Домой Грибы Врс 110 расшифровка. Вакуумные выключатели. По наибольшему рабочему напряжению

Грибы

Врс 110 расшифровка. Вакуумные выключатели. По наибольшему рабочему напряжению

А. Назарычев, главный инженер ООО «Контакт T&D», зав. кафедрой Ивановского энергетического университета, проректор по научной работе ПЭИПК, д.т.н., профессор; А. Суровов, директор ООО «Контакт T&D»; В. Чайка, главный конструктор ОАО «НПП «Контакт»; А. Таджибаев, ректор Петербургского энергетического института повышения квалификации (ПЭИПК), д.т.н., профессор

Техническое перевооружение распределительного электросетевого комплекса является основой модернизации экономики регионов России. Разработанная в Холдинге МРСК Программа реновации электросетевого комплекса на период с 2011 по 2020 г., в качестве первоочередных задач ставит снижение износа оборудования до 46—48%, потерь электроэнергии — до 6,1%, а также двукратное снижение количества технологических нарушений.

ВОЗДУШНЫЕ И МАСЛЯНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Важнейшим оборудованием распределительных сетей являются коммутационные аппараты, от работы которых зависит надежность всех подстанций, линий электропередачи и распределительных устройств во всех режимах эксплуатации.

Выключатели высокого напряжения являются основными коммутационными аппаратами в электрических установках и служат для отключения и включения цепей в любых режимах: номинальном длительном, при перегрузках, коротких замыканиях (КЗ), холостом ходе, несинхронной работе. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание. Общее количество высоковольтных выключателей напряжением 110—750 кВ, находящихся в эксплуатации, составляет около 30 тысяч. По классам напряжения они распределены так, как показано в табл. 1.

Из табл. 1 видно, что наибольшее количество выключателей — 95,7% эксплуатируется в классе напряжения 110—220 кВ.

Достаточно длительное время в энергосистемах в этих классах напряжения применялись масляные баковые, маломасляные колонковые и воздушные выключатели различных типов. Сегодня число выключателей, отработавших нормативный срок службы, составляет 40% от общего количества выключателей, находящихся в эксплуатации, в том числе отработали свой нормативный ресурс 90% баковых масляных выключателей типа МКП-110 и 40% выключателей типа У-110, 30% воздушных выключателей ВВН-110, 40% воздушных выключателей ВВН-220. За последние годы заметно выросло количество повреждений отечественных выключателей. Основными причинами являются:
. износ основных сборочных узлов выключателей;
. несовершенство конструкции, находящихся в эксплуатации аппаратов;
. несоответствие климатическим условиям эксплуатации;
. дефекты, обусловленные низким качеством ремонта и применяемых при ремонте материалов;
. дефекты изготовления;
. нарушения нормативных и директивных документов по срокам ремонта и режимам эксплуатации;
. установка в цепях шунтирующих реакторов и конденсаторных батарей, для коммутации которых выключатели не предназначены;
. установка в цепях, где токи КЗ и восстанавливающее напряжение превышают нормированные параметры выключателя.

Положения Технической политики в распределительном сетевом комплексе предъявляют к современным выключателям высокого напряжения следующие достаточно высокие требования:
. надежное отключение любых токов (включая токи КЗ);
. быстрота операций, т.е. наименьшее время отключения и включения;
. 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;
. наличие коммутационного и механического ресурса, обеспечивающего межремонтный период эксплуатации не менее 15—20 лет;
. минимальное количество операций технического обслуживания в процессе эксплуатации;
. максимальное уменьшение массогабаритных показателей;
. сокращение эксплуатационных расходов;
. взрыво- и пожаробезопасность.

Эти требования трудновыполнимы при традиционных методах гашения дуги в масле или воздухе. Возможности дальнейшего существенного совершенствования выключателей с традиционными способами гашения дуги практически исчерпаны.

ВАКУУМНЫЕ И ЭЛЕГАЗОВЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Выполнение повышенных требований к выключателям возможно при использовании в распределительных устройствах подстанций современных элегазовых и вакуумных выключателей (ВВ). В настоящее время выключатели с вакуумными и элегазовыми дугогасящими устройствами (ДУ) вытесняют масляные, электромагнитные и воздушные выключатели. Дело в том, что ДУ вакуумных и элегазовых выключателей не требуют ремонта по крайней мере в течение 20 лет, в то время как в масляных выключателях масло при отключениях загрязняется частицами свободного углерода и, кроме того, изоляционные свойства масла снижаются из-за попадания в него влаги и воздуха. Это приводит к необходимости смены масла не реже 1 раза в 4 года. Дугогасящие устройства воздушных выключателей примерно в эти же сроки требуют очистки. Кроме того, у изношенных воздушных выключателей имеются утечки сжатого воздуха из ДУ, что исключает возможность нормального оперирования. Дугогасящие устройства вакуумных и элегазовых выключателей заключены в герметичные оболочки, и их внутренняя изоляция не подвергается воздействию внешней среды. Электрическая дуга при отключениях в вакууме или в элегазе также практически не снижает свойств дугогасящей и изолирующей среды.

Нормативными документами ФСК ЕЭС и Холдинга МРСК закреплено решение о преимущественном применении при строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и замене оборудования подстанций напряжением 330—750 кВ элегазовых выключателей, а на подстанциях напряжением 6, 10, 20, 35 кВ — вакуумных выключателей. В классе напряжения 110—220 кВ сегодня на вновь вводимых в эксплуатацию подстанциях, как правило, в отсутствии каких-либо альтернативных вариантов предлагается применять элегазовые выключатели, которые при всех своих достоинствах имеют и ряд следующих проблемных моментов.

Физические особенности применения в высоковольтных выключателях элегаза (гексавторида серы — SF 6) в качестве изолирующей и дугогасящей среды подразумевают необходимость поддержания в ДУ повышенного давления (1,5—2,5 атм.) для обеспечения требуемого уровня коммутационной способности и электрической прочности межконтактного промежутка. В процессе длительной эксплуатации выключателя возможны утечки элегаза. При этом давление в дугогасящей камере снижается. В вакуумных выключателях современные технологии изготовления вакуумных дугогасительных камер (ВДК) доведены до уровня, который гарантирует необходимый вакуум на протяжении всего срока службы ВДК — 25—40 лет.

