5.3.3 Коммутационные аппараты напряжение выше 1000 в

 

Коммутационные аппараты напряжением выше 1000 В подразделяются на выключатели, разъединители и плавкие предохранители.

Основным коммутационным аппаратом в электрических установках высокого напряжения является выключатель, который служит для отключения и включения цепей в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой операцией является отключение токов КЗ и включение на короткое замыкание.

Выключатели должны быть надежны, иметь высокую скорость работы и пригодны для повторного включения сразу же после отключения. Они должны обеспечивать возможность пофазного управления, легкость ревизии и осмотра контактов, взрыво и пожаробезопасность и удобство транспортировки и эксплуатации.

Основными конструктивными частями выключателей являются: контактная система с дугогасительным устройством, токоведущие части, корпус, изоляционная конструкция и приводной механизм.

По роду установки различают выключатели для внутренней и  наружной установки и выполняются для различных климатических условий.   

По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей: масляные баковые многообъемные, маломасляные малообъемные, воздушные, электромагнитные, элегазовые и  вакуумные. Эти выключатели обеспечивают многократное  включение и отключение присоединений,  как в нормальных режимах,  так и при коротких замыканиях. К особой группе относятся автогазовые выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение только токов нормального режима.

В масляных многообъемных (баковых) выключателях масло служит как для гашения дуги  так и для изоляции токоведущих частей.

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

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, большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки.

Такие выключатели широко использовались в установках до 500 кВ включительно и  в некоторых местах еще находятся в эксплуатации, но в настоящее время вытесняются более современными элегазовыми и вакуумными  выключателями.

Маломасляные выключатели (горшковые) получили широкое распространение в закрытых и открытых распределительных устройствах всех напряжений. Масло в этих выключателях 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.

Недостатки маломасляных выключателей: взрыво- и пожароопасность, хотя и значительно меньшая, чем у баковых выключателей; необходимость периодического контроля, доливки, частой замены масла в дугогасительных бачках; малая отключающая способность. В настоящее время маломасляные выключатели также заменяются на вакуумные и элегазовые.

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

Воздушные выключатели имеют следующие достоинства: взрыво - и пожаробезопасность, быстродействие, высокую отключаю­щую способность, малый износ дугогасительных контактов, легкий доступ к дугогасительным камерам, пригодность для наружной и внутренней установки.

Недостатками воздушных выключателей являются необходимость компрессорной установки, сложная конструкция ряда деталей и узлов, относительно высокая стоимость.  В настоящее время воздушные выключатели,   так же как и масляные, вытесняются более совершенными и быстродействующими выключателями.

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

 В этих выключателях возникшая дуга  под действием электродинамических сил  и  магнитного поля  втягивается внутрь гасительной камеры, растягивается, попадает в узкую щель и гаснет при очередном переходе тока через нуль.

К достоинствам электромагнитных выключателей относятся полная взрыво- и пожаробезопасность, малый износ дугогасительных контактов, пригодность для работы в условиях частых включений и отключений, относительно высокая отключающая способность, а к недостаткам - сложность конструкции дугогасительной камеры с системой магнитного дутья, ограниченный верхний предел номинального напряжения (15-20 кВ), ограниченная пригодность для наружной установки.

Вакуумные выключатели. Электрическая прочность вакуумного промежутка во много раз больше, чем воздушного промежутка при атмосферном давлении. Это свойство используется в вакуумных дугогасительных камерах  и позволяет создать выключатели напряжением 10 кВ и более.

Достоинства вакуумных выключателей:  простота конструкции; большой ресурс; высокая надежность, высокая коммутационная износостойкость, малые размеры, пожаро- и взрывобезопасность, отсутствие шума при операциях, отсутствие загрязнения окружающей среды, малые эксплуатационные расходы.

В автогазовых выключателях для гашения дуги используется газ, выделяющийся из твердого газогенерирующего материала дугогасительной камеры. Распространены выключатели нагрузки с простейшей дугогасительной камерой, имеющей вкладыши из органического стекла.

Достоинства автогазовых выключателей: отсутствие масла; небольшая масса. Недостатки: быстрый износ твердого дугогасителя, относительно большой износ контактов или их разрушение.

Элегазовые выключатели. Элегаз - SF₆ обладает высокими дугогасящими свойствами. В настоящее время разработаны конструкции выключателей  с элегазом на 35, 110, 220 и 500 кВ. Достоинства элегазовых выключателей: пожаро- и взрывобезопасность, быстродействие, высокая отключающая способность, малый износ дугогасительных контактов и др.

