ДИНАМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕГАЗОВЫХ ДУГОГАСИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

В современных элегазовых ДУ используется система продольного одностороннего газового дутья (рис. 2.2) или система двустороннего дутья (потоки газа направлены в противоположные стороны). На средние классы напряжения применяются ДУ с использованием эффекта автогенерации и электромагнитного дутья (рис. 2.3).

Представленные принципы дугогашения нашли применение в ряде конструкций элегазовых ВВ.

Автокомпрессионные ДУ. На принципиальной схеме ДУ двустороннего дутья с одной ступенью давления (см. рис. 4.10) показаны положения ДУ: «включено» — слева, «отключено» — справа [11]. Когда ВВ находится во включенном положении, главные контакты 1, 2 и дугогасительные контакты 5, 7 находятся в замкнутом состоянии. В полости К давление элегаза постоянно
р = const и равно номинальному давлению р_b заполнения ВВ. При подаче команды на отключение внешний привод обеспечивает перемещение сверху вниз подвижной системы ВВ: подвижного главного контакта 2, дугогасительного контакта 7 и штока 4, которые жестко связаны между собой и через тягу с силовым приводным механизмом. Вначале размыкаются главные контакты 1, 2, а затем — дугогасительные контакты 5, 7. Вся подвижная система перемещается относительно неподвижного поршня 3, при этом происходит сжатие элегаза в полости К (обеспечивается принцип автокомпрессии).

Дугогасительные контакты 5, 7 (см. рис. 4.10) размыкаются с задержкой по ходу. После размыкания контактов 5, 7 начинается истечение элегаза через сопло в подвижном контакте 7 и изоляционное сопло 8 (организуется двустороннее продольное дутье), а дуга 9 горит между оконечностью 6 неподвижного дугогасительного контакта 5 и подвижным дугогасительным контактом 7.

После окончания перемещения подвижной системы истечение элегаза затухает, и давление в полостях ДУ становится равным исходному.

Рис. 4.10. Схема ДУ двустороннего
дутья с одной ступенью давления

Типичные динамические характеристики при отключении автокомпрессионного ВВ с одной ступенью давления двустороннего дутья (см. рис. 4.11): РК — размыкание дугогасительных контактов и начало дутья; а — переход тока через нуль при I_д = 50 кА; б — переход тока через нуль при
I_д = 30 кА и 10 кА [11]. Пневматический привод обеспечивает перемещение подвижной системы ВВ (кривая x) и рост давления элегаза р = Dр + р_b (см. рис. 4.11, кривая 4) в камере сжатия до максимального давления р_м = 0,92 МПа (сопло диаметром 29 мм, исходное давление в ДУ р_b = 0,6 МПа). При отключении токов I_д = 10 кА, 30 кА (действующие значения) давление в камере сжатия (см. рис. 4.11, кривые 2, 3) достигало уровня 1,22 и 1,51 МПа соответственно. Характерно, что при I_д = 50 кА (кривая 1) амплитуда давления была лишь 1,4 МПа, при этом уменьшилась и продолжительность повышенного давления. Перепад давлений р/р_b обеспечивает массовый расход газа для организации двустороннего продольного дутья в сопловых элементах ДУ, при этом его величина и продолжительность определяют отключающую способность ВВ.

Однако представленные зависимости изменения давления в камере сжатия К (см. рис. 4.11) являются усредненными, а не действительными кривыми, которые имеют значительные пульсационные составляющие в зависимости от местоположения датчика давления в камере сжатия.

Рис. 4.11. Динамические характеристики
при отключении автокомпрессионного ВВ

В целях повышения отключающей способности ВВ в конструкцию ДУ (см. рис. 4.10) вводят полость автогенерации Г, которая способствует локализации тепловой нагрузки от дуги отключения и дополнительному дутью за счет эффекта газогенерации изоляционных стенок данной полости Г, что способствует увеличению перепада давления в области нуля тока, а, следовательно, и эффективности дугогашения.

Автогенерирующие ДУ на средние классы напряжения.Совершенствование элегазовых ВВ связано с понижением энергоемкости приводного механизма, а, следовательно, и стоимости ВВ. Однако понижение энергоемкости привода вызывает уменьшение перепада давления в момент гашения дуги, что снижает отключающую способность ВВ. Повышение эффективности использования дугогасящих свойств элегаза при горении электрической дуги в сопловом канале возможно путем введения дополнительных фторопластовых элементов, что позволяет при малой энергоемкости привода обеспечить необходимый перепад давлений элегаза в момент гашения дуги. В данном случае энергия дуги частично используется для создания дополнительного газового дутья за счет использования эффекта автогенерации (массового расхода элементарного углерода и CF₄ с внутренней поверхности изоляционного сопла и фторопластовых элементов ДУ под влиянием излучения).