Давление в ДУ элегазовых выключателей может также снижаться при значительных колебаниях температуры окружающей среды. В случае падения давления ниже заданных пределов критической величины, которая определяется индивидуально для различных типов ДУ, существует опасность пробоя элегазового промежутка или отказа выключателя в момент выполнения коммутации. Для предотвращения такого рода отказов необходимы наличие в элегазовом выключателе контроля рабочего давления в дугогасящей камере с помощью манометра и своевременная подкачка элегаза до заданных пределов. Кроме того, при интеграции элегазовых выключателей в систему цифровой подстанции стоимость организации передачи информации о давлении элегаза сопоставима со стоимостью самого выключателя. Вакуумный же выключатель может эксплуатироваться в диапазоне изменения температур от +50о до -60°С, при этом датчик контроля состояния вакуума устанавливать в ВДК не требуется.

Например, известен случай блокировки цепей управления 59 элегазовых баковых выключателей 110—500 кВ производства ряда европейских компаний при температуре окружающего воздуха -41°С в Тюменской области в 2006 году из-за несовершенства конструкции, недостаточной мощности, низкой надежности обогревающих устройств баков и недостатков системы контроля давления (плотности) элегаза. Поэтому при выборе выключателей для регионов с холодным климатом предпочтение следует отдавать либо выключателям, заполненным газовой смесью, не требующей подогрева, либо необходимы: установка дополнительной теплоизоляции баков, дополнительный обогрев импульсных газовых трубок, увеличение мощности подогревателей. Все это усложняет и удорожает конструкцию элегазовых выключателей и увеличивает расход электроэнергии на собственные нужды, а значит, делает элегазовые выключатели энергонеэффективными. Следует также отметить и относительно высокую стоимость производства, очистки и утилизации элегаза.

Несмотря на доказанную практикой эксплуатации безвредность элегазовых выключателей при нормальных режимах работы, тем не менее, экологические проблемы остро возникают при ремонте и утилизации отработавших нормативный ресурс выключателей. Дело в том, что некоторые продукты разложения элегаза весьма токсичны и могут наносить вред человеку и окружающей среде. В табл. 2 приведена степень опасности продуктов разложения элегаза.

Анализируя табл. 2, можно сделать вывод о том, что наиболее опасным в экологическом отношении является попадание в окружающую среду как самого элегаза, так и продуктов его разложения, в составе которых имеются токсичные вещества. Так как экологические требования сегодня выходят на первый план, законодательство России и стран--участниц Монреальского протокола запрещают выброс в атмосферу фторосодержащих веществ, к которым относится и элегаз. Поэтому для обеспечения безопасности и выполнения современных экологических требований, повышения качества и культуры эксплуатации при внедрении элегазового оборудования необходимо оснащение предприятий распределительного электросетевого комплекса современными газотехнологическими аппаратами, а также оборудованием для очистки элегаза и утилизации продуктов его разложения, что потребует серьезных финансовых затрат.

В соглашении (Пакт о климатических изменениях), подписанном большинством стран мира в японском городе Киото в 1997 г., имеется прямое упоминание относительно SF 6 , как о потенциально опасном газе, обладающем тепличным (парниковым) эффектом, и участникам соглашения предписывается воздерживаться от его применения. Поэтому во многих странах были предприняты попытки, направленные на разработку высоковольтных ВДК, которые заменили бы действующие сегодня повсеместно элегазовые выключатели.

Вакуумные выключатели идеальны с экологической точки зрения, обладают высокой надежностью, имеют больший коммутационный ресурс и могут работать при температурах до -60°С.

В классе напряжений 6—35 кВ вакуумные выключатели давно потеснили позиции элегазовых и успешно эксплуатируются более 15 лет. При модернизации и новом строительстве ЗРУ 6—10 кВ на подстанциях ФСК ЕЭС и Холдинга МРСК иные типы выключателей помимо вакуумных, совсем не рассматриваются. Единственное исключение — ЗРУ-6 кВ некоторых АЭС и ТЭЦ, где из-за сложившихся стереотипов о возможных перенапряжениях при работе вакуумных выключателей, все еще рассматривается установка элегазовых выключателей, причем как правило, импортного производства — Schneider Electric, АВВ, Areva.

Разработка вакуумных выключателей 110—220 кВ неоднократно обсуждалась в докладах и материалах Международного симпозиума по разряду и электроизоляции в вакууме (ISDEIV — International Symposium on Discharges and Electrical Insulation in Vacuum), что, несомненно, указывает на интерес разработчиков и производителей вакуумной коммутационной техники к высоким классам напряжения. На основе материалов симпозиума можно говорить о следующих тенденциях исследования и развития вакуумной коммутационной техники на высокие классы напряжения:
. снижение габаритов вакуумных выключателей возможно за счет оптимизации по электрической прочности контактной системы ВДК и повышения плотности отключаемых токов на единицу площади контактов;
. на основе новейших результатов исследований электрической прочности в вакууме создание конструкций выключателей и ВДК на большие классы напряжений (конструирование одноразрывных камер на большие напряжения) и конструктивных решений по многоразрывным камерам и многокамерным выключателям;
. решение проблемы обеспечения восстановления электрической прочности в ВДК после погашения дуги. Эрозионные процессы и термический разогрев контактов значительно ограничивают скорость и уровень восстановления электропрочности ВДК. Современный уровень знаний позволил разработать ВДК на напряжение до 145 кВ, что позволяет создать одно- и двухразрывные вакуумные выключатели 110 кВ и двухразрывные вакуумные выключатели 220 кВ;
. продолжаются работы по оптимизации материалов контактов и конструкции ВДК.

ВАКУУМНЫЕ ДУГОГАСИТЕЛЬНЫЕ КАМЕРЫ

История развития ВДК на высокие классы напряжения насчитывает в мире уже немало лет. Такие страны, как Россия, Германия, Франция, Великобритания, США, Китай, активно проводят исследования по созданию вакуумных выключателей на высокие напряжения и большие отключаемые токи. Фирмой «Сименс» разработаны вакуумные генераторные выключатели с номинальными токами отключения до 80 кА. Задача пропускания больших номинальных токов в этих аппаратах решается путем параллельного соединения нескольких вакуумных дугогасительных камер в каждом полюсе.

Наиболее существенные результаты были получены в Японии, что связано с растущим потреблением энергии в этой стране, а также с аспектами национальной безопасности. В итоге последние достижения: на внутреннем рынке Японии появились ВДК на напряжение 126 кВ, 145 кВ (рис. 1, длина 700 мм, диаметр 200 мм, контакты Cu-Cr, с аксиальным магнитным полем) и даже фарфоровая сдвоенная ВДК на напряжение 168 кВ.

