Псн 35 кв расшифровка
Опубликовано: 20.09.2024
В сельских электрических установках на это напряжение применяются предохранители типов ПКТ и ПВТ (прежнее название соответственно ПК и ПСН).
Устройство и принцип действия плавких предохранителей типа ПКТ
Предохранители типа ПКТ (с кварцевым песком) изготовляют на напряжения 6 … 35 кВ и номинальные токи 40 . 400 А. Наиболее широкое распространение получили предохранители ПКТ-10 на 10 кВ, устанавливаемые на стороне высшего напряжения сельских трансформаторных подстанций 10/0.38 кВ. Патрон предохранителя (рис. 1) состоит из фарфоровой трубки 3, заполненной кварцевым песком, которая армирована латунными колпачками 2 с крышками 1. Плавкие вставки изготовляют из посеребренной медной проволоки. При номинальном токе до 7.5 А используют несколько параллельных вставок 5, намотанных на ребристый керамический сердечник (рис. 1, а). При больших токах устанавливают несколько спиральных вставок (рис. 1).
Рис. 1. Патроны предохранителей типа ПКТ: а - на номинальные токи до 7.5 А; б - на номинальные токи 10 .… 400 А; 1 - крышка; 2 - латунный колпачок; 3 - фарфоровая трубка; 4 - кварцевый песок; 5 - плавкие вставки; 6 - указатель срабатывания; 7 - пружина
Рис. 2. Предохранитель типа ПКТ: 1- цоколь; 2- опорный изолятор; 3- контакт; 4- патрон; 5- замок
Такая конструкция обеспечивает хорошее гашение дуги, так как вставки имеют значительную длину и малое сечение. Для уменьшения температуры плавления вставки использован металлургический эффект.
Для снижения перенапряжений, которые могут возникать при быстром гашении дуги в узких каналах (щелях) между зернами кварца, применяются плавкие вставки разного сечения по длине. Это обеспечивает искусственное затягивание гашения дуги.
Патрон предохранителя герметизирован - после заполнения трубки кварцевым песком крышки 1, закрывающие отверстия, тщательно запаивают. Поэтому предохранитель ПКТ работает бесшумно.
Срабатывание предохранителя определяется по указателю 6, который нормально удерживается специальной стальной вставкой во втянутом внутрь положении. При этом в сжатом состоянии удерживается также пружина 7. Когда предохранитель срабатывает, вслед за рабочим перегорает стальная вставка, так как по ней начинает проходить весь ток. В результате указатель 6 выбрасывается из трубки освободившейся пружиной 7.
На рис. 2 показан предохранитель типа ПКТ в собранном виде. На цоколе (металлической раме) 1 укреплены два опорных изолятора 2. Патрон 4 предохранителя вставляется латунными колпачками в пружинные держатели (контактное устройство) 3 и зажат замком. Последний предусматривается для того, чтобы удержать патрон в держателях при возникновении электродинамических усилий во время протекания больших токов короткого замыкания. Изготовляют предохранители как для внутренней, так и для наружной установки, а также специальные усиленные предохранители с повышенной предельной мощностью отключения.
Устройство и принцип действия плавких предохранителей типа ПКН
Для защиты измерительных трансформаторов напряжения выпускают предохранители типа ПКН (прежнее название ПКТ). В отличие от рассмотренных предохранителей ПКТ они имеют константановую плавкую вставку, намотанную на керамический сердечник. Такая вставка обладает более высоким удельным сопротивлением. Благодаря этому и малому сечению вставки обеспечивается токоограничивающий эффект.
Предохранители ПКН могут быть установлены в сети с весьма большой мощностью короткого замыкания (1000 МВ×А), а отключаемая мощность усиленных предохранителей ПКНУ вообще не ограничивается. Предохранители ПКН по сравнению с ПКТ имеют меньшие размеры и не снабжены указателем срабатывания (о перегорании плавкой вставки можно судить по показаниям приборов, подключенных со вторичной стороны трансформаторов напряжения).
Устройство и принцип действия выхлопных плавких предохранителей типа ПВТ
Предохранители типа ПВТ (выхлопные, прежнее название - стреляющие типа ПСН) изготовляют на напряжение 10 … 110 кВ. Они предназначены для установки в открытых распредустройствах. В сельских электрических сетях наиболее широко используются предохранители ПВТ-35 для защиты трансформаторов напряжением 35/10 кВ.
Рис. 3. Предохранители типа ПВТ: а, б - общий вид и патрон предохранителя ПВТ (ПСН)-35; в - предохранитель ПВТ (ПС)-35 МУ1; 1 и 1'- контактный нож; 2 - ось; 3 - опорный изолятор; 4 - плавкая вставка; 5 - трубка из газогенерирующего диэлектрика; 6 - гибкая связь; 7 - наконечник; 8 - патрубок
Основной элемент патрона предохранителя – газогенерирующая трубка 5 из винипласта (рис. 1.5). Внутри трубки расположен гибкий проводник 6, соединенный одним концом с плавкой вставкой 4 , помещенной в металлической головке патрона, а вторым – с контактным наконечником 7.
Патрон предохранителя размещается на двух опорных изоляторах 3, укрепленных на цоколе (раме). Головка патрона зажата специальным держателем на верхнем изоляторе. На нижнем изоляторе укреплен контактный нож 1 со спиральной пружиной, которая стремится повернуть нож вокруг оси 2 в положение 1'. Нож 1 сцеплен с контактным наконечником 7 патрона. Используются цинковые плавкие вставки, а также сдвоенные вставки из меди и стали (стальная вставка, расположенная параллельно медной, воспринимает усилие пружины, стремящейся вытащить из патрона гибкий проводник; при коротком замыкании сначала расплавляется медная, затем стальная вставка).