Все выключатели приводятся в действие специальными приводами, предназначенными для  выполнения операций включения и отключения. Основными частями привода являются включающий механизм, запирающий механизм, который удерживает выключатель во включенном положении, и расцепляющий механизм, освобождающий защелку при отключении. Имеются ручные, пружинные, грузовые, электромагнитные, пневматические приводы.

Ручные приводы применяются для маломощных выключателей, когда мускульной силы достаточно для совершения работы включения. Отключение может быть автоматическим с помощью реле, встроенных в привод.

Пружинный привод является приводом косвенного действия. Энергия, необходимая для включения, запасается в мощной пружине, которая заводится от руки или электродвигателем небольшой мощности.

Электромагнитные приводы типа относятся к приводам прямого действия: энергия, необходимая для включения, сообщается приводу в процессе самого включения от источника большой мощности. Усилие, необходимое для включения выключателя, создается стальным сердечником, который втягивается в катушку электромагнита. Достоинствами электромагнитных приводов являются простота конструкции и надежность работы в условиях сурового климата. Недостатки - большой потребляемый ток и, вследствие, этого необходимость мощной аккумуляторной батареи.

Пневматический привод обеспечивает быстрое включение выключателя за счет энергии сжатого воздуха.

Плавкие предохранители напряжением выше 1000 В относятся к коммутационным аппаратам защитного одноразового действия.

На большие номинальные токи для установок 6 - 30 кВ применяются сверхбыстродействующие коммутационные аппараты взрывного действия- ограничители  ударного  тока  (ОУТ), которые представляют собой  токоведущий проводник с встроеным пиропатроном  с капсюлем-детонатором. При возникновении КЗ происходит взрыв пиропатрона и основная цепь оказывается разомкнутой за 0,1 мс. Полное время работы ограничителя ударного тока не превышает 5 мс (1/4 периода), поэтому ток КЗ в цепи не достигает значения  ударного тока.

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт. Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.

Разъединители  могут быть одно- и трехполюсными, для внутренних и наружных установок, по конструкции - рубящего, поворотного, катящегося, пантографического и подвесного типа. По способу установки различают разъединители с вертикальным и горизонтальным расположением ножей. Чаще всего разъединители выполняются с заземляющими ножами.

 

5.4 Токоведущие части 

 

5.4.1 Типы проводников, применяемых в электрических цепях

 

Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций  и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками, которые образуют токоведущие части электрической установки.

К ним относятся: шинные мосты из жестких голых алюминиевых шин; комплектные пофазно-экранированные токопроводы; гибкие подвесные токопроводы;  жесткие голые алюминиевые шины прямоугольного или коробчатого сечения;  сталеалюминевые провода АС или АСО; алюминиевые трубы; кабели.

Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах.

Шинодержатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала, как это показано на рисунке 5.4.1.

Соединение шин по длине обычно осуществляется сваркой.

 

1- шина; 2- компенсатор; 3- опорный изолятор; 4- пружинящая шайба;  6- болт Рисунок 5.4.1 -  Компенсатор для однополосных шин

 

Возможные конструкции  сборных шин 6-10,  используемые в закрытых (ЗРУ) и комплектных (КРУ) распределительных устройствах (РУ), приведены на рисунке 5.4.2.

1-опорный изолятор; 2-стальная планка; 3- шина; 4- стальная распорная труба; 5-алюминиевая планки; 6- шпилька Рисунок 5.4.2 - Эскизы возможного расположения жестких шин различной формы а) горизонтальное;  б) вертикальное;  в) по вершинам треугольника; г) крепление шин в узлах

 

Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации выполняется окраска шин: при переменном токе фаза А - желтый, фаза В - зеленый и фаза С - красный цвет; при постоянном токе положительная шина - красный, отрицательная - синий цвет.

Выбор сечения шин производится по допустимому току нормального режима (без перегрузок) с учетом поправки  на расположение шин ( плашмя или на ребро).

Найденное значение округляется и принимается ближайшее меньшее стандартное сечение. Далее производится проверка шин  на термическую и электродинамическую стойкость.

Проверка на термическую стойкость при к. з. заключается в выборе допустимого сечения, а на электродинамическую стойкость в механическом расчете, при котором определяются расстояния между изоляторами  для однополосных шин и расстояние между прокладками  для многополосных шин как это показано на рисунке 5.4.3.

Механический расчет имеет особенности для различного расположения и формы сечения шин.