В энергосистемах Японии на протяжении нескольких лет успешно эксплуатируются двух- и одноразрывные вакуумные выключатели на базе ВДК на напряжение 126—168 кВ, на номинальные токи до 2000 А и номинальный ток отключения до 40 кА. На рис. 2, 3 представлены примеры таких вакуумных выключателей.

В настоящее время в Японии одним из главных направлений стало применение ВДК не только в диапазоне средних значений напряжения, но также и в высоковольтных распределительных устройствах подстанций, что обусловлено такими уникальными свойствами ВДК, как высокая отключающая способность, долговечность, безопасность и экономичность.

Также в Японии прослеживается тенденция совмещения высокоскоростных ВДК с технологией сверхпроводимости. Ведутся активно исследования по проблеме применения сверхпроводящих материалов в конструкциях ВДК. Выяснилось, что такое нововведение подошло бы для устройств ограничения тока в мощных энергетических системах. Целый ряд лабораторных исследований проводится с целью установления принципов работы таких устройств, в которых ограничитель тока подключался бы к элементу с высокотемпературной сверхпроводимостью параллельно цепи мощного источника энергии. Когда сверхпроводящий элемент начинает гасить ток в результате перегрузки, ВДК легко размыкает цепь и направляет весь ток в ограничитель тока, что приводит к сохранности сверхпроводящего материала и сокращению его размеров.

Россия, в части разработки и внедрения вакуумных выключателей на напряжение 110—220 кВ идет в ногу со своими японскими коллегами и значительно опережает европейских ученых и инженеров. В 2008 г. ФГУП ВЭИ (г. Москва) успешно провел испытания опытных образцов российских ВДК типов КДВ-60-31,5/2000 и КДВ-126-40/3150, рассчитанных соответственно на напряжение 60 и 126 кВ переменного тока частотой 50 Гц, предназначенных для комплектации двухразрывных и одноразрывных вакуумных выключателей 110—220 кВ.

Камера КДВА-60-31,5/2000 представлена на рис. 4., рассчитана на номинальное напряжение 60 кВ, 50 Гц и предназначена для двухразрывного вакуумного выключателя на напряжение 110 кВ (наибольшее рабочее напряжение 126 кВ), номинальный ток отключения 31,5 кА, номинальный ток 2000 А.

Камеру следующего поколения — КДВ-126-40/3150, представленную на рис. 5, предполагается использовать для комплектации одноразрывного вакуумного выключателя на напряжение 110 кВ, 50 Гц, на номинальный ток 3150 А, и номинальный ток отключения 40 кА. Кроме того, в перспективе на ее основе может быть создан двухразрывный вакуумный выключатель на напряжение 220 кВ.

Первый российский вакуумный выключатель на напряжение 110 кВ начали разрабатывать в 2007 г. в г. Саратове на ОАО «НПП «Контакт». Технические требования на коммутационный аппарат были согласованы с ФСК ЕЭС. В 2009 г. на предприятии был изготовлен опытный образец двухразрывного вакуумного выключателя на базе камер КДВА-60-31,5/2000 с пружинно-магнитным приводом (рис. 6).

В этом же году начались полномасштабные испытания выключателя в лабораториях самого завода, ФГУП ВЭИ и НИЦ ВВА. Параллельно шел диалог со специалистами-эксплуатационниками, появлялись рекомендации, вносились изменения в конструкцию выключателя.

В 2010 г. на основании положительных результатов испытаний был получен сертификат на первый российский вакуумный выключатель 110 кВ и началось серийное производство ВБП-110кВ.

Небольшой период времени, затраченный ОАО «НПП «Контакт» на разработку и постановку на производство ВБП-110 кВ, объясняется использованием в конструкции выключателя технических решений и узлов, серийно производимых для вакуумных выключателей серии ВБПС-35кВ. К ним относится пружинно-магнитный привод (для ВБП-110 кВ привод был усилен, изменены настройки), полюса выключателя, механические узлы тяг и валов. Параметры выключателя ВБП-110 приведены в табл. 3.

До конца 2010 г., по согласованию с Холдингом МРСК первые серийные ВБП-110 кВ будут смонтированы на подстанциях филиалов Холдинга МРСК — МРСК Центра и Приволжья, Северо-Запада, Сибири, Волги, Северного Кавказа.

В 2009—2010 гг. на базе камеры КДВ-126-40/3150 разработан одноразрывный вакуумный выключатель на напряжение 110 кВ, 50 Гц, номинальный ток 3150 А и номинальный ток отключения 40 кА. Выключатель имеет классическую для колонковых выключателей компоновку. Внешний вид выключателя типа ВБП-110III-40/3150 УХЛ1 приведен на рис. 7. Серийное производство такого выключателя планируется начать уже в 2011 г. Как и в двухразрывном выключателе, в ВБП-110III-40/3150 УХЛ1 предполагается использование ранее разработанных и проверенных в условиях эксплуатации (на выключателях класса 35 кВ и на первых ВБП-110 кВ) узлов и конструктивных решений.

Преимуществами выключателей ВБП-110III-31, 5/2000 и 40/3150 УХЛ1 являются:
. экологическая безопасность;
. возможность ручного включения и отключения;
. большой коммутационный и механический ресурс;
. устойчивая работа в сложных климатических условиях;
. механизм свободного расцепления привода, позволяющий отключать выключатель в любой момент независимо от положения механизма;
. пожаро- и взрывобезопасность;
. малые габариты и вес.

Для распределительного электросетевого комплекса России при выборе элегазовых или вакуумных выключателей решающее значение могут иметь ремонтно-эксплуатационные расходы за весь нормативный период эксплуатации. Проведенные расчеты показали, что ремонтно-эксплуатационные расходы элегазовых выключателей значительно выше (до 100—300 раз), чем у вакуумных.