Рис. 4.12. ДУ с использованием эффекта автогенерации

На рис. 4.12, представлена принципиальная схема конструкций ДУ с использованием эффекта автогенерации для средних классов напряжения. При горении электрической дуги отключения 3 между контактами 1 и 2 в камере V_H повышается давление под влиянием высокой температуры электрической дуги 3 и газогенерации фторопластовых поверхностей камеры V_H и сопла 4 конструкции ДУ (камера V_H соединена с межконтактным промежутком каналом 5). Данное ДУ при отключении имеет два динамических этапа: «накачка» — сопло 4 закрыто контактом 2, происходит увеличение давления в камере V_H; «газовое дутье» — при движении контакта 2 вправо сопло 4 открывается, и начинается истечение газа в бак выключателя V_б через сопло 4 (см. рис. 4.12.).

В настоящее время конструктивные решения с использованием автокомпрессии и автогенерации применяются в элегазовых ВВ от 6 до 500 кВ на один разрыв.

Принципиальная схема одной из известных конструкций автокомпрессионного ВВ с камерой автогенерации на класс напряжения 110 кВ и выше, представлена на рис. 4.13.

Рис.4.13. Дугогасительное устройство автокомпрессионного элегазового ВВ с камерой автогенерации, А – размыкание дугогасительных контактов ДУ при отключении,
Б – отключение ДУ номинальных (рабочих) токов, В – отключение ДУ токов КЗ

При подаче команды на отключение внешний привод обеспечивает перемещение сверху вниз подвижной системы элегазового ВВ: подвижного главного контакта 4, дугогасительного контакта 5 и изоляционного сопла 3, которые жестко связаны между собой и через тягу с силовым приводным механизмом. Первыми размыкаются главные контакты 2, 4, а затем — дугогасительные контакты 1, 5, при этом происходит сжатие элегаза в полости 8 (обеспечивается принцип автокомпрессии).

После размыкания контактов 1, 5 между ними загорается дуга отключения 10, которая гасится в потоке элегаза через сопло в подвижном контакте 5 и изоляционное сопло 3 (двустороннее продольное дутье).

При отключении номинальных токов и токов перегрузки клапан 7 открыт и гашение дуги отключения 10 обеспечивается потоком газа из камеры автокомпрессии 8(рис.4.13,б).

При отключении токов КЗ горение дуги отключения между контактами 1 и 5 вызывает поток горячего газа из межконтактного промежутка в камеру автогенерации 6 и увеличение давления в ней, что приводит к закрытию клапана 7. Гашение дуги отключения 10 происходит в потоке газа из камеры автогенерации 6. При этом превышение давления в камере сжатия 8 (автокомпрессии) сбрасывается через предохранительный клапан 9 (рис.4.13,в).

Одним из преимуществ конструкций автокомпрессионных ВВ с камерой автогенерации является использование приводов с меньшей исходной энергией. Однако такие элегазовые ВВ имеют более высокие тепловые нагрузки на горловины изоляционного и металлического сопел, трудности к выполнению требуемых «окон отключения» и коммутационного ресурса при отключении КЗ, при увеличении отключающей способности и номинального напряжения на разрыв. Поэтому успехи в решении этих проблем и определят перспективу их дальнейшего развития.

5. МАСЛЯНЫЕ И МАЛОМАСЛЯНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

5.1. НОМИНАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ МАСЛЯНЫХ
И МАЛОМАСЛЯНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Масляные и маломасляные высоковольтные ВВ являются распространенными силовыми высоковольтными выключателями в отечественных
РУ 6-10-35 кВ (номенклатура — более 50 модификаций).

Преимущества масляных и маломасляных ВВ связаны с простотой конструкции, низкой стоимостью, большим опытом эксплуатации, возможностью обслуживающего персонала подстанции проводить ремонтные работы и ревизию состояния элементов выключателей (контактов, сопел ДУ и т. д.).

Несмотря на большой опыт проектирования и эксплуатации, неоднократные модернизации масляных и маломасляных ВВ, достигнутые пределы коммутационной способности и ресурсов (коммутационный и механический) значительно ниже данных показателей для элегазовых ВВ и вакуумных ВВ.

