1 Выключатель-Разъединитель (вр)

Выключатели нагрузки – аппараты для отключения электрических цепей с рабочими токами, а также для оперативных изменений схем коммутации. Выключатели – аппараты, предназначенные для замыкания и размыкания электрических цепей высокого напряжения при наличии рабочих токов, а также автоматического размыкания этих цепей в момент возникновения в них токов опасной величины вследствие перегрузки или короткого замыкания.

Современные открытые распределительные устройства, выполненные на базе выключателей-разъединителей, обеспечивают максимальную эксплуатационную готовность при минимуме занимаемой площади.

Как было сказано выше, совершенствование высоковольтных выключателей привело к изменению принципов построения подстанции. Ранее схемы подстанций ПС проектировались исходя из того, что выключатели имеют большую потребность в техническом обслуживании, поэтому с каждой из сторон выключателя устанавливался разъединитель. Такой принцип позволяет производить плановое обслуживание выключателей, не затрагивая ближайшие участки. Для современных выключателей интервал между обслуживанием составляет более 15 лет. Благодаря этому при проектировании ПС в основном необходимо уделять внимание необходимости вывода в обслуживание отходящих линий, трансформаторов, реакторов и т. д. Изменение принципов проектирования дало возможность совместить функцию разъединения с выключателем, создав, таким образом, новый аппарат - выключатель- разъединитель ВР. Благодаря тому, что главные контакты BP находятся в защищенной среде элегаза (SF₆), свободной от загрязнений, функция разъединителя имеет высокую надежность, интервал между обслуживанием увеличивается, повышая тем самым общую эксплуатаци- оннную готовность ПС. В дополнение использование ВР сокращает площадь ПС примерно на 50% (рис. 1.1 а и б).

а	б
Рисунок 1.1 – Схема ПС: а - подстанция с традиционными выключателями и разъединителями; б - подстанция с выключателями-разъединителями

Совершенствование выключателей привело к значительному снижению потребности в обслуживании и повышению надежности. Период между работами по обслуживанию, когда требуется снимать напряжение с первичной цепи, у современных элегазовых выключателей составляет 15 и более лет. В то же время периодичность обслуживания и надежность разъединителей с контактами, расположенными в открытом воздухе, не подверглись существенному улучшению. В основном все было сосредоточено на сокращении расходов путем оптимизации использования материалов. Интервал обслуживания главных контактов разъединителей составляет от двух до шести лет, в зависимости от принятой на эксплуатирующем предприятии практики и уровня загрязнений (например, промышленные загрязнения и/или естественные загрязнения, такие как песок и соль).

Надежность выключателей повышалась, благодаря совершенствованию технологии гашения дуги: от воздушных и масляных к современным элегазовым выключателям. В то же время число последовательно включенных дугогасительных камер было уменьшено и сегодня колонковые выключатели на напряжение до 300 кВ могут быть изготовлены всего с одним разрывом на полюс. Отсутствие выравнивающих конденсаторов для колонковых выключателей с двумя разрывами на полюс еще более упростило первичную цепь, повысив тем самым надежность. Сейчас выключатели на напряжение до 550 кВ могут быть изготовлены без выравнивающих конденсаторов, что позволяет создавать ВР вплоть до этого напряжения. Привод выключателя также совершенствовался: от пневматического и гидравлического к пружинному, обеспечивая более надежную конструкцию и уменьшая потребность в обслуживании (рис. 1.2).

Рисунок 1.2 - Развитие выключателей с соответствующим уменьшением количества отказов и потребности в обслуживании

В прошлом, основным подходом при проектировании ПС было «окружить» выключатели разъединителями, чтобы сделать возможным частое обслуживание выключателей. В виду значительного уменьшения частоты отказов и необходимости в обслуживании выключателей, функция разъединителя на данный момент больше требуется для вывода в обслуживание отходящих линий, силовых трансформаторов и т.д. Сниженная потребность в обслуживания выключателей вместе с невысокой надежностью разъединителей с контактами в открытом воздухе, привели к разработке выключателя-разъединителя. Оборудование создавалось в тесном сотрудничестве с одним из крупных Заказчиков АББ. ВР совмещает функции выключателя и разъединителя в одном устройстве, уменьшая тем самым площадь, занимаемую ПС и увеличивая ее эксплуатационную готовность. Первый ВР был установлен в 2000 году и сегодня ВР доступны на классы напряжения от 72,5 кВ до 550 кВ.

