)

где t_в – время плавления плавкой вставки предохранителя при КЗ на стороне 0,4 кВ, с;

t_с.з. – полное время срабатывания защиты со стороны 0,4 кВ, с которой осуществляется согласование предохранителя. t_с.з.=0,02±0,01 с – для электромагнитных расцепителей автоматов с учетом разброса срабатывания, t_с.з. – для предохранителей определяется по ампер-секундной характеристике;

Δt – минимальная ступень селективности, принимается для автоматов – 0,3 с, для предохранителей – 0,6 с;

К_n – коэффициент приведения каталожного времени плавления плав-кой вставки и времени ее разогрева, К_n принимается равным 0,9.

Если выбранная плавкая вставка не обеспечивает требуемое t_В , то следует принять плавкую вставку на больший номинальный ток, при котором требуемое время плавления будет обеспечено, но в этом случае необходимо сделать проверку по допустимому времени протекания тока КЗ t_К в трансформаторе по условию его термической стойкости.

Проверка осуществляется по условию

Допустимое время протекания тока короткого замыкания в трансформаторе определяется:

,

(6.8.30)

где k – отношение установившегося тока короткого замыкания к номинальному току трансформатора.

Во всех случаях t_к не должно превышать 5 с.

Выбор плавких вставок предохранителей на стороне 35-110 кВ трансформаторных подстанций 35/10, 110/10 или 35/0,4 кВ осуществляется аналогично, но вместо таблицы 6.8.3 номинальный ток плавкой вставки выбирают согласно директивным материалам с учетом отстройки от бросков намагничивающего тока трансформатора по выражению:

Затем проверяют вставку на селективность работы с ближайшей защитой с низкой стороны:

(6.8.32)

где I_к.расч – расчетный ток на стороне высшего напряжения трансформа-тора при КЗ на стороне низшего напряжения;

К_н – коэффициент надежности, учитывающий разброс ампер-секундных характеристик предохранителей и необходимый запас;

К_т – коэффициент трансформации трансформатора;

I_к.н – и ток трехфазного короткого замыкания на стороне низшего напряжения трансформатора.

По току I_к.расч на ампер-секундной характеристике предохранителя определяют время перегорания плавкой вставки t_В. Затем сравнивают это время с временем срабатывания защиты с низкой стороны трансформатора t_с.з . Если ступень селективности Δt=t_в – t_с.з < 0,6, то выбирают плавкую вставку на больший номинальный ток.

На рисунке 6.8.2 приведены ампер-секундные характеристики плавких предохранителей типов ПК.

Рис. 6.8.2. Ампер-секундные характеристики предохранителей типа ПК

Для условий примера К.3 (см. схему сети на рисунке К.3. выбрать высоковольтное электрооборудование на подстанциях 35/10 и 10/0,4 кВ. Подстанция 35/10 кВ выполнена по упрощенной схеме (без выключателей на высокой стороне). В нормальном режиме трансформаторы 2500 кВ·А с высокой стороны защищаются плавкими предохранителями, а со стороны 0,4 кВ установлены автоматические выключатели.

Расчет провести при условии загрузки трансформаторов сети в нормальном режиме на 100 %, а допустимая перегрузка в аварийном режиме составляет 40 %.

Результаты расчета токов КЗ приведены в таблице 6.8.2.

Для выбора электрооборудования необходимо рассчитать токи нормального режима работы сети.

В нормальном режиме из условия 100 % загрузки силовых трансформаторов по линиям 35 кВ протекает ток:

I_раб.л35=.

По линиям 10 кВ:

I_раб.л10=.

На выводах трансформатора 35/10 кВ:

I_раб.Т10=.

Выбор электрооборудования проведем в табличной форме.

В таблице 6.8.4 – выбор выключателя и разъединителя в цепи отходящей линии 10 кВ.

В таблице 6.8.5 – выбор измерительных трансформаторов тока, устанавливаемых на стороне 10 кВ.

Таблица 6.8.4

Таблица 6.8.5

Перечень приборов, потребляемая мощность и распределение вторичной нагрузки трансформатора тока, соответствующие рисунку 6.8.3, приведены в таблице 6.8.6.

Рис. 6.8.3. Схема включения измерительных приборов тупиковой линии (а) и линии с двухсторонним питанием (б)

Таблица 6.8.6

Приборы	Тип	Нагрузка фазы, В·А
		А	В	С
Амперметр	Э 351	0,5	0,5	0,5
Счетчик активной энергии	И680	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной энергии	И673	2,5	-	2,5
Итого:		5,5	0,5	5,5

Из таблицы 6.8.6 видим, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов

.

Допустимое сопротивление проводов

r_пров=r_2ном - r_приб – r_конт=0,4 – 0,22 – 0,05=0,13 Ом.

Для подстанции 35/10 кВ применяем контрольный кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина 50 м, трансформаторы соединены в полную звезду, поэтому l_расч=l, тогда сечение

F=

Принимаем три контрольных кабеля АКРВГ с жилами сечения 4 мм²

Фактическое сопротивление проводов получим равным

r_{пров ф}=.