Так, например, выключатель масляный баковый типа МКП-110М-1000/630-20, предназначенный для ОРУ 110 кВ (I_{о. ном} = 20 кА), имеет механический ресурс N = 500 циклов ОВ, коммутационный ресурс N_к = 140 (на номинальный ток I_ном = 630 А), на ток отключения (0,6-1) I_{о .ном.} — 10 отключений, на (0,3-0,6) I_{о. ном.} — 14. Такой выключатель имеет большой объем масла, которое является дугогасящей средой и изоляцией токоведущих частей: требуется
8 т масла на три полюса по 8 разрывов в каждом из трех дугогасительных устройств.

Существенные недостатки масляных ВВ связаны с необходимостью использования большого количества масла, необходимостью постоянно следить за состоянием масла, очищать и сушить его, с взрыво- и пожароопасностью. Масло следует подогревать при низких температурах окружающей среды. Например, нагревательное устройство для ВВ бакового типа
МКП-110М-1000/630-20, потребляет около 15 кВт по 5 кВт на каждый бак.

У маломасляных ВВ масло используется только как среда для дугогасительного устройства (корпус камеры ДУ выполнен из изоляционного материала), поэтому используются сравнительно небольшие объемы масла. Для ВВ типа ВМП-110 кВ с пружинным приводом с давлением избыточным азота
0,5-1 МПа и 1,5 МПа, ресурс коммутационный (при отключении 60-100 % I_о.ном = 40 кА) N_к = 7, при отключении 30-60 % I _о.ном — N_к = 15, при номинальных токах — N_к= 500. ВВ на 10 кВ серии ВМПП-10 на 20 кА с пружинным приводом имеет механический ресурс до капитального ремонта 5000 циклов ОВ, масло меняется после 17 отключений токов КЗ до 12 кА, или после 10 отключений — до 20 кА. Однако согласно инструкциям для данных ВВ, предусмотрен «технический осмотр» (один раз в год и после отключения КЗ), а в мероприятиях по данной процедуре предписано следующее: осмотр контактов (при сильной эрозии их замена), очистка обугливающих перегородок, промывка деталей и т. д. [11].

В процессе эксплуатации наблюдается значительный износ контактов, поверхностное обугливание перегородок дугогасительной камеры, увеличение сечения дутьевых каналов и цилиндрического отверстия дугогасительной камеры.

Несмотря на то, что выпуск таких ВВ прекращен, опыт проектирования и эксплуатации масляных и маломасляных ВВ может быть полезен при работе с маслонаполненным высоковольтным оборудованием, а также при применении в ВВ новых жидкостей (например, жидкой шестифтористой серы).

Рассмотрим некоторые конструкции масляных и маломасляных ВВ.

Рис. 5.1. Полюс бакового масляного ВВ

Полюс бакового ВВ типа МКП-110М-1000/630-20 на 110 кВ, 20 кА, номинальный ток 630 А (см. рис. 5.1) состоит из цилиндрического бака 1, маслонаполненных вводов 2, установленных на крышке бака, приводного механизма 3, встроенных трансформаторов тока 4, дугогасительных устройств 6, к которым подсоединены шунтирующие резисторы 7. Приводной механизм сочленен с изоляционной тягой 5, перемещающей контактную систему 8.

Бак заливается трансформаторным маслом. Между поверхностью масла и крышкой бака должен остаться свободный объем (20–30 % объема бака) — «воздушная буферная подушка». Воздушная подушка снижает давление на стенки бака при отключении, исключает выброс масла из бака и предохраняет ВВ от взрыва при отключении предельных токов отключения.

Дугогасительное устройство выключателя МКП-110-М представляет собой камеру с 8-ми разрывами на фазу, с шунтирующим резистором на каждые 4 разрыва.

Рис. 5.2. Маломасляный ВВ типа ВМТ-110

ВВ типа ВМТ-110 (рис. 5.2, б) на 20 кА, номинальный ток 1000 А, состоит из пружинного привода 1 (ППК-2300), ДУ 3 с выводами 4, опорных изоляторов 2 установленных на основании 5. ДУ (рис. 5.2, а) состоит из основания 1, подвижного контакта 2, дугогасительной камеры 3, полого фарфорового изолятора 4, закрытого крышкой 5, токопровода 8 с неподвижным контактом 9. Ток подводится к подвижному контакту через токоведущий фланец в основании 1. Неподвижный контакт выполнен в виде розеточного контакта.