Конструкция выключателей-разъединителей.

В ВР главные контакты дугогасительной камеры также обеспечивают функцию разъединителя, когда они находятся в открытом положении. Конструкция контактной системы такая же, как и в обычном выключателе, без каких-либо дополнительных контактов или связей (рис. 1.3). ВР поставляются с полимерными изоляторами. Эти изоляторы обладают гидрофобными свойствами, т.е. вода на поверхности не растекается, а образует капли. Как результат они имеют превосходные характеристики в загрязненных средах, токи утечки через выключатель в отключенном положении минимальны. Применение ВР значительно снижает потребность в обслуживании открытого распредустройства подстанции и минимизирует риск отказов из-за загрязнений. Благодаря замене комбинации отдельностоящих выключателя и разъединителя, выключателем-разъединителем, значительно повышается эксплуатационная готовность ПС.

Рисунок 1.3 - DCB LTB 145. Зазмеляющие ножи встроены в опорную металлоконструкцию

ВР соответствует требованиям стандартов, как на выключатели, так и на разъединители. Стандарт, разработанный специально на выключатели-разъединители, был выпущен МЭК в 2005 году. Важной частью этого стандарта являются комбинированные функциональные испытания. Эти испытания подтверждают, что свойства ВР как разъединителя выполняются в течение всего срока службы, несмотря на износ контактов и загрязнение продуктами разложения, образовавшимися в процессе горения дуги. Это обеспечивается выполнением сначала коммутационных и механических испытаний, а затем подтверждением соответствующих изоляционных характеристик аппарата.

ВР изготавливаются на классы напряжения от 72,5 кВ до 550 кВ (табл. 1.1). Около 900 трехполюсных комплектов было установлено, либо уже заказано.

Таблица 1.1 – Номенклатура выключателей-разъединителей

Безопасное заземление.

При необходимости обслуживания или ремонта части подстанции или сети, один или несколько разъединителей отключаются, чтобы изолировать участок от остальной системы. Далее изолированное оборудование заземляется для безопасности персонала. Это может быть может быть достигнуто различными способами:

• со стандартными разъединителями: видимый разрыв подтверждает, что участок цепи отключен, затем он заземляется;

• ВР надежно блокируется в отключенном положении. Блокировка состоит из электрической блокировки привода выключателя одновременно с механической блокировкой тяг главных контактов выключателя. После этого, ближайший заземлитель включается. Видимое заземление подтверждает, что участок системы не находится под напряжением и безопасен для персонала.

Особенности обслуживания.

В прошлом, сложное техническое устройство выключателей требовало больших затрат на обслуживание, и главное внимание уделялось тому, как отделить их, пока остальная часть ПС находится в работе. Основной причиной появления разъединителей, более 100 лет назад, была необходимость вывода в обслуживание выключателей. Однолинейные схемы подстанций состояли из выключателей, окруженных разъединителями, для обслуживания этих выключателей, см. рис. 1.4.

Рисунок 1.4 - Различные типы первичных схем, спроектированные исходя из необходимости частого вывода выключателей в обслуживание

Сравнение традиционной схемы ПС 132 кВ с двойной системой шин с отдельностоящими выключателями и разъединителями и схемы с секционированной одинарной системой шин с выключателями-разъединителями, включающих в себя четыре воздушные линии, два силовых трансформатора и один шиносоединительный или секционный выключатель, показано на рис. 9. Использование ВР снижает площадь ОРУ более чем на 40%. Длительность простоев для подходящих или отходящих линий из-за необходимости обслуживания основных аппаратов на ОРУ показана на рис. 4. Предполагаемые интервалы между обслуживанием приняты в соответствии с рекомендациями производителей, т.е. 5 лет для разъединителей и 15 лет для выключателей и ВР. Таким образом, использование ВР снижает среднее время простоя из-за обслуживания с 3,1 до 1,2 часов в год.