После перегорания плавкой вставки контактный нож освобождается и, поворачиваясь (откидываясь) под действием пружины, тянет за собой гибкий проводник, который затем выбрасывается из патрона.
Под действием дуги, образовавшейся после расплавления вставки, стенки винипластовой трубки интенсивно выделяют газ. Давление в патроне повышается, поток газа создает сильное продольное дутье, гасящее дугу. Процесс выброса раскаленных газов через нижнее отверстие патрона сопровождается звуком, похожим на выстрел. В связи с увеличением длины дуги по мере выброса гибкой связи в процессе отключения перенапряжений не возникает, но эти предохранители не обладают и токоограничивающим эффектом. Как видно из рисунка 1.5, плавкая вставка размещена не в трубке, а в металлическом колпаке, закрывающем один конец. Это исключает газообразование в нормальном режиме, когда плавкая вставка также может нагреваться до высокой температуры.
Промышленность выпускает выхлопной (стреляющий) предохранитель типа ПВТ-35МУ1, приведенный на рис. 5, в. Патрон этого предохранителя, в отличие от рассмотренного выше, имеет металлический патрубок 8, в котором установлен медный клапан, закрывающий поперечное дутьевое отверстие патрубка. При гашении больших токов короткого замыкания, когда интенсивно развивается дуга, давление в патроне быстро возрастает и выбрасывает клапан, в результате чего отверстие патрубка открывается. При гашении дуги с малыми токами отверстие патрубка остается закрытым, обеспечивая повышение давления в патроне.
Управляемые плавкие предохранители типа УПС-35
Для устранения одного из существенных недостатков предохранителей – трудности согласования последовательно установленных аппаратов из-за разброса характеристик – на базе предохранителей ПВТ(ПС)-35МУ1 разработаны управляемые предохранители УПС-35У1, предназначенные для защиты трансформаторов напряжением 35/6 … 10 кВ. Имеются также разработки управляемых предохранителей на напряжение 110 кВ.
Гибкий проводник внутри патрона управляемого предохранителя соединен с плавкой вставкой не жестко, а через контактную систему, которая обеспечивает механический разрыв цепи плавкой вставки под действием привода при срабатывании релейной защиты.
Когда возникает короткое замыкание, релейная защита срабатывает и в результате действия привода контактный нож совместно с гибкой связью перемещается вниз. При этом контактная система, расположенная внутри патрона, размыкается. Остальные процессы – дальнейшее перемещение и выбрасывание гибкого проводника, гашение дуги – осуществляются так же, как и при перегорании плавкой вставки в неуправляемом выхлопном предохранителе. При больших токах короткого замыкания плавкая вставка управляемого предохранителя перегорает раньше, чем сработает релейная защита.
Возможен также вариант управляемого предохранителя без плавкой вставки. При этом исключается дополнительный подогрев предохранителя, можно повысить его номинальный и отключаемый токи.
Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!
Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:
При напряжении выше 3 кВ и частоте 50 Гц применяются высоковольтные предохранители. К ним предъявляется следующее общее требование: длительность плавления вставки должна быть менее 2 ч при токе перегрузки, равном 2Iном, и более 1 ч при токе перегрузки, равном 1,3Iном.
Высоковольтные предохранители часто применяются для защиты трансформаторов напряжения от КЗ. Ток, текущий через предохранитель в номинальном режиме, не превышает доли ампера. В таких предохранителях время плавления вставки равно одной минуте при токе 1,25 - 2,5 А.
В связи с высоким значением восстанавливающегося напряжения процесс гашения дуги усложняется, поэтому изменяются габаритные размеры и конструкция высоковольтных предохранителей. Наибольшее распространение получили предохранители с мелкозернистым наполнителем и стреляющего типа.
Предохранители с мелкозернистым наполнителем. Размер зерен и материал такие же, как и в низковольтных предохранителях. Для эффективного гашения дуги плавкая вставка берется малого диаметра.
Предохранители типа ПК на напряжение 6 – 10 кВ (рис. 13.5) имеют фарфоровый цилиндр 1, армированный по торцам латунными колпаками 2. Наполнитель 7 в виде песка засыпается через отверстия в колпаке, которое после засыпки запаивается крышкой 3. В предохранителях на ток до 7,5 А медная плавкая вставка 5 наматывается на каркас 4. Это позволяет увеличить длину плавкой вставки и эффект токоограничения, а следовательно, повысить отключаемый ток. Однако при перегрузках, меньших 3 Iном, возможно образование токопроводящего канала из материала каркаса и расплавившейся вставки. В результате наступает тепловое разрушение предохранителя. Поэтому предохранители с каркасом следует применять только для защиты от КЗ.
При номинальных токах, превышающих 7,5 А, плавкая вставка выполняется в виде параллельных спиралей (рис. 13.5,б), что позволило увеличить номинальный ток до 100 А при номинальном напряжении 3 кВ. При напряжении 10 кВ номинальный ток предохранителя равен 50 А. При токе 200 А приходится устанавливать четыре параллельных предохранителя. Применение параллельных вставок позволяет изготавливать их из медной или серебряной проволоки малого диаметра и сохранять эффект узкой щели в процессе дугогашения. Для снижения температуры предохранителя при небольших длительных перегрузках плавкие вставки имеют оловянные шарики 6.