Уникальные разработки российских ученых и инженеров двухразрывного и одноразрывного вакуумного выключателей позволят не только создать реальную альтернативу элегазовым выключателям, но и быть основой программы замены масляных выключателей и пар отделитель-короткозамыкатель (ОД-КЗ) 110 кВ, а в будущем и 220 кВ. Кроме того, применение инновационных видов вакуумных выключателей высокого напряжения позволит развивать и совершенствовать распределительные устройства 110—220 кВ для создания новых блочно-модульных схемных решений, обеспечивающих:
. экологическую безопасность оборудования;
. высокую степень надежности и безопасности эксплуатации;
. повышение уровня заводской готовности и укрупнение блочности поставки;
. максимальное уменьшение массо-габаритных показателей;
. сокращение эксплуатационных расходов и обеспечение удобства выполнения технического обслуживания и ремонта;
. развитие необслуживаемых дистанционно управляемых цифровых подстанций;
. создание закрытых распредустройств КРУ и ЗРУ-110 кВ с воздушной и комбинированной изоляцией, без использования элегаза.

Применение вакуумных выключателей 110—220 кВ особенно актуально при использовании в комплектной подстанции необслуживаемых, не содержащих масла и элегаза трансформаторов тока и напряжения. Такие трансформаторы — с оптическими датчиками — широко используются в Северной Америке и Канаде, где вопрос экологической безопасности оборудования стоит на первом месте. Оптические трансформаторы тока и напряжения легко интегрируются в системы цифровой подстанции, т.к. имеют на выходе цифровые сигналы.

В следующих статьях мы рассмотрим идеологию построения современных блочных подстанций 110 и 220 кВ с применением самых современных электрических аппаратов и конструктивных решений, в том числе и описанных в данной статье вакуумных выключателей 110—220 кВ и оптических трансформаторов тока и напряжения.

ВАКУУМНЫЙ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ 110 кВ серии ВРС-110
Вакуумные выключатели до настоящего времени по классу напряжения сети традиционно занимали нишу до 40 кВ. При этом практически во всех случаях использовались од-норазрывные дугогасительные устройства.

Для создания вакуумных выключателей на более высокие напряжения, например на напряжение сети 110 кВ, использовались дугогасительные устройства, состоящие из нескольких одноразрывных камер (выключатели фирм Фуджи, ЭЛВЕСТ и других), что значительно усложняло конструкцию выключателя.

Благодаря внедрению современных технологических достижений появилась возможность создания одноразрывной вакуумной дугогасительной камеры на номинальное напряжение сети 110 кВ и разработки соответствующего вакуумного выключателя.

Такой выключатель типа ВРС-110 разработан и изготавливается Концерном "Высоковольтный Союз". Выключатель прошел весь цикл типовых испытаний и планируется для установки в эксплуатацию на подстанциях с классом напряжения 110 кВ.

Одной из основных технических задач, связанных с применением вакуумных выключателей, является определение уровней коммутационных перенапряжений и разработка эффективных и практически осуществимых мероприятий по их ограничению.

Целью данной презентации является:

определение расчетным путем уровней коммутационных перенапряжений при коммутации вакуумным выключателем 110 кВ производства ЗАО “Высоковольтный союз”;
разработка рекомендаций по ограничению перенапряжений, возникающих при от-
ключении вакуумными выключателями высоковольтных электродвигателей и трансформато
ров.
демонстрация самого вакуумного выключателя ВРС-110 с пружинным приводом

Информация для расчета перенапряжений при коммутациях вакуумными выключателями типа ВРС-110 силовых трансформаторов на подстанциях 110 кВ таких как ПС Восточная, ПС Южная и ПС Р-29 предоставила ОАО "МРСК Юга", это обьекты, где в настоящее время идет работа по установке вакуумных выключателей на 110 кВ.

В качестве программного средства численного анализа переходных процессов применялась программа "ТРИАДА", разработанная на кафедре электрических станций и сетей Санкт-Петербургского государственного технического университета.

1. РАСЧЕТНАЯ СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ И ЕЕ ПАРАМЕТРЫ.

Для расчетов перенапряжений при коммутациях трансформаторов были использованы схемы электрические принципиальные подстанций 110 кВ, представленные Заказчиком,

Рис. 1. Расчетная схема замещения при отключении электродвигателя. В схему замещения на рис. 1 входят следующие элементы:

Для расчетов перенапряжений при отключении трансформаторов вакуумными выключателями была составлена схема замещения, представленная в однолинейном виде на рис. 1.

Eс - напряжение сети;

Lс - эквивалентная индуктивность сети;

Cс и Rc - эквивалентные емкость и демпфирующее сопротивление сети на шинах
секции;

В - вакуумный выключатель;

L т, Cт и R т - эквивалентные индуктивность, емкость и сопротивление потерь транс
форматора;

Элементы схемы замещения на рис. 1 определялись следующим образом. Напряжение сети Eс принималось равным 127 кВ.

Эквивалентная индуктивность сети Lс определяется по величинам токов короткого замыкания (Iк.з.) на шинах секций.

Lc =-
к.з.

Согласно данным Заказчика величины токов короткого замыкания на шинах подстанций составляли

Таблица 1.

Подстанция	Ток трехфазного КЗ, кА
Южная	7,1
Восточная	11,0
Р-29	23,0

Эквивалентная емкость сети Сс определялась по величинам емкостей, отходящих от подстанций ВЛ 110 кВ.

При этом учитывалось, что на подстанциях Южная и Восточная ремонтные перемычки в нормальном режиме включены, и в формировании Сс участвуют удвоенные длины двух-цепных отходящих линий. На ПС Р-29 трансформаторы Т1 и Т2 подключены к 1 и 2 секциям соответственно. Также к секциям 1 и 2 в нормальном режиме подключено по две отходящих одноцепных линии.

Таким образом суммарные длины отходящих ВЛ по данным Заказчика (Приложение 2) составили

Таблица 2.

Величина погонной емкости В Л 110 кВ выбиралась с учетом следующего.

Для расчетов перенапряжений принято использовать эквивалентную величину погонной емкости, которую можно оценить по величине зарядного тока (зарядной мощности). Для В Л 110 кВ с сечением проводов от 70 до 240 мм2 согласно справочным данным величины зарядного тока находятся в пределах 18 - 20 А/100 км линии. Если принять для определенности среднюю величину 19 А/100 км, то этому будет соответствовать величина погонной емкости 9,5 нФ/км.

Емкость конденсатора связи 6,4 нФ добавлялась к емкости сети, если он был подключен к ВЛ.

Таким образом суммарные длины отходящих ВЛ по данным Заказчика (Приложение 2) и величины Сс составили

Таблица 2.

Подстанция	Суммарные длины отходящих ВЛ, км	Эквивалентная емкость сети Сс, нФ
Южная	24,22	236,5
Восточная	19,03	187,2
Р-29 1 секция 2 секция	19,42 13,37	190,9 139,8

Необходимо отметить, что величина Сс является оценочной и в определенных пределах не оказывает существенного влияния на расчетные величины перенапряжений, что будет показано ниже в ходе расчетов.

