Элегазовый выключатель с комбинированным расположением дугогасительного устройства

2 марта 2010

Представлен элегазовый выключатель на 110 кВ в компоновке, сочетающей положительные стороны бакового и колонкового выключателей. Предложен вариант программы коммутационных испытаний, позволяющий использовать синтетические схемы в сложных циклах. Дана оценка экономической эффективности применения выключателя с комбинированным расположением дугогасительного устройства.

ГОСТ Р52565-2006 пунктом 4.1.3 классифицирует выключатели на два типа по признаку размещения дугогасительного устройства (ДУ):

  • выключатели с ДУ, расположенным „„в заземленном корпусе (баковые выключатели);
  • выключатели с ДУ, расположенным „в корпусе, находящемся под напряжением(колонковые выключатели).

Различное расположение ДУ определяет различное количество зон выключателя,в которых возможно короткое замыкание (КЗ) при коммутациях и, соответственно, различный объем исследований и испытаний при разработке изделия. В колонковом выключателе ДУ изолировано от земли длинной тягой, обладающей электрической прочностью, существенно превосходящей прочность межконтактного промежутка, который в выключателе этого типа является естественным и единственным местом, требующим всей гаммы испытаний. В баковом выключателе ДУ расположено в заземленном корпусе, где, помимо возможности пробоя между контактами, имеется возможность возникновения пробоя на землю между токоведущей частью и заземленным баком в зонах выброса продуктов горения дуги. В выключателе этого типа при двустороннем дутье требуется проверка трех точек возможного возникновения КЗ:

  • между контактами;
  • „между корпусом и элементами кон„струкции, электрически связанными с неподвижным контактом;
  • между корпусом и элементами кон„струкции, электрически связанными с подвижным контактом.

Это обеспечивается приложением переходного восстанавливающегося напряжения (ПВН) в одном случае к подвижному, в другом случае – к неподвижному контактам. Достаточно трудно для всех режимов испытаний при различных длительностях горения дуги определить и теоретически обосновать возможность проверки только одного из двух мест возможного пробоя на корпус. Тем самым, ГОСТ Р52565-2006, классифицируя выключатели по признаку. размещения ДУ, задает требования к конструкции внутренней изоляции, объемам испытаний и делит выключатели по этому признаку на более простые с одной зоной возможного КЗ (колонковые) и более сложные с тремя зонами возможного КЗ (баковые).

Конструкция выключателя с комбинированным расположением ДУ

На рисунках 1 и 2 представлены разрез и фото выключателя ВБ-110-40, компоновка которого по признаку размещения ДУ является комбинацией колонкового и бакового выключателей. В данной конструкции неподвижный контакт, расположенный во вводе, имеет опору на изолятор ввода, аналогично колонковому выключателю, что исключает пробой на землю с этой стороны, а подвижный контакт опирается на заземленный бак через изоляционный цилиндр аналогично баковому выключателю. Принципиальным преимуществом размещения ДУ во вводе, в сравнении с расположением целиком в заземленном баке, является снижение количества зон возможного возникновения КЗ с трех до двух. Кроме межконтактного промежутка, вторая точка возможного КЗ – зона выброса продуктов горения дуги между заземленным баком и подвижным контактом. Проверка обеих опасных точек производится одновременно приложением ПВН на подвижный контакт при проведении комплекса коммутационных испытаний.

 

Коммутационные испытания

В таблице 1 приведена программа коммутационных испытаний выключателя ВБ-110-40 с обоснованием измененной формулы цикла относительно требований табл. 22, ГОСТ Р52565-2006. 

ГОСТ Р52565-2006 требованиями пункта 6.6.1.5 и таблицы 22 регламентирует для выключателей, предназначенных для работы с БАПВ, нормированный коммутационный цикл 1а при Io=Io.ном «О – 0,3 с – ВО – 20 с – ВО», где операции «О» и операции «В» проводятся при нормированных значениях тока КЗ и нормированном ПВН. ГОСТ Р52565-2006 пунктом 9.6.6.6 допускает: «При выполнении режимов …Т100s, … пропускать операции включения с сохранением нормированных интервалов времени между операциями отключения». Тем самым разрешается пренебречь влиянием дуги предварительного пробоя между контактами при операциях включения на последующие операции отключения. Основанием данного допущения может являться незначительная величина энергии дуги при включении в сравнении с энергией дуги, выделяющейся при отключении, что было исследовано на выключателе ВБ-110-40.