Рис. 13.5. Предохранитель типа ПК
Предохранитель имеет указатель срабатывания 9. На указатель 9 действует пружина, которая удерживается во втянутом состоянии специальной плавкой вставкой 8, которая перегорает после перегорания основных вставок 5. При этом указатель освобождается и выбрасывается в положение 9 / с силой, определяемой пружиной. Этот указатель можно использовать для автоматического отключения выключателя нагрузки после отключения КЗ предохранителем.
При КЗ плавкая вставка испаряется по всей длине и в цепь вводится длинная дуга, горящая в узкой щели и имеющая высокое сопротивление. Все это приводит к возникновению больших перенапряжений - до 4,5Uном на контактах предохранителя.
Для ограничения перенапряжений применяются вставки переменного сечения. Вначале сгорает участок меньшего сечения, а затем большего. В результате длина дуги растет медленней.
Предохранители серии ПКТН на напряжение до 35 кВ имеют внутри керамический каркас с тонкой плавкой вставкой. Так как номинальный ток вставок менее 1 А, то их сечение мало и токоограничивающий эффект особенно велик. Плавкая вставка выполняется из константановой проволоки с четырехступенчатым сечением для ограничения перенапряжений. Плавление вставки происходит последовательно по ступеням. Предохранитель обеспечивает защиту высоковольтных шин от повреждений трансформатора напряжения при любой мощности источника питания (ток ограничивается предохранителем).
Стреляющие предохранители. Для работы на открытом воздухе при напряжении 10 и 35 кВ и отключаемом токе до 15 кА применяются так называемые стреляющие предохранители типов ПСН-10 и ПСН-35 (рис. 13.6).
Рис. 13.6. Патрон предохранителя ПСН-35
В корпусе 1 установлены две винипластовые трубки 2 и 3, соединенные стальным патрубком 4. Плавкая вставка 5 присоединяется к токоведущему стержню 6 и гибкому проводнику 7, соединенному с наконечником 8. Патрон, установленный на изоляторах, показан на рис. 13.7. Изоляторы 1 крепятся к стальному цоколю 2. Цепь присоединяется к выводам 3 и 4. Вращающийся контакт 5 действует на наконечник 8 (см. рис. 13.6) и с помощью своей пружины стремится вытащить гибкий проводник 7 из трубки 3. При перегорании плавкой вставки образуется дуга, которая, соприкасаясь со стенками трубки, разлагает их, и образующийся газ поднимает давление в трубке. При вытягивании наконечника из трубки длина дуги увеличивается, давление возрастает. При больших токах мембрана 9 в патрубке 4 разрывается и дуга гасится поперечным дутьем. Если ток невелик, то дуга гасится продольным потоком газа, который вырывается из трубки после выброса гибкого контакта 7 из трубки. Длительность горения падает при увеличении тока. При больших токах дуга гаснет за 0,04 с. При малых токах (800 – 1000 А) время горения возрастает до 0,3 с.
Рис. 13.7. Предохранитель ПСН-35
Процесс отключения сопровождается сильным выбросом пламени, газов и стреляющим звуковым эффектом. Поэтому стреляющие предохранители соседних фаз должны быть на значительном удалении друг от друга.
В процессе гашения дуга сначала имеет небольшую длину, а затем длина ее увеличивается по мере выброса гибкого проводника. Это ограничивает скорость роста сопротивления дугового промежутка и устраняет перенапряжения.
АБ - аккумуляторная батарея
АБП - агрегат бесперебойного питания
АВР - автоматический ввод резерва (резервного питания)
АДСК - агрегат дугогасящий сухого исполнения с плавным конденсаторным регулирование
АИИС УЭ - автоматизированная информационно-измерительная система учета электрической энергии
АИИС КУЭ - автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии
АИИС ТУЭ - автоматизированная информационно-измерительная система технического учета электрической энергии
АИСКГН - автоматизированная информационная система раннего обнаружения гололедообразования
АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного режима
АПВ - автоматическое повторное включение
АПС - автоматическая пожарная сигнализация
АРМ - автоматизированное рабочее место
АРПН - устройства автоматического регулирования напряжения под нагрузкой
АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления
АСК - асинхронизированный компенсатор
АСМД - автоматизированные системы мониторинга и диагностики
АСТУ - автоматизированные системы технологического управления
АСУ - автоматизированная система управления
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами
АСЭМПЧ - асинхронизированный электромеханический преобразователь частоты
БК - батарея конденсаторов
БСК - батарея статических конденсаторов
БПЛА - беспилотные летательные аппараты
ВДТ - вольтодобавочный трансформатор
ВЗГ - вторичные задающие генераторы
ВКС - система видеоконференцсвязи
ВЛ - воздушная линия электропередачи
ВЛЗ - воздушная линия с защищенными проводами
ВЛИ - воздушная линия с самонесущими изолированными проводами
ВН - высшее напряжение
ВОЛС - волоконно-оптическая линия связи
ВПТ - вставка постоянного тока
ВРГ - вакуумно-реакторная группа
ВРУ - вводные распределительные устройства
ВТСП - высокотемпературная сверхпроводимость
ВТСП ТОУ - токоограничивающее устройство на основе высокотемпературной сверхпроводимости
