Выключатель ВГТ-110 состоит из трех установленных на общей раме полюсов, каждый из которых состоит из опорного изолятора, дугогасительного устройства с токовыми выводами, механизма управления с изоляционной тягой. Полюса (колонны) заполнены элегазом (газовой смесью), механически связаны друг с другом и управляются одним пружинным приводом типа ППрК.
В элегазовом выключателе ВГТ-220 каждый полюс имеет отдельную раму и управляется собственным приводом, причем полюс этого выключателя состоит из двух колонн, дугогасительные устройства которых установлены на сдвоенных опорных изоляторах и соединены последовательно двумя шинами. Для равномерного распределения напряжения по дугогасительным устройствам параллельно к ним подключены шунтирующие конденсаторы.
Дугогасительные устройства, установленные в полюсах (колоннах) выключателя. Эти устройства содержат размыкаемые главные и снабженные дугостойкими наконечниками дугогасительные контакты, поршневое устройство для создания давления в его внутренней полости, а также фторопластовые сопла, в которых потоки газа приобретают направление, необходимое для эффективного гашения дуги. Надпоршневая (полость высокого давления) и подпоршневая полости снабжены системой клапанов, позволяющих обеспечить эффективное дутье в зоне горения дуги во всех коммутационных режимах. В верхней части дугогасительного устройства расположен контейнер, наполненный активированным адсорбентом, поглощающим из газовой полости влагу и продукты разложения газа. Во включенном положении главные и дугогасительные контакты замкнуты. При отключении сначала размыкаются (практически без дугового эффекта) главные контакты при замкнутых дугогасительных контактах, а затем размыкаются дугогасительные контакты. Скользящий контакт между гильзой поршневого устройства и трубой подвижного контакта осуществляется уложенными в ее углубления контактными элементами, имеющими форму замкнутых проволочных спиралей.
Пружинный привод типа ППрК с моторным заводом рабочих (цилиндрических винтовых) пружин, представляющий собой отдельный агрегат, помещенный в герметизированный трехдверный шкаф. Привод имеет два электромагнита отключения и два блокировочных устройства, предназначенных для предотвращения:
• прохождения команды на включающий электромагнит:
а) при включенном выключателе;
б) при невзведенных пружинах;
в) при положении взводящего пружины кулака, препятствующем включению выключателя;
• прохождения команды на отключающие электромагниты при отключенном выключателе; «холостую» (при включенном выключателе) динамическую разрядку рабочих пружин; включение электродвигателя завода пружин при ручном их заводе. Привод прост в обслуживании и надежен в эксплуатации, чему в немалой степени способствуют установленные на нем цепи сигнализации: «Неисправность в системе завода пружин», «Не взведены пружины», «Опасное снижение температуры в шкафу» и др.
Отключающее устройство, установленное на противоположном от привода торце рамы. Оно состоит из отключающей пружины, сжимаемой при включении выключателя тягой, соединенной с наружным рычагом крайней колонны. Пружина расположена в цилиндрическом корпусе, на наружном фланце которого находится буферное устройство, предназначенное для гашения кинетической энергии подвижных частей и служащее упором (ограничителем хода) при динамическом включении выключателя.
Механизм управления полюса (колонны), расположенный в корпусе и опорном изоляторе. Он состоит из установленного в подшипниках и уплотненного системой манжета с «жидкостным затвором», шлицевого вала с наружным и внутренним рычагами. Внутренний рычаг через нерегулируемую изоляционную тягу соединен со штоком подвижного контакта. В корпус механизма встроен клапан автономной герметизации, через который с помощью медной трубки подсоединяется сигнализатор давления, установленный на раме выключателя.
Клапан автономной герметизации, встроенный в корпус механизма управления полюса (колонны). Он состоит из корпуса и подпружиненного клапана, узла подсоединения медной трубки сигнализатора и заглушки, устанавливаемой на время транспортирования и после заполнения газом при вводе выключателя в работу.
Электроконтактный сигнализатор давления, установленный на раме выключателя. Сигнализатор давления снабжен устройством температурной компенсации, приводящим показания давления к температуре плюс 20°С, и служит для визуального контроля плотности элегаза (падения давления). Он имеет три пары контактов, разомкнутых при нормальном (рабочем) давлении газа. Первая пара контактов замыкается при снижении давления элегаза до 0,34 МПа изб., а газовой смеси - до 0,52 МПа изб., подавая сигнал о необходимости пополнения полюса. Вторая и третья пары контактов замыкаются при давлении элегаза 0,32 МПа изб., газовой смеси -0,5 МПа изб., блокируя подачу команды на электромагниты управления.
Для гашения электрической дуги в элегазе требуется гораздо меньшая длина расхождения контактов, т.е., требуется гораздо меньший расход энергии на разрыв дуги. Как следствие, возникает возможность применения маломощных пружинных приводов на напряжения 110 и 220кВ. Некоторые фирмы разработали и внедряют в производство пружинные привода и на напряжение 500кВ.