Учитывая значительное различие энергии при включении и отключении, были приняты меры по увеличению точности измерений. Точность определения энергии дуги зависит от точности измерения тока, напряжения на дуге и длительности протекания тока. Токи включения и отключения измерялись с помощью безиндуктивного коаксиального шунта типа ШК-63, имеющего погрешность измерения ±1 % в диапазоне токов с амплитудами до 170 кА [1, раздел 12.3.1.]. Длительность дуги определялась по осциллограмме напряжения на дуге, записанной с дискретностью 4 мкс, что обеспечивало погрешность не хуже 0,04 %. Измерение напряжения на электрической дуге производилось делителем напряжения (ДН), подсоединенным к точкам испытательной цепи, более или менее удаленным от дугогасительных контактов. Поэтому, фактически, напряжение U1, приложенное к ДН во время горения дуги состоит из трех компонентов: U1=Uд + UR + UL,где Uд – напряжение на дуге; UR, UL – активное и индуктивное падения напряжения на участках цепи между точками подсоединения ДН при замкнутых дугогасительных контактах испытуемого выключателя.

В реальном случае, омическое сопротивление токоведущей системы выключателя ВБ-110 при разомкнутых главных и замкнутых дугогасительных контактах составляло 300 мкОм, индуктивность цепи между точками подсоединения ДН была порядка 10 мкГн.

При испытательном токе порядка 50 кА падение напряжения UR + UL достигло 20 % от напряжения на дуге Uд. С целью ликвидации в выходном сигнале делителя паразитных индуктивного и активного падений напряжения была применена схема с блоком компенсации [2]. Настройка блока компенсации была произведена после окончательной сборки испытательной схемы перед опытами и позволила полностью исключить влияние индуктивного и активного падений напряжения. Для измерения напряжения на электрической дуге был изготовлен ДН с коэффициентом деления Кд = 20 и нелинейным элементом, ограничивающим выходное напряжение делителя после гашения электрической дуги.

Погрешность определения энергии дуги, как было отмечено выше, зависит от погрешностей измерения тока νі, напряжения νu, и длительности горения дуги νt. С учетом погрешности измерительного канала компьютерной системы АСИ, не превышающей 1,36 %, погрешности измерения тока νі ≤1,688 %, погрешности измерения напряжения νu ≤2,025 %, погрешности измерения времени горения дуги νt =0,04 %. Погрешность определения энергии при доверительной вероятности р=0,95 вычисленное по формуле:

На рисунке 3 приведены осциллограммы операции включения и отключения при номинальном токе отключения. Расчет энергии, выделяемой дугой,по формуле: и сравнение полученных значений показывает, что энергия при включении составляет менее 5 % от энергии отключения, что вдвое меньше допуска по значению тока в этом режиме, и, тем самым, в соответствии с ГОСТ Р52565-2006 для выключателя ВБ-110-40 обоснованно допускается применение следующего цикла: «О – 0,3 с – (в) О – 20с – (в) О», где операции (в) – механические операции включения без тока и без высокого напряжения.

Другим требованием цикла, усложняющим испытания, является трехкратное приложение нормированного ПВН в течение цикла, которое исключает возможность применения синтетических схем (при синтетических схемах разумных размеров). ГОСТ Р52565-2006 пунктом 9.6.6.4 допускает замену цикла 1а «…набором отдельных операций и (или) последовательностей операций…» с соответствующим техническим обоснованием, отраженным в протоколах испытаний.