Фактическая вторичная нагрузка трансформатора тока

r_2ф=r_приб + r_пров + r_к=0,22 + 0,13 + 0,05=0,4 Ом

В таблице 6.8.7 приведен выбор измерительных трансформаторов напряжения, установленных с низкой стороны трансформатора 35/10 кВ, а в таблице 6.8.8 перечень приборов, подключенных к трансформатору напряжения, причем учтено, что счетчики установлены в трех отходящих линиях 10 кВ и на выходе трансформатора.

Таблица 6.8.7

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ≤ Uном	10 кВ	10 кВ
S2 ≤ S2ном		120 В·А

Таблица 6.8.8

В таблице 6.8.9 приведен выбор высоковольтного предохранителя, устанавливаемого на подстанции 10/0,4 кВ для защиты силового трансформатора. (Рекомендуемые ПУЭ значения номинальных токов плавких вставок для этих предохранителей в зависимости от мощности трансформаторов 10/0,4 кВ приведены в таблице 6.8.3).

Таблица 6.8.9

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ПК-10/50
Uуст ≤ Uном	10 кВ	10 кВ
Іраб.макс ≤ Іном.пр	1,4х14,45=20,23 А	50 А
Ік4 ≤ Іоткл.ном	0,44 кА

Проверка плавкой вставки на селективность срабатывания с автоматами, установленными на стороне 0,4 кВ подстанции, осуществляется следующим образом.

По рисунку 6.8.2 определяется время плавления плавкой вставки при коротком замыкании на стороне 0,4 кВ. Для этого ток І_К4 приводим к напряжению 10 кВ.

.

По току I¢ _K4 по ампер-секундной характеристике плавкого предохранителя на 40 А определяем время плавления вставки t_B ≈ 10 c.

Сравниваем полученное время с временем, вычисленным по формуле:

.

Условие выполняется (10 > 0,36).

Согласно [11] электрические сети всех напряжений необходимо проверять на чувствительность срабатывания защиты при минимальных токах короткого замыкания. Как показывают расчеты и опыт эксплуатации сетей напряжением ниже 1000 В, наименьшими токами короткого замыкания в них являются токи коротких замыканий в наиболее удаленной (за большим сопротивлением). Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле 4.39 (см. пример расчета 4.1 ).

Выводы трансформаторов 0,38 кВ, а также линии, отходящие от КТП 10/0,4 кВ, защищают от КЗ автоматическими выключателями или предохранителями. В соответствии с [10] для обеспечения быстрого срабатывания защиты при однофазных КЗ, ток однофазного КЗ должен быть не менее трехкратного значения номинального тока плавкой вставки предохранителя или теплового расцепителя автомата.

(6.8.33)

где – минимальное значение тока однофазного КЗ;

I_НВ(Т) – номинальный ток вставки или теплового расцепителя автомата.

Для автоматов, не имеющих тепловых расцепителей, кратность тока однофазного КЗ к номинальному току расцепителя должна быть не меньше 1,4 при номинальном токе автомата до 100 А

(6.8.34)

где I_НЭ – номинальный ток электромагнитного расцепителя.

При номинальном токе автомата более 100 А коэффициент чувствительности должен быть не меньше 1,25.

Токовые уставки аппаратов защиты распределительных сетей 0,38 кВ выбирают следующим образом.

Ток срабатывания плавкой вставки и уставки теплового расцепителя автомата

где I_{РАБ МАХ} – максимальный рабочий ток;

I_Н.Д., I_П.Д. – номинальный и пусковой токи наиболее мощного электро-двигателя, подключенного к защищаемой линии.

Ток срабатывания (уставки) электромагнитного расцепителя определяют

где I_{РАБ МАХ} – максимальный рабочий ток линии без суммы номинальных токов одновременно запускаемых электродвигателей.

Если ток КЗ недостаточен для срабатывания защиты, то принимают следующие меры:

1. Увеличивают сечение проводов.
2. Применяют трансформатор большей мощности.
3. Устанавливают трансформаторы со схемой соединения обмоток звезда-зигзаг с нулевым проводом, вместо трансформатора со схемой звезда-звезда с нулем. В этом случае ток однофазного КЗ больше.
4. Секционируют линию, отходящую от трансформаторной подстанции. При этом повышается надежность электроснабжения потребителей, подключенных между источником питания и точкой секционирования.
5. Применяют токовую защиту нулевой последовательности.

Эту защиту можно выполнить двумя способами:

а). При помощи расцепителя максимального тока, встроенного в нулевой провод. Такой расцепитель имеется, например, в автоматах серии АП-50 и имеет ток срабатывания в 1,4 раза больше номинального тока теплового расцепителя. При этом необходимо выполнить условие

(6.8.37)

б). Эффективность действия защиты можно повысить, используя токовое реле типа РЭ-571, которое включается в нулевой провод и воздействует на независимый расцепитель автомата.