Очень низкий уровень шума при коммутационных операциях, в пределах нескольких дБ, в то время как у воздушных выключателей уровень шума даже на расстоянии 30 - 50 м составляет несколько сот дБ.
Минимальные эксплуатационные расходы. Не требуется сооружение и эксплуатация компрессорных установок, осушительных установок, магистральных воздухопроводов, как в случае эксплуатации воздушных выключателей, или сооружение и эксплуатация складов масла, маслосборников, маслоуловителей и т.п. в случае эксплуатации масляных выключателей.
Баковые элегазовые выключатели комплектуются вводами с твердой или элегазовой изоляцией, срок эксплуатации вводов при этом такой же, как и самого выключателя, что существенно снижает эксплуатационные затраты по сравнению с эксплуатацией маслонаполненных вводов.
Отсутствие делителей напряжения на выключателях. Таким образом, практически, отсутствует возможность феррорезонанса.
К основным конструкционным недостаткам находящихся в настоящее время в эксплуатации разъединителей следует отнести плохую регулировку контактной системы. Из-за низкого качества, система вспомогательных контактов (КСА) практически не работает. В связи с этим электрическая блокировка на большинстве ПС выведена из работы. Требуются постоянные эксплуатационные расходы на проверку контактных соединений и поддержание контактов в нормальном состоянии. Моторизированные приводы на напряжении 110 - 220кВ отсутствуют.
При модернизации трансформаторной подстанций необходимо устанавливать современные разъединители с моторными приводами как главных, так и заземляющих ножей, что позволит осуществлять дистанционное управление подстанциями.
У современных разъединителей контактная система главных ножей снабжается системой самоочистки, главные контакты практически не меняют свою электропроводность в течение всего срока эксплуатации. Соединительные тяги между отдельными полюсами имеют бесступенчатую регулировку, что позволяет отказаться от единой рамы на три полюса, и значительно сократить время и расходы на отладку работы привода.
Блоки вспомогательных контактов расположены в шкафу привода. Механическое воздействие на них, оказываемое приводным механизмом, происходит таким образом, что сигнал выдается только после того, как произошла фиксация положения главного и заземляющих ножей.
Благодаря выбору применяемых материалов, закрытой конструкции поворотных оснований в сочетании с долговременной смазкой, разъединители практически не требуют ухода при эксплуатации. Период между осмотрами составляет не менее пяти лет.
На напряжение 220 кВ разработаны разъединители с одной поворотной колонкой и двумя разрывами. Такая конструкция позволяет исключить прохождение тока через вращающиеся части.
Усилия для операций с ручным приводом незначительны, не требуют дополнительных труб, штанг, веревок и иных приспособлений. Это позволяет оперативному персоналу с любой физической подготовкой производить операции в одиночку.
В настоящее время на открытых распределительных устройствах 27,5 кВ для технического учета электроэнергии и питания релейной защиты тяговых подстанций применяются трансформаторы тока с масляной изоляцией. Конечно, трансформаторное масло далеко не идеальный диэлектрик, но все же оно применяется повсеместно, поскольку достаточно эффективный и относительно дешевый материалом, что при массовом объеме его производства имеет немалое значение.
По сей день одним из самых распространенных и наиболее известных трансформаторов тока на 35 кВ является трансформатор ТФЗМ-35, у которого в качестве главной изоляции используется трансформаторное масло. В процессе эксплуатации, на качество трансформаторного масла влияет множество факторов, поэтому требуется постоянный контроль его состояния. Однако, в связи с ужесточившимися требованиями к экологии промышленных объектов, эксплуатация масляных трансформаторов становится все более и более затратной.
При отборе проб трансформаторного масла, а также при его замене, происходит попадание масла в окружающую среду. К тому же, в процессе эксплуатации, корпус трансформатора может потерять герметичность, что приводит к утечке масла и, опять же, загрязнению окружающей среды. Напомним, что по сегодняшним требованиям контролирующих природоохранных органов попадание трансформаторного масла в почву и сточные воды не допускается и карается немалыми штрафами.
Одним из негативных факторов, возникающих при эксплуатации трансформаторов тока, является повышенный нагрев его токоведущих частей и корпуса под влиянием перегрузок или климатических условий. Это, в свою очередь, приводит к увеличению температуры трансформаторного масла, и снижению его диэлектрических свойств. К снижению электрической прочности приводит также газообразование вследствие коронных разрядов и появление посторонних включений из-за старения частей трансформатора.
Вполне логичным является требование ПУЭ проверять качество масла не реже одного раза в год. Но если учесть, что количество трансформаторов тока на подстанции составляет порой десятки фаз, то отбор проб и их последующая проверка занимает несколько рабочих смен обслуживающего персонала, и это, не учитывая остального маслонаполненного оборудования подстанции. По результатам испытаний проб масла, в случае его несоответствия требованиям, принимается решение о замене масла в той или иной фазе, а это уже влечет за собой внеплановое отключение линий.