Операции и последовательности операций должны быть подобраны так, чтобы результаты испытаний в них позволяли подтверждать способность выключателя выполнять цикл режима Т100s. В рамках этого допущения целесообразно цикл с трехкратным приложением ПВН заменить эквивалентным набором операций и последовательностей операций с однократным приложением ПВН в последних отключениях.

Таким набором может являться следующая комбинация: а) Т 100s (а): «О» б) Т 100s (в): о – 0,3с- (в)О в) Т 100s (с): «о – 0,3с – (в)о – 20с – (в)О», где обозначение о (малое) определяет операцию отключения при нормированном токе и низком напряжении; О (большое) определяет операцию отключения при нормированном токе и нормированном ПВН.

Обоснованием достаточности такого набора является следующее: в наборе операций Т 100s (в) нет „„необходимости производить первоеотключение с приложением нормированного ПВН, т.к. это проверено в Т100s(а). Приложение ПВН не оказывает на ДУ выключателя энергетического воздействия;по той же причине в наборе опера „„ций Т100s (с) нет необходимости прикладывать нормированное ПВН и ко второму отключению, т.к. это проверено Т100s (в). Таким образом, предложенная последовательность наборов операций обеспечивает проверку работы выключателя в нормированном цикле 1а.

Следует учесть, что набор операций Т100s (с) был проведен в утяжеленных условиях, т.к. наибольшая длительность горения дуги была не во втором отключении, как рекомендует ГОСТ Р52565-2006, а в третьем, т.е. при наиболее энергетически нагруженном отключении. Осциллограмма опыта Т 100 s (с) приведена на рис. 4.

Необходимо признать, что до выхода ГОСТ Р52565-2006 считалось возможным не проводить испытаний в цикле при наличии положительных результатов отдельных операций отключения. Такой подход, возможно, обосновывался большим запасом между номинальным током отключения и реальным током КЗ линии [1]. При снижении запасов испытания в цикле необходимы как для подтверждения коммутационной способности, так и для проверки прочности конструкции ДУ при воздействии трехкратного тока отключения.

Испытания выключателя на включающую способность выполнялись с целью проверки мощности привода для наиболее тяжелого режима – трехфазного включения с максимальным током. На выключателе ВБ-110-40 были проведены две операции включения. Одна с полной апериодической составляющей тока во всех трех полюсах (полюса соединялись последовательно), что существенно больше максимальной нагрузки при включении, возникающей в реальных условиях. Вторая операция производилась с имитацией предварительного пробоя с помощью тонкой проволоки, длина которой равна значению расстояния пробоя при нормированном напряжении, определенному ранее. При этом полностью сохраняются все характеристики электрической дуги включения: момент ее возникновения, ее длина, величина и форма тока, напряжение на дуге, энергия, выделяемая дугой.

Тепловые испытания

Тепловые испытания выключателя ВБ-110-40 показали, что компоновка с комбинированным расположением ДУ позволяет без каких-либо дополнительных мер повысить номинальный ток до 3150 А.

Выключатель ВБ-110-40 был подвергнут испытанию на нагрев с расположением датчиков превышения температуры в различных точках вводов.

Испытания проводились по методике ГОСТ 8024-96:

  • сопротивления главной цепи вы „„ключателя определялись методом вольтметра-амперметра;
  • превышения температуры определя „лись с помощью термопар.

Полученные превышения температур при протекании номинального тока 3150 А и нижнем пределе избыточного давления элегаза 3,2кгссм2 указаны в таблице 2.

Конструкция выключателя с шарообразным баком небольших размеров позволяет полностью и достаточно просто теплоизолировать металлический бак внешним кожухом и обеспечить, тем самым, при подогреве небольшой мощности простую и надежную защиту от низких температур с ветром, что было подтверждено комплексом испытаний.

При проведении испытаний установлено, что для уменьшения погрешности показаний сигнализатора плотности элегаза в условиях работы системы обогрева полюса выключателя требуется обогрев сигнализатора. Использование обогревателя для сигнализатора позволило уменьшить погрешностьпоказаний при работающих обогревателях с 20 % до 5 %.