Ток срабатывания реле РЭ-571

Коэффициент чувствительности

(6.8.39)

6. С целью повышения чувствительности защит наружных электрических сетей при любых видах КЗ применяют специальную защитную приставку ЗТИ-0,4 совместно с автоматами, имеющими независимый расцепитель (например, А 3100, А 3700, АЕ 20).

Защитная приставка ЗТИ-0,4 содержит максимальную токовую защиту от междуфазных КЗ и токовую защиту нулевой последовательности от замыканий на землю и нулевой провод.

Ток срабатывания приставки () при защите от междуфазных КЗ определяется по условию (6.8.35).

По току срабатывания выбирают ближайшую большую уставку для автоматов с номинальными токами теплового расцепителя 100, 160 или 250 А.

Коэффициент чувствительности защиты

(6.8.40)

где – минимальный ток при двухфазном КЗ;

– уставка ЗТИ-0,4 при защите от междуфазных КЗ.

Ток срабатывания приставки при защите от однофазных КЗ

(6.8.28)

По значению выбирается ближайшая большая уставка из ряда значений токов: 40, 80, 120 А.

(6.8.41)

Пример 6.8.9 Выбрать автоматические выключатели для защиты четырех линий 0,38 кВ, отходящих от трансформатора 250 кВ·А. Параметры линий и максимальные рабочие токи линий приведены в таблице 6.8.10. К первой линии подключен электродвигатель с I_Н,Д=30 А и кратностью пускового тока К_I=7. Остальные линии питают коммунально-бытовую нагрузку. Вторая линия выполнена проводом СИП (3х70+95). Трехфазный ток короткого замыкания на шинах ТП 4,91 кА (принято по примеру К.3.).

Рассмотрим расчет тока однофазного КЗ для первой линии. Сопротивление питающей сети определено по данным примера 14.3.

Таблица 6.8.10

Сопротивление петли “фаза-ноль” (формула (4.38))

(определено по таблице 7.4 [1, 18]).

Однофазный ток КЗ (формула (4.39))

.

Значения токов однофазного КЗ в удаленных точках остальных линий 0,4 кВ определены аналогично и приведены в таблице 6.8.10.

Определим ток срабатывания теплового расцепителя автомата для первой линии (формула (11.57))

Принимаем к установке автоматический выключатель А 3710 (таблица 30.5 [32]) с током уставки теплового расцепителя 160 А.

Ток срабатывания электромагнитного расцепителя по условию отстройки от пускового тока электродвигателя (формула (6.8.36))

Принимаем ток уставки электромагнитного расцепителя 160× 2,5=400 А (кратность срабатывания электромагнитного расцепителя 2,5 [32]).

Определим чувствительность защиты при однофазном токе КЗ в конце линии

Необходимо принять меры по повышению чувствительности защиты при однофазных КЗ в конце линии.

Установим защиту нулевой последовательности с реле РЭ-571 в нулевом проводе, которое подействует на независимый расцепитель автомата А 3710.

Ток срабатывания реле (формула (6.8.38))

I_СР.Р=0,71·85=60,35 А.

Коэффициент чувствительности защиты (формула (6.8.39))

,

т.е. чувствительность защиты при однофазных КЗ обеспечивается.

Результаты расчета уставок срабатывания и выбора автоматических выключателей, проведенных по формулам (6.8.33 – 6.8.41) в остальных линиях приведены в таблице 6.8.11.

Как видим из таблицы 6.8.11 требуемая по [10] чувствительность срабатывания не обеспечивается в первой и второй линиях. Поэтому во второй линии необходимо также установить токовое реле в нулевом проводе.

Таблица 6.8.11

1. Принцип работы и назначение выключателя.

2. Какие типы масляных выключателей Вам известны?

3. Как устроена дугогасительная камера выключателя?

4. Каковы особенности конструкции выключателей воздушных, элегазовых, вакуумных, электромагнитных?

5. Назовите достоинства и недостатки всех перечисленных выше выключателей.

6. Для чего предназначен выключатель нагрузки?

7. Принцип гашения дуги в выключателях нагрузки.

8. Сколько пар контактов на фазу имеет выключатель нагрузки?

9. Каково назначение разъединителей? Как их обозначают на схемах?

10. Почему разъединителями нельзя отключать токи нагрузки и короткого замыкания?

11. Чем отличаются выключатели нагрузки от разъединителей?

12. Каковы особенности конструкций трансформаторов тока?

13. В каком режиме работает трансформатор тока?

14. Какие погрешности вносят трансформаторы тока в измерения?

15. Что такое класс точности измерительных трансформаторов? Какие классы точности Вы знаете?

16. Почему нельзя допускать работу трансформатора тока в режиме холостого хода?

17. Какие схемы соединения трансформаторов тока Вы знаете?

18. На какие первичные и вторичные токи выпускаются трансформаторы тока?

19. Каковы особенности конструкции трансформаторов напряжения?

20. В каком режиме работает трансформатор напряжения?

21. Почему нельзя применять для контроля изоляции трехфазный трехстержневой трансформатор напряжения?

22. В чем состоит конструктивная разница трансформаторов напряжения типов НАМИ и НТМИ?