Рисунок 1.5 - Длительность перерыва в подаче электроэнергии из-за необходимости обслуживания основных аппаратов на ОРУ 132 кВ

Снижение работ по обслуживанию дает следующие преимущества:

- Практически бесперебойное электроснабжение потребителей (в зависимости от топологии ПС/сети работы по обслуживанию могут приводить к отключению электроснабжения некоторых потребителей).

- Меньше риск системных аварий, т.к. риск аварий в первичных цепях при обслуживании (т.е. когда люди находятся на подстанции) выше, чем при нормальной работе, из-за того, что при обслуживании не все оборудование находится в работе, и нет возможности резервирования.

- Меньше эксплуатационные затраты.

- Выше безопасность персонала, т.к. все работы на подстанции подразумевают потенциальный риск поражения электричеством, падения с высоты и т.д.

Быстро демонтируемый контактный узел позволяет производить быструю расшиновку ВР. Таким образом, пока проводятся работы на отсоединенном ВР, остальные части подстанции могут быть поставлены под напряжение.

Различные виды неисправностей.

Оборудование и аппараты становятся все более и более надежными. Однако, не смотря на то, что их наработка на отказ становится больше, отказы все еще могут происходить. Отказ - это стохастический процесс, это означает, что даже при очень большой наработке на отказ у аппарата, он может произойти в любое время и Заказчики АББ должны учитывать это при проектировании ПС. При ликвидации короткого замыкания также существует небольшая вероятность того, что какой-либо выключатель не справится и должны сработать смежные выключатели.

Для однолинейной схемы, показанной на рис. 1.6, возникновение КЗ на одной из отходящих линий и отказ выключателя повлечет за собой отключение одной из секций сборных шин. Неисправность секционного или шиносоединительного выключателя приведет к отключению всей подстанции. Для особо важных подстанций, с точки зрения безопасности всей системы, вероятность потери всего объекта из-за неисправности в первичных цепях неприемлема.

Рисунок 1.6 - Первичная схема и компоновка ПС 132 кВ с традиционным оборудованием (выключатели и разъединители) и с ВР

Чтобы сделать ПС нечувствительной к КЗ на шинах и сведению к минимуму отключений при отказе выключателя используется полуторная схема или схема с двумя выключателями (рис. 1.7).

На рис. 1.8 показано сравнение однолинейной схемы подстанции и соответствующей ей площади с традиционной компоновкой (выключатели и разъединители) и с ВР. Подстанция напряжением 420 кВ состоит из трех ВЛ, двух силовых трансформаторов и реактора. При применении ВР площадь ОРУ уменьшается почти на 50%.

Рисунок 1.7 - Конфигурации первичных схем, «нечувствительные» к коротким замыканиям на сборных шинах

Рисунок 1.8 - Первичная схема и компоновка ПС 420 кВ с традиционным оборудованием (выключатели и разъединители) и с ВР

Длительность простоя для подходящих/отходящих ячеек из-за отказов на РУ показана на рис. 1.9. Исходные данные по частоте отказов были взяты из международной статистики СИГРЕ и СЕА, которые получают информацию от эксплуатирующих предприятий. Так как технологические решения схожи для ВР и для выключателя, то статистика отказов для них принята одинаковой.

Рисунок 1.9 - Длительность простоя из-за отказов в первичных цепях распредустройства 400кВ

Использование ВР уменьшает длительность отключений на 50%. Незапланированные отключения могут приводить к потере энергоснабжения потребителей, для которых это недопустимо.

Применение ВР.