В аварийных режимах, при протекании через трансформатор токов короткого замыкания, происходит закипание масла, что сопровождается резким расширением его объема и повышенным газообразованием. В таких режимах очень важна четкая работа выпускных клапанов, в противном случае, от избыточного давления трансформатор может разрушиться и послужить причиной пожара. При определенных обстоятельствах взрыв трансформатора тока может привести к повреждению соседнего оборудования.
Впервые трансформатор тока с литой эпоксидной изоляцией на 35 кВ под маркой ТОЛ-35 УХЛI был выпущен на ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» в 1997 году. Он был задуман как полная замена ТФЗМ-35, поэтому получил все установочные и присоединительные размеры своего предшественника. Они зарекомендовали себя как надежные, непривередливые трансформаторы, и их качество подтверждается бесперебойной работой в районах от крайнего севера до субтропиков.
В настоящее время трансформатор выпускается под маркой ТОЛ-35-III-II УХЛI и имеет три вторичные обмотки - в базовом варианте это 0,5S/10Р/10Р, однако, по желанию заказчика, возможны комбинации обмоток классов точности 0,2 S и 5Р. Имея коэффициенты трансформации от 15/5 до 3000/5, трансформаторы могут использоваться на объектах с любым энергопотреблением. длина пути утечки гарантирует отсутствие коронных и поверхностных частичных разрядов. Трансформатор более всего соответствует Казахстанским погодным условиям и подходит для атмосферы, характеризуемой высокой загрязненностью - на металлургических, химических предприятиях и предприятиях горнодобывающей отрасли.
В настоящее время для защиты изоляции от коммутационных и атмосферных (грозовых) перенапряжений в сетях применяются вентильные разрядники. Согласно статистическим данным, после 15 - 20 лет эксплуатации характеристики вентильных разрядников значительно снижаются, что ухудшает грозозащиту в 3 - 4 раза.
В настоящее время при модернизации предусматривается их замена на нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН).
Основным отличием ОПН от разрядников являются более низкие уровни (на 30 - 50%) ограничения перенапряжений (до 1,8 - 2,0 Uн, соответственно, при коммутационных и грозовых перенапряжениях). Показатели надежности грозозащиты при установке ОПН в два раза выше, чем при установке вентильных разрядников.
Преимущества ОПН:
простота конструкции и высокая надежность;
по сравнению с разрядниками, более глубокое ограничение перенапряжения;
стойкость к внешнему загрязнению изоляционного корпуса;
способность ограничивать внутренние перенапряжения;
большая взрывобезопасность у ограничителей перенапряжения с полимерным корпусом;
меньшие габариты и масса, чем у разрядников.
могут использоваться в сетях постоянного тока.
Кроме того, с переходом от разрядников к ограничителям перенапряжений в сетях 110 - 220кВ впервые появляются аппаратные средства защиты от внутренних перенапряжений.
Немаловажным является и снижение в 3 - 5 раз массогабаритных показателей аппаратуры, взрывобезопасность и надежность ОПН.
3. Обоснование постановки задач
.1 Выбор оборудовании
При установке ОПН в одной ячейке с трансформатором напряжения рекомендуется присоединять ОПН до предохранителя, чтобы предотвратить перегорание предохранителя при прохождении импульсных токов.
При наличии на присоединениях трансформаторов на стороне 3...20 кВ токоограничивающих реакторов ОПН должны быть установлены на шинах 3...20 кВ независимо от наличия ОПН возле трансформаторов.
Обмотки трансформаторов, которые не используются, должны быть соединены в треугольник или звезду (в соответствии с заводскими схемами), защищены ОПН и заземлены. Защита обмоток, которые не используются, не нужна, если к ним постоянно присоединена кабельная линия длиной не менее 30 м, которая имеет металлическую заземленную оболочку или броню.
Если к сборным шинам электростанции или подстанции присоединены вращающиеся электрические машины (электродвигатели, генераторы) и ВЛ на железобетонных опорах, то в начале защищенного молниезащитным тросом ввода должен быть установлен комплект ОПН с присоединением к заземлению.
Высоковольтные двигатели могут быть перегружены повторными запусками при отключениях во время разгона. Это справедливо, когда ток отключения меньше 600 А. Чтобы защитить эти двигатели, рекомендуется устанавливать ограничители непосредственно у выводов двигателя или, как альтернатива, у выключателя.
Монтаж ОПН. ОПН, как правило, присоединяются параллельно защищаемому оборудованию по схеме "фаза-земля", причем подключение ОПН к шине заземления осуществляется жестко с применением болта, а к фазной шине - по кратчайшему пути с помощью одножильного медного проводника сечением не менее 6 мм2 или алюминиевого проводника сечением не менее 16 мм2. Допускается применение гибкой шины толщиной 1 мм и шириной 20...30 мм. Расстояния между ограничителями и другими заземленными и токоведущими частями электроустановки нормируются согласно "Правилам устройства электроустановок" (ПУЭ). Для обеспечения максимальной эффективности защиты электрооборудования от перенапряжения ОПН следует устанавливать как можно ближе к защищаемому оборудованию, на расстоянии не далее 3...6 м.