Эквивалентное демпфирующее сопротивление сети Rс предусмотрено для учета затухания свободных колебаний на шинах секций.

Для расчетов коммутационных перенапряжений при отключении трансформаторов были выбраны следующие режимы с индуктивным характером отключаемого тока:

режим холостого хода Iхх;
режим индуктивной нагрузки с током 0,1 Iном
режим индуктивной нагрузки с током 0,3 Iном
режим симметричного короткого замыкания на стороне НН, Iк.з..

Трансформатор замещался эквивалентной индуктивностью Lт, величина которой определялась по формуле, аналогичной (1), при соответствующих величинах токов (ток холостого хода, ток индуктивной нагрузки 0,1 Iном., ток индуктивной нагрузки 0,3 Iном., ток на стороне ВН при коротком замыкании на стороне НН - по величинам U к). Величины токов холостого хода и U к взяты из технических характеристик трансформаторов, представленных Заказчиком, либо взятым по справочным данным.

Величина емкости Ст, параллельной обмотке ВН трансформатора, равна емкости ошиновки плюс емкость ввода.

Емкость ошиновки определялась умножением длины ошиновки от выключателя до зажимов трансформатора на величину погонной емкости ошиновки, принятой равной 8 пФ/м по . Емкости вводов 110 кВ приняты равными 400пФ. Таким образом:

для ПС Южная и Восточная Ст = 15 м х 8 пФ/м +400 пФ = 520 пФ

для ПС Р-29 - Ст = 20 м х 8 пФ/м +400 пФ = 560 пФ. Величина Rт определялась по величине потерь холостого хода. Используемые в расчетах характеристики трансформаторов приведены в таблице3.

Таблица 3.

Подстанция	Дисп. наименование тр-ра	Тип тр-ра	Uном. (ВН), кВ	Iном. (ВН),	Iх.х.,	Pх.х., кВт	Uк, %
Южная	Т1	ТРДН-	115	85	0,42	114,3	10,77
Южная	Т2	ТРДН-	115	85	0,44	115,27	9,59
Восточная	Т1	ТДН-	115	74,5	0,97	65	11,10
Восточная	Т2	ТДН-	115	80,3	0,46	22,68	11,15
Восточная	Т *	ТРДН- 25000/110/77-У1	115	125,5	0,75	31,5	10,95
Р-29	Т1 (Т2)	ТДН-	115	80,3	0,85	21,0	10,5

*)- планируется на замену трансформаторов Т1 и Т2.

Поскольку на данном этапе разработки выключателя отсутствуют экспериментальные данные, по которым можно было бы оценить скорость нарастания и конечную величину электрической прочности межконтактного промежутка, то для проведения расчетов данные параметры математической модели вакуумного выключателя ВРС-110 были выбраны, исходя из следующего:

конечная величина электрической прочности (Uмакс.) была принята равной испыта
тельному напряжению грозового импульса 450 кВ для оборудования без повышенного уровня
изоляции по ГОСТ 1516.-96, табл. Г6. Данная величина Uмакс. была принята в качестве ми
нимальной;
минимальное время перемещения контактов дугогасительной камеры от момента
размыкания до прихода в конечное положение составляет 16,7 мс. С целью получения запаса в расчетах это время было принято равным 20 мс;
величина тока среза вакуумной камеры принята равной 5 А.

Выбор ОПН для защиты трансформаторов 110 кВ от грозовых и коммутационных перенапряжений.

В соответствии с "Методическими указаниями по применению ограничителей в электрических сетях 110 - 750 кВ" выбор ОПН в сетях 110 кВ производится по следующим показателям и условиям:

По наибольшему рабочему напряжению.
Согласно ГОСТ 1516.3-96 наибольшее рабочее напряжение сети 110 кВ не должно превышать 126 кВ.

При этом наибольшее рабочее напряжение ОПН должно быть не менее Uн.р. = (126/√3)∙1,05 = 76,4 кВ.

Поскольку к шинам 110 кВ рассматриваемых подстанции не подключены потребители с нагрузкой, содержащей высшие гармоники, например - тяговые подстанции, то дополнительного учета влияния высших гармоник не требуется.

В дальнейшем для определенности примем Uн.р. = 77 кВ, как одно из ближайших значений у выпускаемых ОПН.

По условиям работы в квазистационарном режиме.

В качестве типового расчетного случая квазистационарного режима для рассматриваемой точки сети 110 кВ принято считать однофазное короткое замыкание на землю, при котором увеличиваются напряжения на "здоровых" фазах.

Поскольку в нормальном режиме нейтрали трансформаторов глухо заземлены, то существенного повышения напряжения на здоровых фазах при однофазном замыкании на землю не ожидается. Для получения запаса может быть принят коэффициент повышения напряжения, равный 1,4, тогда наибольшая ожидаемая величина квазиустановившегося перенапряжения будет составлять Uк.п. = 1,4-(126/л/3) = 102 кВ.

В качестве предварительного варианта ОПН рассматривается планируемый к установке ОПНп-110/550/77-IV-УХЛ1 производства ЗАО "Полимер-Аппарат".

По представленной предприятием - изготовителем вольт-временной характеристике, соответствующей случаю максимального нагружения ОПН, рис. 2, и по соотношению Uк.п./Uн.р. = 102/77 = 1,32 определяем, что в этом случае ОПН выдержит перенапряжения в квазистационарном режиме в течение примерно 1 секунда, что может быть недостаточным, если считать, что максимальное время работы защит, равное 4 с.

Если увеличить Uн.р. до 84 кВ, то по соотношению Uк.п./Uн.р. = 102/84 = 1,21 можно определить, что в квазистационарном режиме ОПН выдержит примерно 100 с.

По энергоемкости.

Наибольшая суммарная протяженность отходящих ВЛ соответствует подстанции Р-29 и составляет 25,72 км. Иные объекты с большой емкостью отсутствуют.

Энергию (Wопн), поглощаемую ОПН при ограничении коммутационных перенапряжений, приходящих с В Л 110 кВ можно оценить по формуле

Свл - емкость воздушной линии, Свл = 0,0058 (мкФ/км)-25,79 км = 0,149 мкФ,

Uкп мах. - наибольшее расчетное коммутационное напряжение, принятое равным для сети 110 кВ 3Uф.,

U ост. - наименьшая величина остающегося напряжения на ОПН при ограничении коммутационных перенапряжений, принята равной 182 кВ.