ВР может быть использован в большинстве стандартных схем ПС, и напрямую замещать отдельностоящие выключатели с разъединителями. ВР значительно уменьшает площадь, занимаемую ПС, объем работ по обслуживанию и длительность простоев, как из-за обслуживания, так и из-за отказов. Повышается общая эксплуатационная готовность ПС. Повышенная эксплуатационная готовность позволяет упростить однолинейную схему, при сохранении того же уровня эксплуатационной готовности, что и раньше.

Общие затраты на строительство ПС могут быть уменьшены при применении ВР (в зависимости от стоимости подготовки площадки, которая которая может быть различна для каждого проекта). Эксплуатационные расходы сокращаются благодаря снижению затрат на простои из-за отказов (у них, как правило, высокая стоимость) и обслуживание.

Пример – ПС 420 кВ в Швеции.

Шведская Сетевая Компания (ШСК), системный оператор в Швеции, отвечает за сети напряжением 245 и 420 кВ. Шведская сеть напряжением 420 кВ была создана в начале 50-х годов. Она являлась по- настоящему новаторской технологией, поскольку это была первой в мире сетью на данный уровень напряжения. На данный момент шведская сеть 420 кВ состоит из около 70 подстанций, большинство из которых подходят к окончанию нормативного срока службы. ШСК сейчас проводит полную реконструкцию примерно трех подстанций в год.

Основные цели реконструкции ПС - сделать комплексную замену всего первичного и вторичного оборудования. Комплексная замена оборудования ПС позволит достичь следующих результатов:

• В дальнейшем работы на ПС будут минимальны, т.к. все оборудование на ПС имеет один возраст.

• Однолинейная схема может быть адаптирована к изменениям в конструкции высоковольтных аппаратов и возможным изменениям роли подстанции в конфигурации сети, произошедшим с тех пор как она была построена.

• Длительность перерыва в электроснабжении может быть сведена к минимуму, благодаря использованию существующего оборудования для снабжения потребителей во время реконструкции.

• Персонал Заказчика может сконцентрироваться на нескольких крупных проектах, в то время как реконструированные подстанции не потребуют к себе какого-либо внимания в течении многих лет после реконструкции.

Уже к концу 1970-х разъединители с контактами в открытом воздухе были определены как аппараты, требующие большего объема обслуживания, чем выключатели, поэтому Шведская Сетевая Компания начала уменьшать количество разъединителей на своих подстанциях (рис. 1.10 а и б). Когда в 2000 году началось внедрение выключателей-разъединителей, ШСК смонтировала первые ВР на ПС 245 кВ, чтобы получить практический опыт работы. В 2001 году начались первые реконструкции подстанций на 420 кВ с применением ВР и с тех пор при реконструкции больших и важных ПС используются исключительно выключатели-разъединители по схеме с присоединением линий через два выключателя (рис. 1.10 в). Для небольших ПС на 245 кВ также используются схемы с одинарной системой шин. ШСК имеет положительный опьт эксплуатации ВР.

Рисунок 1.10 – Схема ПС:

а - решение с традиционным оборудованием; б - модифицированный вариант с разъединителями только у отходящей линии (в некоторых странах); в - решение с применением выключателей-разъединителей

Снижение занимаемой площади может быть преимуществом не только для новой подстанции, но также и при реконструкциях (рис. 1.11). Во время работ по реконструкции старые аппараты (розовый) вместе со старыми шинами (красный) остаются в работе, пока новое оборудование, включая вторую систему шин, устанавливается на площади, помеченной зеленым, на противоположной стороне от старой системы шин. Благодаря малой площади, занимаемой новым оборудованием, три существующих портала, отмеченных синим цветом, могут быть оставлены на своих местах, снижая стоимость, длительность простоев и уменьшая риски.

Рисунок 1.11 - Пример рекострукции подстанции 420 кВ

После монтажа и испытаний, новое оборудование вводится в работу. Полная реконструкция этой подстанции была сделана с перерывом в питании потребителей менее одной недели.