ГИС - геоинформационная система
ГОТВ - газовые огнетушащие вещества
ГТ - грозозащитный трос
ДГР - дугогасящий реактор
ДГУ - дизель-генераторная установка
ДЗО - дочернее и зависимое общество, осуществляющее деятельность по передаче и распределению электрической энергии, акциями которого владеет ПАО «Россети»
ДЦ - диспетчерский центр
ЕНЭС - единая национальная (общероссийская) электрическая сеть
ЕЭС - Единая энергетическая система
ЗРУ - закрытое распределительное устройство
ЗТП - закрытая трансформаторная подстанция
ЗУ - заземляющее устройство
ИБП - источник бесперебойного электропитания
ИИК - измерительно-информационный комплекс точки измерений
ИС - измерительная система (информационно-измерительная система)
ИТС - индекс технического состояния
КА - коммутационный аппарат
КБ - конденсаторная батарея
КВЛ - кабельно-воздушная линия
КЗ - короткое замыкание
КЛ - кабельная линия электропередачи
КРУ - комплектное распределительное устройство
КРУВ - комплектное распределительное устройство с воздушной изоляцией (из смеси азота (N2) и кислорода (O2))
КРУЭ - комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией
КСО - комплектные стационарные распределительные устройства одностороннего обслуживания
КТП - комплектная трансформаторная подстанция
КЭ - качество электрической энергии
ЛВС - локально-вычислительная сеть
ЛНА - локальные нормативные акты ПАО «Россети»
ЛЭП - линия электропередачи
М/Д - система естественного масляного охлаждения/масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла
М/Д/ДЦ - система естественного масляного охлаждения/ масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла/ масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители
МТР - материально-технические ресурсы
МФК - многофункциональные микропроцессорные контроллеры
МЭК - Международная электротехническая комиссия
НИОКР - научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы
НН - низшее напряжение
НПА - нормативно-правовые акты
НТД - Нормативно-техническая документация
НТСП - низкотемпературная сверхпроводимость
НЭ - накопитель энергии
ОЗЗ - однофазное замыкание на землю
ОИК - оперативно-информационный комплекс
ОКГТ - оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос
ОПН - ограничитель перенапряжения нелинейный
ОПО - опасный производственный объект
ОПУ - общеподстанционный пункт управления
ОРД - организационно-распорядительный документ ПАО «Россети»
ОРУ - открытое распределительное устройство
ОРЭМ - оптовый рынок электроэнергии и мощности
ОТУ - оперативно-технологическое управление
ОТУ ЭСК - оперативно-технологическое управление электросетевым комплексом
ОЭС - объединенная энергетическая система
ПА - противоаварийная автоматика
ПБ - промышленная безопасность
ПБВ - переключение ответвлений без возбуждения
ПКЭ - показатели качества электроэнергии
ПП - переходной пункт
ПТК - программно-технический комплекс
ПТЭ - правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
РАС - регистраторы аварийных событий
РАСП - регистрация аварийных событий и процессов
РД - руководящий документ
РДСК - реакторы дугогасящие сухие с конденсаторным регулированием
РЗА - релейная защита и автоматика
РМЗ - разрядник молниезащитный
РП - распределительный пункт
РПН - регулирование напряжения под нагрузкой
РРЛ - радио релейная линия
РСК - распределительная сетевая компания (ДЗО ПАО «Россети»)
РТП - распределительная трансформаторная подстанция
РУ - распределительное устройство
РЩ - релейный щит
РЭС - район электрических сетей
САЦ - ситуационно-аналитический центр
СБП - система бесперебойного питания
СЗ - степень загрязненности атмосферы
СИ - средство измерений
СИП - самонесущий изолированный провод
СКРМ - средства компенсации реактивной мощности
СН - среднее напряжение
СОЕВ - система обеспечения единого времени
СОПТ - система оперативного постоянного тока
СОУЭ - система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре
СПЗ - совмещенное производственное здание
СПЭ - сшитый полиэтилен
СРН - средство регулирования напряжения
ССПИ - система сбора и передачи информации
ССЭСК - сеть связи электросетевого комплекса
ССС - сеть спутниковой связи
СТАТКОМ - статический компенсатор на базе преобразователей напряжения
СТК - статический тиристорный компенсатор
СТО - стандарт организации
СУОТ - система управления охраной труда
СУПА - система управления производственными активами
СУ (ЭСК) - ситуационное управление в электросетевом комплексе
ТАИ - тепловая автоматика и измерения
ТАПВ - трехфазное автоматическое повторное включение
ТН - трансформатор напряжения
ТОиР - техническое обслуживание и ремонт
ТП - трансформаторная подстанция
ТПиР - техническое перевооружение и реконструкция
ТРГ - тиристорно-реакторная группа
ТСН - трансформатор собственных нужд
ТТ - трансформатор тока
ТЭО - технико-экономическое обоснование
ТЭР - топливно-энергетические ресурсы
УБП - устройство бесперебойного питания
УД - узлы доступа
УЗИП - устройство защиты от импульсных перенапряжений
УКВ - ультракороткие волны (радиоволны)
УКРМ - установка компенсации реактивной мощности
УПК - устройство продольной компенсации индуктивного сопротивления ЛЭП