Для обеспечения повышения отключающей способности ДУ предусмотрен объем 6, заполненный сжатым воздухом при давлении 0,5–1,0 МПа. Кроме того, в ДУ имеется автоматический клапан, поддерживающий избыточное давление на требуемом уровне, и указатель уровня масла 7.

Полюсы ВВ снабжены электронагревательными устройствами.

Рис. 5.3. Схема полюса выключателя ВММ 6–10 кВ

Полюс выключателя ВММ 6-10 кВ (рис. 5.3), где a — общий вид, б — разрез полюса: 1 — бачок, 2 — изолятор, 3 — рама, 4 и 15 — изоляционные тяга и цилиндр, 5 — масляный буфер, 6 — болт М10 для заземления, 7 — междуфазные изоляционные перегородки, 8 — главный вал, 9 и 11 — направляющие колодка и стержни, 10 — шарнирный механизм, 12 и 13 — подвижный и неподвижный контакты, 14 — дугогасительная камера, 16 — токосъемные ролики, 17 — колпачок, 18 — упоры, 19 — рычаг, состоит из изоляционного цилиндра 3, на концах которого заармированы металлические фланцы 2 и 4.

Дугогасительные камеры 14 (рис. 5.3, б) имеют два исполнения: поперечного масляного дутья для маломасляных ВВ с номинальным током отключения 20 кА или встречно-поперечного масляного дутья для выключателей с номинальным током отключения 31,5 кА. Дугогасительная камера поперечного масляного дутья (см. рис. 5.4, а, где 1 — кольцо; 2 — дутьевые щели; 3 — вертикальные каналы; 4 — масляные карманы) состоит из пакета изоляционных перегородок, стянутых шпильками.

Дугогасительная камера встречно-поперечного масляного дутья (см. рис. 5.4, б; где 1 — дутьевые щели; 2 — вертикальные каналы; 3 — масляный карман; 4 — конусная втулка) имеет аналогичный пакет изоляционных перегородок (рис. 5.4, а). Нижняя перегородка камеры имеет сменное кольцо (из фибры или фторопласта), которое при сильном обгорании можно заменить, не меняя при этом перегородку. Камеры имеют центральное отверстие для прохода подвижного стержня. В нижней части камеры (рис. 5.4, а) изоляционные перегородки образуют три поперечные, расположенные одна над другой дутьевые щели 2, связанные двумя вертикальными каналами 3 с надкамерным пространством. В верхней части камеры имеются два масляных кармана 4.

Рис. 5.4. Дугогасительные камеры маломасляных ВВ

В нижней части дугогасительной камеры встречно-поперечного масляного дутья (рис. 5.4, б) изоляционные перегородки образуют две встречные дутьевые щели 1, расположенные одна над другой, имеющие общие вертикальные каналы 2 с выходом в надкамерное пространство. В верхней части камеры перегородки образуют масляный карман 3. Встроенная в верхней части камеры изоляционная конусная втулка 4 служит для предотвращения чрезмерного разгона подвижного стержня действием высокого давления, возникающего при отключении токов короткого замыкания.

5.2. ХАРАКТЕРИСТИКИ МАСЕЛ
ПРИМЕНИТЕЛЬНО К ИСПОЛЬЗОВАНИЮ
В ДУГОГАСИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВАХ

Электрическая прочность трансформаторного масла.В масляных и маломасляных ВВ изоляционной и дугогасящей средой является трансформаторное масло. Для трансформаторного масла с высокой степенью очистки (после дегазации и фильтрования) электрическая прочность составляет порядка 100 кВ/мм (амплитудное значение), но такое масло очень чувствительно к различного рода примесям, и добавление даже относительно небольшого количества примесей весьма заметно ухудшает разрядные характеристики масла. Масло поглощает влагу и газы, в результате этого ухудшаются электрические характеристики, и наблюдается значительный разброс измеренных значений пробивного напряжения. Согласно ГОСТ 6581-75 пробивное напряжение масла для ВВ до 15 кВ включительно перед заливкой должно быть 30 кВ (для разрядника со стандартным промежутком между электродами 2,5 мм), а после заливки 25 кВ. Для ВВ с номинальным напряжением 35 кВ и выше, пробивное напряжение масла перед заливкой должно быть 40 кВ, а после заливки 35 кВ. Для испытания масла обычно используется аппарат типа ТУ-158, где в фарфоровый сосуд с разрядником (между этими электродами 2,5 мм) заливают 0,5 л масла. Для данного образца масла следует сделать 5 пробоев; затем определяют среднее арифметическое, которое и принимают за пробивное напряжение данного образца масла. Поэтому периодические высоковольтные испытания масла на электрическую прочность в эксплуатации являются обязательными испытаниями на качество масла.