Для рассматриваемых ВЛ величина Wопн = 5,8 кДж или 0,061 кДж/кВ наибольшего рабочего напряжения ОПН, предполагаемого к установке. Соответствующая величина удельной поглощаемой энергии предполагаемого к установке ОПН составляет 3,1 кДж/кВ наиб, раб. напряжения.

По уровню ограничения перенапряжений.

Остающееся напряжение ОПН при разрядном токе 8/20 мс амплитудой 10 кА составляет 244 кВ, что ниже испытательного напряжения 450 кВ грозового импульса для силового трансформатора 110 кВ.

Величина одноминутного испытательного напряжения промышленной частоты изоляции относительно земли обмоток 110 кВ силовых трансформаторов составляет 200 кВ, что соответствует 200∙√2∙1,15 = 325 кВ коммутационного импульса.

Уровни ограничения перенапряжений рассматриваемых ОПНп-110/550/84-IV-УХЛ1 находятся в пределах 185 - 201 кВ коммутационного импульса, т. е. значительно ниже соответствующих испытательных напряжений изоляции защищаемого оборудования.

По величине тока взрывобезопасности.

Величина тока взрывобезопасности должна быть выше наибольшей величины тока короткого замыкания в данной точке сети.

Наибольшая величина тока к.з, равная 23 кА,. имеет место на подстанции Р-29, что значительно ниже величины тока взрывобезопасности, ОПНп-110/550/84-IV-УХЛ1, равной 40 кА.

Заключение по выбору ОПН 110 кВ.

Для защиты силовых трансформаторов 110 кВ от грозовых и коммутационных перенапряжений на подстанциях Южная, Восточная и Р-29 могут быть применены ОПНп-110/550/84-IV-УХЛ1 производства ЗАО "Полимер-Аппарат".

Исполнение ОПН по степени загрязнения и по климатическим условиям эксплуатации могут быть уточнены в проекте.

Возможно применение ОПН других производителей, имеющих характеристики, не уступающие характеристикам выбранного ОПН.

2. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ И ИХ АHАЛИЗ.

В расчетах предполагалось, что при отключении индуктивных токов в диапазоне от 0.1 Iн до Iк.з. размыкание контактов выключателя происходит при подходе тока к нулевому значению. В этом случае, как показывает опыт расчетов и экспериментальные данные, следует ожидать наибольших перенапряжений вследствие повторных пробоев между контактами.

В расчетах при отключении токов холостого хода предполагалось, что обрыв тока может произойти в любой момент его полуволны вследствие нестабильности дуги в диапазоне от нуля до максимальной величины тока среза. При этом момент размыкания контактов в расчетах соответствовал началу полуволны тока.

Как показали расчеты, при отключении индуктивных токов трансформаторов повторные пробои между контактами выключателя могут иметь место во всех рассмотренных режимах.

Наибольшие перенапряжения в отсутствии ОПН имеют место при отключении индуктивных токов (0,1 - 0,3) Iн и находятся в пределах (206 - 234) кВ или (2,0 - 2,3) Uф.

По своей величине такие перенапряжения не представляют опасности для изоляции трансформаторов, т. к. они не превышают уровней испытательных напряжений ни грозового импульса (550 кВ), ни амплитуды промышленной частоты (200х√2 = 283 кВ). Однако, учитывая, что эти перенапряжения сопровождаются многочисленными высокочастотными перепадами (срезами), которые негативно влияют на витковую изоляцию обмоток, целесообразно принять меры к ограничению этих перенапряжений.

Как показали расчеты, при установке ОПН величины перенапряжений при отключении индуктивных токов (0,1 - 0,3) Iн снижаются до (137 - 157) кВ или (1,3 - 1,5) Uф, что соответственно также снижает опасные воздействия на витковую изоляцию обмоток.

С целью определения влияния величины эквивалентной емкости сети Сс на уровни перенапряжений при работе вакуумного выключателя были проведены сравнительные расчеты, результаты которых отражены в Приложении 4. Изменение Сс в сторону примерно на 100 нФ уменьшения (строка "Южная, Сс уменьшена, Сс = 147,4 нФ") либо в сторону увеличения (строка "Южная, Сс увеличена, Сс = 340 нФ") не оказывает заметного влияния на расчетные величины максимальных напряжений.

Расчетами также показано, что замена существующих трансформаторов на ПС Восточная на трансформаторы мощностью 25000 кВА не оказывает существенного влияния на расчетные уровни перенапряжений (см. Приложение 4, строка "Восточная", Т* планируемый на замену) и не является препятствием для установки вакуумного выключателя ВРС-110.

3.1. При отключении вакуумными выключателями типа ВРС-110 производства Концерна "Высоковольтный Союз" индуктивных токов трансформаторов 110 кВ на подстанциях ПО кВ Южная, Восточная и Р-29 ОАО "МРСК Юга" возникают перенапряжения с амплитудой до 2,3 Uф.

3.2. Для ограничения перенапряжений при отключении вакуумными выключателями ВРС-110 трансформаторов 110 кВ на подстанциях ПО кВ Южная, Восточная и Р-29 рекомендуется установка ОПН типа ОПНп-110/550/84-IV-УХЛ1 производства ЗАО "Полимер-Аппарат" либо ОПН других производителей с аналогичными характеристикам

Вакуумные выключатели 110 кВ на сегодня являются высокотехнологичным оборудованием. Они лишены таких недостатков как пожароопасность и трудоемкость в процессе эксплуатации, что свойственно масляным и воздушным выключателям, а также в будущем не будет вопросов, связанных с необходимостью утилизации элегаза, что свойственно элегазовым выключателям.

Основные марки и производители вакуумных выключателей 110 кВ и выше

На российском рынке присутствуют два предприятия, изготавливающие вакуумные выключатели на класс напряжения 110 кВ:

ООО «НТЭАЗ Электрик», входящее в Концерн «Высоковольтный союз». Предприятие выпускает вакуумные выключатели на класс напряжения 110 кВ типа (ВРС-110 кВ с одним разрывов на фазу).