УПНКП - устройство преднамеренной неодновременной коммутации полюсов
УРОВ - устройство резервирования при отказе выключателя
УСО - устройство сопряжения с объектом
УСПД - устройств сбора и передачи данных
УУПК - управляемое устройство продольной компенсации сопротивления ЛЭП
УФК - ультрафиолетовый контроль
УШР - управляемый шунтирующий реактор
ФКУ - фильтрокомпенсирующие устройства
ФСУ - фильтросимметрирующее устройство
ЦП - центр питания (понижающая подстанция) напряжением 35-110 (220)/ 6-20 кВ
ЦСОИ - центр сбора и обработки информации
ЦТН - филиал ПАО «Россети» – Центр технического надзора
ЦУС - центр управления сетями ЧР - частичный разряд
ШР - шунтирующий реактор
ШРОТ - шкаф распределительный оперативного постоянного тока
ЩПТ - щит постоянного тока
ЩСН - щит собственных нужд
ЭМС - электромагнитная совместимость
ЭСК - электросетевой комплекс
sales@energotek.ruСвяжитесь с нами
Для получения детальной информации воспользуйтесь формой обратной связи
или опросным листом
Основные условия расчета. Основные условия расчета максимальных токовых защити токовых отсечек, изложенные в Главе 1, справедливы и для линий 35 и 110 кВ без ответвлений и с ответвлениями. В выражении (1-1), коэффициент самозапуска kсзп определяется по суммарному току самозапуска нагрузки всех трансформаторов, подключенных к защищаемой линии и ко всем следующим (по направлению тока) линиям того же напряжения. Для этого в расчетной схеме все нагрузки, подключаемые к каждому трансформатору, представляются сопротивлениями обобщенной или бытовой нагрузки, приведенными к рабочей максимальной мощности трансформатора. Высоковольтные двигатели учитываются отдельно.
В условии согласования чувствительности защит число n может обозначать также количество параллельно работающих трансформаторов 35 (110) кВ, подключенных к рассматриваемой линии. Наибольшую трудность представляет согласование по току и времени токовых защит линии 35 кВ и предохранителей трансформаторов ответвлений подобно тому, как это имеет место на ВЛ 6 и 10 кВ. Имеются особенности в согласовании по чувствительности максимальных токовых защит линий с предыдущими максимальными токовыми защитами трансформаторов, имеющими пуск по напряжению (пример 3).
Условия (1-11) и (1-12) выбора селективных и неселективных токовых отсечек также сохраняются. Отсечки с выдержкой времени 0,4-1 С широко применяются на линиях 35 кВ. В ряде случаев они позволяют существенно уменьшить время срабатывания и линейных защиту и защит трансформаторов 110, 220 кВ, питающих линии 35 кВ.
Пример 1. Выбираются уставки трехступенчатой токовой защиты 5 одиночной ВЛ 35 кВ JI1 (рис. 3-1). Защита выполнена на аналоговых реле.
Решение. Рассчитываются токи трехфазного КЗ в точках К1-К9. Точки К2 и КЗ расположены на серединах линий Л1 и Л2, соответственно. Для упрощения расчетов сопротивление питающей системы принято неизменным. Все токи приведены к напряжению 35 кВ.
Рассчитывается селективная отсечка без выдержки времени (3-1) по следующим условиям.
а) По условию (1-11) отстройки от трехфазного короткого замыкания в точке КЗ, т.е. в месте ответвления Б к трансформатору, защищенному плавкими
предохранителями, например типа ПСН-35, Ic.о.5-1 >= kн * I (3) к3 =1,2*1020 = 1220 А, где kн = 1,2-1,3 при выполнении отсечки с реле типа РТ-40.
б) По условию отстройка от бросков тока намагничивания всех трансформаторов 35 кВ, питающихся по линии Л1
Определяется коэффициент чувствительности токовой отсечки при КЗ в месте ее установки в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме: при трехфазном КЗ kч= 1 500/1 220 = 1,23 > 1,2, при двухфазном КЗ kч=1,06. Наряду с этим определяется зона действия отсечки (рис. 3-1,6), которая составляет около 35 % длины линии при трехфазных КЗ. Отсечка является достаточно эффективной.
Проверяется возможность выполнения неселективной отсечки без выдержки времени, отстроенной от КЗ в конце защищаемой линии Л1, ток срабатывания которой по условию (1-11)
Убеждаемся, что при этом отсечка надежно отстроена от бросков тока намагничивания трансформаторов и от тока КЗ за трансформатором подстанции Б на ответвлении. Проверяется возможность успешного АПВ линии при КЗ в трансформаторе подстанции Б, для чего определяется время плавления (tпл) плавкой вставки с
Iвс.ном =75 А предохранителя типа ПСН-35 при расчетном токе, равном Iс.о/(1,3-1,4)=800 А. По типовым характеристикам ПСН-35 tпл= 0,04 с. Общее время отключения линии при действии отсечки не менее 0,1 с, следовательно, при необходимости неселективная отсечки может быть использована в сочетании с АПВ линии. Зона действия неселективной отсечки охватывает 55% длины линии.
Рассчитывается ток срабатывания отсечки 5-2 с выдержкой времени 0,5 с по условию согласования чувствительности с мгновенными защитами 2 и 5, а также с предохранителями 4 предыдущих элементов.
а) При согласовании чувствительности с отсечкой 3 трансформатора учитывается ток нагрузки неповрежденных элементов (двух трансформаторов подстанций Б и Г по
Если трансформатор оборудован дифференциальной защитой, то ток срабатывания отсечки с tc.o = 0,5 С выбирается по условию отстройки от КЗ за трансформатором.