Рассмотрим основные причины понижения изоляционных и дугогасительных свойств масла в эксплуатации.

Разложение масла под действием дугового разряда. Проводящие частицы(например, частички сажи), которые образуются после дуговых разрядов, вызывают локальное увеличение напряженности электрического поля и могут затягиваться в промежуток между контактами. Они притягиваются к изоляционным поверхностям ВВ и оседают на них, что приводит к образованию на этих поверхностях проводящих мостиков и снижению электрической прочности. Количество выделившегося углерода (сажи) пропорционально энергии отключаемой дуги, и с увеличением числа коммутаций происходит его увеличение.

Газы. Электрическая прочность пузырьков газа ниже, чем масла, и потому появление частичных разрядов в пузырьках способно инициировать общее перекрытие изоляции. Газовые пузыри поднимаются наверх и, дойдя до границы масла, переходят в зону газообразной подушки над поверхностью масла. В процессе дугогашения происходит сильное перемешивание двухфазной среды и дополнительная загазованность масла газопаровой смесью.

Влага. Влага может попадать в масло либо непосредственно из атмосферы, либо в результате конденсации на стенки камер при резких колебаниях температуры. Капли воды в зоны с высокой напряженностью электрического поля, вытягиваясь, могут образовать продольные мостики пониженного сопротивления.

Форма волны приложенного напряжения. Электрическая прочность трансформаторного масла зависит от формы волны приложенного напряжения. В частности, электрическая прочность масла при одноминутном напряжении частоты 50 Гц намного ниже, чем при грозовых импульсах 1/50 мкс.

Влияние гидростатического давления. Электрическая прочность трансформаторного масла возрастает по мере повышения его гидростатического давления, так как при значительном повышении давления находящиеся в масле газовые пузырьки сильно сжаты, а к тому же возрастает и растворимость газа в масле.

Перекрытия по поверхности твердой изоляции в масле. Разрядные градиенты напряжения по поверхности чистого твердого диэлектрика, погруженного в масло, заметно ниже пробивных градиентов чисто масляного промежутка.

К поверхности ВВ погружаемых в масло изоляционных конструкций обычно притягиваются всевозможные загрязняющие примеси и потому разрядные градиенты вдоль поверхности твердого диэлектрика оказываются много ниже, чем у чистого масла. Принято считать, что разрядные градиенты напряжения по поверхности чистого твердого диэлектрика, погруженного в трансформаторное масло, составляют лишь 20% разрядного градиента самого масла.

Чтобы масло не увлажнялось, его не следует заливать в сырую погоду. В холодное время года температура масла должна быть на 5–10 ^оС выше температуры окружающей среды.

5.3. ДИНАМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАСЛЯНЫХ
И МАЛОМАСЛЯНЫХ ДУГОГАСИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

В дугогасительных устройствах (ДУ) в масляных и маломасляных ВВ гашение дуги осуществляется в результате эффективного ее охлаждения в потоке газообразной среды (парогазовой смеси), генерируемой самой электрической дугой отключения за счет испарения и разложения масла.

При оценке термодинамического состояния этой среды исходят из средних значений температуры и усредненного химического состава, где основное внимание уделяется водороду H₂ (47– 66 % от объема), который обладает высокой теплопроводностью (по сравнению с воздухом), но меньшей электрической прочностью. Длина электрической дуги отключения в масляных ДУ превышает межконтактный промежуток в 1,2-2,6 раза, а диаметра дуги в парогазовой смеси относительно условный параметр.

Установлено [12], что средняя по сечению дуги и времени температура при амплитудном значении тока составляет 7 000–10 000 ^оК, а при подходе к нулю тока (за 0,1 мсек) она уменьшается до 5 500 ^оК. Температура центральной части парогазового пузыря равна 2 500 ^оК (средняя температура газопарового пузыря около 2 000 ^оК) [12]. Напряженность электрического поля на стволе дуги 70–100 В/см на этапе «парогазовый пузырь» и 200–300 В/см на этапе «газовое дутье». При больших токах охлаждение ствола происходит, главным образом, за счет конвекции при больших давлениях в парогазовом пузыре.

При относительно малых токах отключения (критические токи) давление и конвекция в зоне гашения снижаются, следовательно, ухудшаются условия гашения дуги, вследствие чего наблюдается увеличение продолжительности горения дуги. Характеристики ДУ различного типа приведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1