Рисунок 5.4.3 - Эскиз расположения двухполосных шин

 

В РУ 35 кВ и выше  и для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС.        Сечение гибких шин выбирается по экономической плотности  тока и проверяется по длительно допустимому току и по термическому действию тока к.з.

Гибкие шины и токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. Для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше необходима проверка по условиям коронирования. Разряд в виде "короны" возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Процессы ионизации воздуха вокруг провода приводят к дополнительным потерям энергии, к возникновению электромагнитных колебаний, создающих радиопомехи, и к образованию озона, вредно влияющего на поверхности контактных соединений.

В распределительных устройствах 330 кВ и выше каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется двумя, тремя или четырьмя проводами, т. е. применяются расщепленные провода, как это показано на рисунке5.4.4.

Рисунок 5.4.4 -  Эскиз расположения расщепленных проводов

 

Потребители 6-10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в траншеях, в земле. Для присоединения потребителей собственных нужд электростанций и подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства. Чтобы обеспечить пожарную безопасность в производственных помещениях ТЭС и АЭС, рекомендуется применять кабели, у которых изоляция, оболочка и покровы выполнены из невоспламеняющихся материалов, напримеры, из полиэтилена или поливинилхлоридного пластиката.

 

5.5 Измерительные трансформаторы

 

5.5.1 Трансформаторы тока

 

Трансформатоы тока предназначены для уменьшения первичного тока до  стандартных значений, принятых для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформатор тока имеет замкнутый магнитопровод 2 и две обмотки - первичную 1 и вторичную 3, как это показано на рисунке 5.5.1. Первичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока I₁, ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы, обтекаемые током I₂.

Трансформатор тока характеризуется номинальным коэффициентом трансформации

где I_1ном и I_2ном — номинальные значения первичного и вторичного тока соответственно.

 

Рисунок 5.5.1 - Схема включения трансформатора тока

 

Значения номинального вторичного тока приняты равными 5 и 1 А.

Коэффициент трансформации трансформаторов тока не является строго постоянной величиной и может отличаться от номинального значения вследствие погрешности, обусловленной наличием тока намагничивания.

Погрешность трансформатора тока зависит от его конструктивных особенностей: сечения магнитопровода, магнитной проницаемости материала магнитопровода, средней длины магнитного пути, значения I₁w₁. В зависимости от предъявляемых требований выпускаются трансформаторы тока с классами точности 0,2; 0,5; 1; 3; 10. Указанные цифры представляют собой токовую погрешность в процентах номинального тока при нагрузке первичной обмотки током 100—120% для первых трех классов и 50—120% для двух последних.

Погрешность трансформатора тока зависит и от вторичной нагрузки (сопротивление приборов, проводов, контактов) и от кратности первичного тока по отношению к номинальному. Увеличение нагрузки и кратности тока приводит к увеличению погрешности.

Трансформаторы тока класса 0,2 применяются для присоединения точных лабораторных приборов, класса 0,5 — для присоединения счетчиков денежного расчета, класса 1 — для всех технических измерительных прибо­ров, классов 3 и 10 — для релейной защиты. В настоящее время в связи с внедрением  автоматических систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ)  для коммерческого учета выпускаются трансформаторы тока класса 0,2 и даже 0,1.

Кроме рассмотренных классов, выпускаются также трансформаторы тока со вторичными обмотками типов Д (для дифференциальной защиты), 3 (для земляной защиты), Р (для прочих релейных защит).

Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое сопротивление, поэтому трансформатор тока нормально работает в режиме, близком к режиму КЗ. Если разомкнуть вторичную обмотку, магнитный поток в магнитопроводе резко возрастет, так как он будет определяться только МДС первичной обмотки. В этом режиме магнитопровод может нагреться до недопустимой температуры, а на вторичной разомкнутой обмотке появится высокое напряжение, достигающее в некоторых случаях десятков киловольт.

Из-за указанных явлений не разрешается размыкать вторичную обмотку трансформатора тока при протекании тока в первичной обмотке. При необходимости замены измерительного прибора или реле предварительно вторичная обмотка трансформатора тока замыкается накоротко.

Чем выше напряжение, тем труднее изолировать первичную обмотку ВН от вторичной, измерительной обмотки трансформаторов. Поэтому  разработаны принципиально новые оптико-электронные трансформаторы (ОЭТ). В них измеряемый сигнал (ток, напряжение) преобразуется в световой поток, который изменяется по определенному закону и передается в приемное устройство, расположенное на заземленном элементе. Затем световой поток преобразуется в электрический сигнал, воспринимаемый измерительными приборами.