б) Отсечка 2 на линии ./72 выполнена на индукционном реле типа РТ-85 и имеет ток срабатывания, выбранный по условию отстройки от КЗ за трансформатором подстанции Г (точка 767): Ic.o2>= kнIк7 = 1,6 • 190 = 305 А. По условию согласования с этой отсечкой, так же с учетом нагрузки, как и в п. «а», ток срабатывания отсечки Л1
в) Плавкая вставка с Iвс.ном = 75 А предохранителя 4 типа ПСН-35 при токе Iрасч = 490 А/1,3 обеспечивает отключение КЗ в трансформаторе подстанции Б через t = tпл +tгор = 0,2 + 0,15 = 0,35 с.
Для создания необходимой ступени селективности следует либо увеличить время срабатывания отсечки 5-2 до t >= 0,9 с, либо увеличить ее ток срабатывания. Принимается tc.o 5-2 = 0,9 с при Ic.o 5-2= 490 А (рис. 3-2). Коэффициент чувствительности, определенный при двухфазном КЗ в конце линии Л1 более 1,5.
Рассчитывается максимальная токовая защита 5-3. Для выбора тока срабатывания по условию (1-1) необходимо определить значение коэффициента kсзп. Если среди потребителей питаемых подстанций нет промышленных предприятий и крупных механизированных ферм, птицефабрик и т. д., то можно, по аналогии с расчетом
защиты линий 6 и 10 кВ в сельскохозяйственных районах считать kсзп =1,2-1,3. В иных случаях коэффициент kсзп вычисляется приближенным методом. В данном Примере kсзп= 1,8, Iраб. макс= ∑ Iном.тр.= 59,5 А И по условию (1-1) Ic.o 5-3= 146 А.
По согласованию чувствительности Ic.з 5-3 >= kн.с(Ic.з 2 + ∑Iраб.максБ.В) = (1,3-1,4)( 100+ 43) = 185 - 200 А, где kн.с= 1,3 - 1,4.
Время срабатывания защиты 5-3 должно быть выбрано на ступень Δ t большим, чем время срабатывания предыдущей защиты 2, соответствующее току срабатывания защиты 5-3. Характеристика t = f(I) защиты 2 при этом должна быть сдвинута вправо на величину тока ∑Iраб.максБ.В (кривая 2' на рис. 3-2). Очевидно, что при выбранном выше Ic.з 5-3 = 200 А пришлось бы принять tc.з 5-3 >= 3,6 с, что недопустимо, поскольку Ic.з 6 = 2,7 с. Поэтому выбираются Ic.з 5-3 = 300 А и tc.з 5-3 = 2,2 с, для которых обеспечивается ступень селективности Δ t с предыдущей защитой 2 с учетом тока нагрузки неповрежденных предыдущих элементов (подстанций Б и В). При выбранном Iс.з коэффициент чувствительности защиты 5-3 в основной зоне (точке К4) равен 2,5, а в зоне резервирования (К6) - 2, что соответствует требованиям «Правил» [1]. За трансформаторами КЗ не резервируются, что допускается [1].
Сравнивая уставки второй и третьей ступеней максимальной защиты линии JI1, можно отметить, что эти ступени дополняют друг друга: отсечка 5-2 ускоряет отключения КЗ на линии, а максимальная защита 5-3, имея меньший ток Iс.з, выполняет функции резервной защиты. Защиту б (рис. 3-2) можно выбрать с tс.з6 = 1,4 с (вместо 2,7 с), если согласовать ее по току со второй ступенью защиты 5 (490 А).
Производится расчетная проверка трансформаторов тока защиты 5 в объеме§ 1-5.
а) Проверка на 10 % - ную погрешность до дешунтирования ЭО. Определяется кратность k10 при токе срабатывания той ступени, которая надежно защищает всю линию: k10 = 1,1 • 490/150 = 3,6. По кривой предельных кратностей для трансформаторов тока типа ТВД-35 МКП при nT = 150/5 определяется значение zн.доп =1,2 Ом. Для двух последовательно включенных обмоток zн.доп = 2,4 Ом. Фактическая расчетная нагрузка трансформаторов тока для двухфазной схемы защиты (неполная звезда) zн.расч = 2rпр + zр.ф + zp.o6p + rпер = 2 • 0,29 + 0,215 + 0,005 + 0,1= 0,9 Ом. Сопротивление реле, включенных в фазный провод, складывается из сопротивлений промежуточного реле РП-341, токового реле времени РВМ-12 (0,1 Ом каждое) и трех токовых реле РТ-40 (для запаса принимается утроенное сопротивление реле третьей
ступени 3*0,510 2 =0,015 Ом, где 0,5 В-А - потребляемая мощность реле. Таким образом, zр.ф = 0,215 Ом. Сопротивление одного токового реле, включенного в обратный провод, zр.обр = 0,005 Ом. Сопротивление алюминиевых проводов при длине 40 м и сечении 4 мм 2 равно 0,29 Ом. Поскольку расчетная нагрузка оказалась меньше допустимой, полная погрешность ε трансформаторов тока до дешунтирования ЭО не превышает 10 %.