АО «НПП «Контакт», г. Саратов. Предприятие выпускает вакуумные выключатели на классы напряжения 110 кВ (типа ВБП-110) и 220 кВ (типа ВБП-220)

Основные преимущества и недостатки вакуумных выключателей 110 кВ и выше

Основные преимущества вакуумных выключателей 110 кВ:

высокий коммутационный ресурс — 10 000 циклов В/О (в 2 раза больше чем у элегазовых)
низкие эксплуатационные расходы (не требуют дозаправок газом)
возможность эксплуатации в широком температурном диапазоне от -60 (без дополнительного обогрева) до +50 ° С
являются экологически безопасным оборудованием (не происходит утечек элегаза, воздуха или технических жидкостей в окружающую среду)
не требуют дополнительных расходов на утилизацию масла или элегаза
высокая заводская готовность (не требуют дозаправок техническими жидкостями и газами при монтаже), что сокращает время на их монтаж (требуется 6-8 часов)

Недостатками технологии вакуумных выключателей можно считать их ограниченное применение по классам напряжения (до 220 кВ). Связано это со сложностью в создании выключателей с небольшими габаритами (сложно оптимизировать габариты вакуумных дугогасительных камер, ВДК), сложность обеспечения восстановления электрической прочности в ВДК после погашения дуги. Эрозионные процессы и термический разогрев контактов значительно ограничивают скорость и уровень восстановления электрической прочности ВДК.

Производство вакуумных выключателей осуществляется на Нижнетуринском электроаппаратном заводе в контролируемых условиях, установленных системой менеджмента качества, функционирующей в соответствии с требованиями ISO 9001:2008. Завод имеет собственную лабораторию, оснащенную автоматизированными испытательными стендами и современными многофункциональными измерительными приборами. Каждый аппарат перед отправкой заказчику проходит тщательную проверку и испытания.

Преимущества вакуумных выключателей:

Высокая механическая прочность;
Высокий коммутационный ресурс при номинальном токе и токе отключения;
Надежное и стабильное включение и отключение с нормированными параметрами;
Возможность ручного оперативного отключения при отсутствии оперативного питания;
Материал и конструкция полюса препятствуют накоплению пыли на его поверхности;
Не требует регулировок в течение всего срока эксплуатации.

Производитель вакуумного выключателя гарантирует работоспособность выключателя в течение всего срока эксплуатации и соответствие всем техническим параметрам, заявленным в инструкции по эксплуатации и сертификатах соответствия.

Изготовитель вакуумных выключателей оказывает сервисные услуги, консультирование и техническое сопровождение в течение всего периода эксплуатации.

Вакуумный выключатель: полюса и камеры, привод

В вакуумных выключателях внутренней установки используются литые из эпоксидного компаунда полюса. В выключателях наружной установки - цельнолитые полюса в кремнийорганической изоляции. Полюса комплектуются самыми современными вакуумными камерами, которые специально разработаны и оптимальным образом подходят для использования в литых полюсах.

Контакты вакуумных камер выполнены из специальных легированных сплавов. Горение дуги, которая возникает при разведении контактов при отключении нагрузки, поддерживается металлическими парами за счет испарения электродного материала. Электрическая дуга мягко гасится при естественном переходе тока через ноль, поэтому исключается возможность возникновения перенапряжений при коммутации большинства видов нагрузок.

В вакуумных выключателях применяется универсальный электромагнитный привод. Для удержания выключателя во включенном или отключенном положениях используется энергия мощных постоянных магнитов. Фиксация происходит за счет использования принципа «магнитной защелки», а именно, замыкания магнитной цепи включения или отключения якорем, который механически связан с подвижными контактами вакуумных камер.

Для управления приводом используется электронный блок управления, которым оснащен вакуумный высоковольтный выключатель. Блок управления может быть встроен в корпус выключателя или изготовлен в выносном исполнении. Отключение происходит за счет энергии предварительно заряженных конденсаторов.

В выключателях также применяются пружинные приводы, которые помимо нормированного включения/отключения выключателя обеспечивают возможность ручного включения и отключения.

Основные технические параметры

Параметры	ВР1, ВР2, ВР3	ВР27НС	ВР35НТ	ВРС-110
Номинальное напряжение, кВ	10	27,5	35	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12	30,5	40,5	126
Номинальный ток, А	630-3 150	1 600; 2 000	1 600	2 500; 3 150
Номинальный ток отключения, кА	20-40	25	25	31,5; 40
Ток термической стойкости, кА (3 с)	20-40	25	25	31,5; 40
Ток электродинамической стойкости, кА	52-102	64	64	81; 102
Полное время отключения, мс, не более	57-70	70	80	47
Собственное время включения, мс, не более	90-120	100	80	80
Собственное время отключения, мс, не более	35-55	30-55	60	32
Механический ресурс, циклов ВО	30 000-100 000	30 000	25 000	10 000
Коммутационный ресурс при номинальных токах, циклов ВО	30 000-50 000	30 000	20 000	10 000
Коммутационный ресурс при номинальных токах отключения, циклов ВО	40-100	30	30	25
Масса, кг	65-285	270	640	1 645

У нас вы можете посмотреть полный каталог вакуумных выключателей, а также выбрать продукты, оптимальным образом отвечающие вашим текущим потребностям.

Чтобы узнать какова цена на вакуумные выключатели в Екатеринбурге, Москве, Новосибирске или других городах Вы можете

Отправить заявку

Вакуумные выключатели 6(10) кВ

Вакуумные выключатели серий ВР и ВРС для работы в сетях с номинальным напряжением 10 кВ. Токи короткого замыкания 20; 31,5; 40 кА. Номинальный рабочий ток 630 - 4 000 А.

Вакуумный выключакВ серии ВРС-110

ВАКУУМНЫЙ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ 110 кВ серии ВРС-110

Вакуумные выключатели до настоящего времени по классу напряжения сети традиционно занимали нишу до 40 кВ. При этом практически во всех случаях использовались од-норазрывные дугогасительные устройства.

Целью данной презентации является:

Определение расчетным путем уровней коммутационных перенапряжений при коммутации вакуумным выключателем 110 кВ производства ЗАО “Высоковольтный союз”;

Демонстрация самого вакуумного выключателя ВРС-110 с пружинным приводом

1. РАСЧЕТНАЯ СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ И ЕЕ ПАРАМЕТРЫ.

Eс - напряжение сети;

Lс - эквивалентная индуктивность сети;

Cс и Rc - эквивалентные емкость и демпфирующее сопротивление сети на шинах
секции;

В - вакуумный выключатель;

Lт, Cт и Rт - эквивалентные индуктивность, емкость и сопротивление потерь транс
форматора;

Согласно данным Заказчика величины токов короткого замыкания на шинах подстанций составляли

Таблица 1.