Трансформаторы тока

Компоновка выключателя с комбинированным расположением ДУ, имея заземленный бак, сохраняет основное достоинство бакового выключателя – возможность встроить в выключательтрансформаторы тока (Т.Т.). С целью уменьшения габаритов, затрат и повышения надежности встроенные трансформаторы тока располагаются внутри ввода в элегазе, не увеличивая габаритов изделия. Существует требование заказчиков о возможности замены Т.Т. в процессе эксплуатации при изменении параметров сети без вскрытия аппарата. В выключателе ВБ-110-40 параметры Т.Т. меняются не их заменой, а переключением выводов вторичных обмоток, имеющих увеличенное до 4-х количество отпаек.

Анализ выпуска 5000 трансформаторов тока за последние 5 лет позволяет установить наиболее применяемые и оптимальные типоисполнения Т.Т. для варианта с одновитковой первичной обмоткой.

Конкретные варианты переключения параметров трансформаторов тока, встроенных в выключатель ВБ-110-40, приведены в таблице 3.

Экономическая эффективность

Компоновка выключателя с комбинированным расположением ДУ и шарообразным баком позволяет значительно снизить затраты на изготовление. Основной причиной более высокой стоимости бакового выключателя являются затраты на алюминиевую конструкцию корпусов. В выключателе ВБ-110-40 ДУ и Т.Т. размещены во вводах, а не в собственных алюминиевых корпусах. Расход алюминия на такую конструкцию вдвое меньше, чем в случае традиционной компоновки бакового выключателя. В целом, несмотря на небольшое увеличение стоимости изоляторов затраты на выключатель в комбинированной компоновке соизмеримы с затратами на комплект «колонковый выключатель и три отдельно стоящие трансформаторы тока».

В итоге, с точки зрения экономической эффективности, выключатель с комбинированным расположением ДУ обладает свойствами, сочетающими достоинства бакового выключателя традиционной конструкции и комплекта «колонковый выключатель и три трансформатора тока».

  1. Установочные габариты (рис. 5) меньше, чем у комплекта «колонковый выключатель и три трансформатора тока» и соответствуют баковому выключателю.
  2. Стоимость на 20–25 % меньше, стоимости бакового выключателя и соответствуют комплекту «колонковый выключатель и три трансформатора тока».
  3. Транспортные габариты меньше, чем у бакового выключателя. Перевозка осуществляется в полной заводской готовности на любом грузовом автомобиле (рис. 6).
  4. Монтаж и наладка, проще, чем у комплекта «колонковый выключатель и три трансформатора тока» и аналогична баковому выключателю.
 

Выводы

  • Выключатель с комбинированным расположением ДУ имеет аналогичные и в ряде случаев более высокие технические параметры в сравнении с баковым выключателем или комплектом «колонковый выключатель и три отдельно стоящих трансформатора тока».
  • Выключатель с комбинированным расположением ДУ имеет меньшие капитальные вложения по сумме показателей, определяющих затраты заказчика (установочные габариты + цена изделия + условия доставки + монтаж и наладка), в сравнении с комплектом «колонковый выключатель и три отдельно стоящих трансформатора тока» и существенно меньшие в сравнении с баковым выключателем традиционной конструкции.
Литература

  1. Электрические аппараты высокого напряжения с элегазовой изоляцией. Под ред. Ю.И.Вишневского – СПб., Энергоатомиздат, Санкт-Петербургское отд., 2002 г. 
  2. Болотин И. Б., Эйдель Л. З. Измерения в переходных режимах короткого замыкания. 2 изд. Л. Энергия. Ленинградское отд., 1981 г. 
  3. Абдурахманов А. Н., Мисриханов Н. Ш., Мозгалев К. Р., Федоров В. Е., Шунтов А.В. «О коммутационном ресурсе выключателей при коротких замыканиях в энергосистемах » – «Электрические станции», № 10, 2008.

 Таблица 1 (pdf, 184 Кб)

 Таблица 2 (pdf, 297 Кб)

 Таблица 3 (pdf, 159 Кб)

© 2015 АО ВО «Электроаппарат»
Контактная информация