б) Для проверки чувствительности ЭО определяется действительная погрешность трансформаторов тока в режиме после дешунтирования ЭО. При токе надежного срабатывания ЭО предельная кратность k10= 1,8 *5*30/150 = 1,8. По той же кривой предельных кратностей определяется zн..доп = 1,7 Ом, а для двух обмоток zн..доп=3,4 Ом. Фактическая расчетная нагрузка после дешунтирования возрастает на z эо=0,85*8/5 2 = 1,85 Ом, где S = 58 В-А - потребляемая мощность ЭО (реле РТМ), 5 А - ток срабатывания ЭО (РТМ), 0,8 - коэффициент, учитывающий, что расцепление механизма привода выключателя при срабатывании реле РТМ происходит раньше, чем сердечник реле поднимется до упора и сопротивление реле станет равным 58/5 2 = 2,3 Ом (при верхнем положении сердечника). После дешунтирования ЭО zн.расч = 0,9 + 1,85 = 2,75 Ом, что меньше допустимого (3,4 Ом) и, следовательно, ε и f меньше 10 %; kч.эо = 0,865 *900/5 *30 = 5 >1,8 при КЗ в конце защищаемой линии Л1, 4 - при КЗ в конце резервируемой линии Л2, но меньше 1 при двухфазных КЗ за трансформаторами подстанций Б, В, Г со стандартными схемами соединения обмоток 
(по табл. 2-4 kу = 2). В целом максимальная токовая защита 5 не резервирует КЗ за указанными трансформаторами, что вынужденно допускается [1].
Расчетная проверка надежной работы контактов реле РТ-40 при КЗ в начале линии показали, что реле всех ступеней защиты 5 будут работать надежно.
Пример 2. В этом примере без подробного расчета показываются возможности использования токовых отсечек без выдержки и с выдержкой времени для общего снижения уставок по току и по времени защит в сети 35 кВ (рис. 3-3, а). При небольших уставках по току целесообразно использовать максимальные защиты с зависимой характеристикой на реле РТ-85, которые значительно проще выполняются, чем защиты с независимой характеристикой, на переменном оперативном токе и, кроме того, более удачно сочетаются с плавкими предохранителями трансформаторов 35 кВ.
На карте селективности (рис. 3-3, 6) построена расчетная характеристика плавкой вставки с Iвс.ном = 50 А предохранителя ПСН-35 (сдвинутая вправо на 20 % по отношению к заводской защитной характеристике). Ступень селективности между характеристиками 7 и 2 обеспечивается при всех практически возможных токах КЗ на стороне 35 кВ трансформатора. Однако при малых токах КЗ, в случаях повреждения внутри трансформатора иногда может иметь место неселективная работа защиты линии 35 кВ. Селективность действия защит 2, 3, 4 обеспечивается при всех возможных значениях токов КЗ (рис. 3-3, б). При согласовании уставок защит 3 и 2, а также 4 и 3 учтены токи нагрузки неповрежденных элементов соответствующих подстанций, как и в предыдущем примере.
Трансформаторы 10/0,4 кВ в сельских и городских распределительных электрических сетях мощностью до 0,63 MB-А включительно, как правило, защищаются плавкими предохранителями на стороне 10 кВ и весьма часто также плавкими предохранителями на стороне 0,4 кВ.
Возможно и такое сочетание, как предохранители на стороне 10 кВ и автоматические выключатели на стороне 0,4 кВ (§ 5). На стороне ВН трансформаторов закрытых подстанций (ЗТП) плавкие предохранители применяются в сочетании с выключателями нагрузки (ВНП) — разъединителями с автоматическим приводом, которые отключаются при срабатывании плавкого предохранителя хотя бы на одной из фаз.
Плавким предохранителем называется коммутационный аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи посредством расплавления специальных токоведущих частей (плавких вставок) под воздействием тока, превышающего определенное значение, с последующим гашением возникающей электрической дуги.
Принцип действия и виды плавких предохранителей
Плавкий предохранитель как защитный аппарат применяется в электрических сетях уже более 100 лет. В основе его работы лежит известный закон Джоуля — Ленца (1841 г.), согласно которому прохождение электрического тока по проводнику сопровождается выделением теплоты Q (в джоулях):
закон Джоуля — Ленца
Плавкая вставка предохранителя является участком защищаемой электрической цепи, имеющим меньшее сечение и большее сопротивление R, чем остальные элементы этой цепи. Поэтому при прохождении по цепи тока КЗ плавкая вставка нагревается сильнее других элементов защищаемой цепи, раньше расплавляется и тем самым спасает электрическую установку от перегрева и разрушения. Но для прекращения прохождения тока КЗ, т. е. отключения электрической установки от питающей электросети, недостаточно расплавления вставки, необходимо еще погасить возникшую в этом месте электрическую дугу. Быстрое гашение дуги является важнейшей задачей плавкого предохранителя. По способу гашения электрической дуги плавкие предохранители, применяемые для защиты трансформаторов, делятся на две основные группы:
- предохранители с трубками из газогенерирующего материала (фибры или винипласта), который обильно выделяет газы при высокой температуре горения электрической дуги; возникающие в этот момент высокое давление (в предохранителях типа ПР напряжением до 1000 В) или продольное дутье (в предохранителях ПСН напряжением выше 1000 В) обеспечивают быстрое гашение электрической дуги;
- предохранители с наполнителем (кварцевым песком), в которых электрическая дуга гасится в канале малого диаметра, образованном телом испарившейся плавкой вставки, между крупинками (гранулами) кварцевого песка; такие предохранители обычно называют кварцевыми.