Подстанция	Ток трехфазного КЗ, кА

Восточная

Эквивалентная емкость сети Сс определялась по величинам емкостей, отходящих от подстанций ВЛ 110 кВ.

Таким образом суммарные длины отходящих ВЛ по данным Заказчика (Приложение 2) составили

Таблица 2.

Подстанция

Восточная
Р-29 1 секция 2 секция

Величина погонной емкости В Л 110 кВ выбиралась с учетом следующего.

Для расчетов перенапряжений принято использовать эквивалентную величину погонной емкости, которую можно оценить по величине зарядного тока (зарядной мощности). Для В Л 110 кВ с сечением проводов от 70 до 240 мм2 согласно справочным данным величины зарядного тока находятся в пределахА/100 км линии. Если принять для определенности среднюю величину 19 А/100 км, то этому будет соответствовать величина погонной емкости 9,5 нФ/км.

Емкость конденсатора связи 6,4 нФ добавлялась к емкости сети, если он был подключен к ВЛ.

Таким образом суммарные длины отходящих ВЛ по данным Заказчика (Приложение 2) и величины Сс составили

Таблица 2.

Подстанция	Суммарные длины отходящих ВЛ, км	Эквивалентная емкость сети Сс, нФ

Восточная
Р-29 1 секция 2 секция

Режим холостого хода Iхх;

Режим индуктивной нагрузки с током 0,1 Iном

Режим индуктивной нагрузки с током 0,3 Iном

Режим симметричного короткого замыкания на стороне НН, Iк. з..

Трансформатор замещался эквивалентной индуктивностью Lт, величина которой определялась по формуле, аналогичной (1), при соответствующих величинах токов (ток холостого хода, ток индуктивной нагрузки 0,1 Iном., ток индуктивной нагрузки 0,3 Iном., ток на стороне ВН при коротком замыкании на стороне НН - по величинам Uк). Величины токов холостого хода и Uк взяты из технических характеристик трансформаторов, представленных Заказчиком, либо взятым по справочным данным.

Величина емкости Ст, параллельной обмотке ВН трансформатора, равна емкости ошиновки плюс емкость ввода.

для ПС Южная и Восточная Ст = 15 м х 8 пФ/м +400 пФ = 520 пФ

Таблица 3.

Подстанция	Дисп. наименование тр-ра	Тип тр-ра	Uном. (ВН), кВ	Iном. (ВН),	Pх. х., кВт


Восточная
Восточная
Восточная		25000/110/77-У1

*)- планируется на замену трансформаторов Т1 и Т2.

Конечная величина электрической прочности (Uмакс.) была принята равной испыта
тельному напряжению грозового импульса 450 кВ для оборудования без повышенного уровня
изоляции по ГОСТ 1516.-96, табл. Г6. Данная величина Uмакс. была принята в качестве ми
нимальной;

Минимальное время перемещения контактов дугогасительной камеры от момента
размыкания до прихода в конечное положение составляет 16,7 мс. С целью получения запаса в расчетах это время было принято равным 20 мс;

Величина тока среза вакуумной камеры принята равной 5 А.

Выбор ОПН для защиты трансформаторов 110 кВ от грозовых и коммутационных перенапряжений.

В соответствии с "Методическими указаниями по применению ограничителей в электрических сетях кВ" выбор ОПН в сетях 110 кВ производится по следующим показателям и условиям:

По наибольшему рабочему напряжению.

Согласно ГОСТ 1516.3-96 наибольшее рабочее напряжение сети 110 кВ не должно превышать 126 кВ.

При этом наибольшее рабочее напряжение ОПН должно быть не менее Uн. р. = (126/√3)∙1,05 = 76,4 кВ.

В дальнейшем для определенности примем Uн. р. = 77 кВ, как одно из ближайших значений у выпускаемых ОПН.

По условиям работы в квазистационарном режиме.

По представленной предприятием - изготовителем вольт-временной характеристике, соответствующей случаю максимального нагружения ОПН, рис. 2, и по соотношению Uк. п./Uн. р. = 102/77 = 1,32 определяем, что в этом случае ОПН выдержит перенапряжения в квазистационарном режиме в течение примерно 1 секунда, что может быть недостаточным, если считать, что максимальное время работы защит, равное 4 с.

Если увеличить Uн. р. до 84 кВ, то по соотношению Uк. п./Uн. р. = 102/84 = 1,21 можно определить, что в квазистационарном режиме ОПН выдержит примерно 100 с.

По энергоемкости.

Свл - емкость воздушной линии, Свл = 0,0058 (мкФ/км)-25,79 км = 0,149 мкФ,

Uкп мах. - наибольшее расчетное коммутационное напряжение, принятое равным для сети 110 кВ 3Uф.,

Uост. - наименьшая величина остающегося напряжения на ОПН при ограничении коммутационных перенапряжений, принята равной 182 кВ.

По уровню ограничения перенапряжений.

Уровни ограничения перенапряжений рассматриваемых ОПНп-110/550/84-IV-УХЛ1 находятся в пределах кВ коммутационного импульса, т. е. значительно ниже соответствующих испытательных напряжений изоляции защищаемого оборудования.

По величине тока взрывобезопасности.

Наибольшая величина тока к. з, равная 23 кА,. имеет место на подстанции Р-29, что значительно ниже величины тока взрывобезопасности, ОПНп-110/550/84-IV-УХЛ1, равной 40 кА.

Заключение по выбору ОПН 110 кВ.

2. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ И ИХ АHАЛИЗ.

В расчетах предполагалось, что при отключении индуктивных токов в диапазоне от 0.1 Iн до Iк. з. размыкание контактов выключателя происходит при подходе тока к нулевому значению. В этом случае, как показывает опыт расчетов и экспериментальные данные, следует ожидать наибольших перенапряжений вследствие повторных пробоев между контактами.

Наибольшие перенапряжения в отсутствии ОПН имеют место при отключении индуктивных токов (0,1 - 0,3) Iн и находятся в пределах (кВ или (2,0 - 2,3) Uф.

Как показали расчеты, при установке ОПН величины перенапряжений при отключении индуктивных токов (0,1 - 0,3) Iн снижаются до (кВ или (1,3 - 1,5) Uф, что соответственно также снижает опасные воздействия на витковую изоляцию обмоток.