На стороне 10 кВ трансформаторов устанавливаются главным образом кварцевые предохранители типа ПК, на стороне 0,4 кВ — также преимущественно кварцевые типа ПН-2, Кварцевые предохранители имеют несколько важных положительных свойств: они обладают токоогранпчивающсй способностью (благодаря очень быстрому гашению электрической дуги ток КЗ не успевает достичь своего максимального амплитудного значения); плавкие вставки защищены от воздействия внешней среды кварцевым песком и герметично закрытой фарфоровой трубкой, благодаря чему они длительное время не стареют и не требуют замены; конструктивное исполнение предохранителей ПК и ПН-2 предусматривает сигнализацию срабатывания, причем контакты сигнального устройства могут давать команду на отключение трехфазного выключателя нагрузки, что предотвращает возможность неполнофазного режима работы трансформатора.
При использовании кварцевых предохранителей заводского изготовления с правильно выбранными параметрами, как правило, можно обеспечить селективность между предохранителями на сторонах ВН и НН трансформатора или, по крайней мере, между предохранителями на стороне ВН трансформатора и защитными аппаратами на отходящих линиях НН, т. е. не допускать отключения трансформатора от питающей сети при КЗ на шинах НН или на любой из отходящих линий НН.
Выбор номинального тока плавкой вставки предохранителя
Высоковольтный предохранитель защищает обмотку высокого напряжения силового трансформатора не только от коротких замыканий, но и от перегрузки, поэтому при выборе плавкой вставки необходимо учитывать и номинальный рабочий ток.
При выборе номинального тока плавкой вставки нужно учитывать несколько факторов.
- Во-первых, силовой трансформатор в процессе работы может подвергаться кратковременным перегрузкам.
- Во-вторых, при включении трансформатора возникают броски тока намагничивания, которые превышают номинальный ток первичной обмотки.
Также нужно обеспечить селективность работы с защитой, установленной на стороне низкого напряжения (НН) и на отходящих линиях потребителей. То есть в первую очередь должны срабатывать автоматические выключатели (предохранители) на стороне низкого напряжения отходящих линий, которые идут непосредственно на нагрузку к потребителям.
Если эта защита по той или иной причине не срабатывает, то должен сработать автомат (предохранитель) ввода стороны НН силового трансформатора. Предохранители на стороне ВН в данном случае — это резервирующая защита, которая должна срабатывать в случае перегрузки обмотки низкого напряжения и отказе защит со стороны НН.
Исходя из вышеперечисленных требований, плавкая вставка выбирается по двухкратному номинальному току обмотки высокого напряжения.
Таким образом, высоковольтные предохранители, установленные на стороне ВН, защищают от повреждений участок электрической цепи до ввода трансформатора, а также от внутренних повреждений самого силового трансформатора. А предохранители (автоматические выключатели) со стороны НН силового трансформатора защищают сам трансформатор от перегрузок выше допустимого предела, а также от коротких замыканий в сети низкого напряжения.
Номинальный ток обмоток силового трансформатора указывается в его паспортных данных.
Выбор предохранителей для защиты силовых трансформаторов
Основные условия выбора плавких предохранителей силовых трансформаторов является следующие параметры.
Номинальное напряжение предохранителей и их плавких вставок должно быть равно номинальному напряжению сети:
Плавкие предохранители в СССР выпускались на номинальные напряжения, соответствующие ГОСТ 721—77, в том числе на 6; 10; 20; 35; 110 кВ. Номинальное напряжение указывается в наименовании предохранителя, например ПК-6, ПК-10, ПСН-10, ПСН-35 и т. п.
Установка предохранителя, предназначенного для сети более низкого напряжения, т. е. создание условия Uном пр Выбор плавких предохранителей 10 кВ для защиты трансформаторов
- По номинальному напряжению: т. е. номинальное напряжение предохранителя Уном.пр должно соответствовать номинальному напряжению сети: Uном = Uном.с
- По номинальному току отключения: Iо.ном >= Iк.макс т. е. номинальный ток отключения предохранителя по его паспортным данным должен быть больше или равен максимальному значению тока к. з. в месте установки предохранителя. При расчетах токов к. з. следует учитывать подпитку места к. з. электродвигателями.
- По номинальному току. Номинальный ток предохранителя равен номинальному току заменяемого элемента. Заменяемым, элементом предохранителя с мелкозернистым наполнителем, например типа ПК, считается патрон (один или несколько) с кварцевым песком, плавким.1 элементом, указателем срабатывания или ударным устройством, собранный в заводских условиях.
Номинальный ток предохранителей, защищающих силовые трансформаторы на сторонах 10 и 0,4 кВ, выбирается по таблице
Рекомендуемые значения номинальных токов плавких вставок 1ном вс предохранителей для трехфазных силовых трансформаторов
6/0,4 и 10/0,4 кВ
| Номинальный ток, А | ||||||
| Мощность трансформатора, кВ* А | трансформатора на стороне | плавкой вставки на стороне | ||||
| 0,4 кВ | 6 кВ | 10 кВ | 0,4 кВ | 6 кВ | 10 кВ | |
| 25 | 36 | 2,40 | 1,44 | 40 | 8 | 5 |
| 40 | 58 | 3,83 | 2,30 | 60 | 10 | 8 |
| 63 | 91 | 6,05 | 3,64 | 100 | 16 | 10 |
| 100 | 145 | 9,60 | 5,80 | 150 | 20 | 16 |
| 160 | 231 | 15,4 | 9,25 | 250 | 32 | 20 |
| 250 | 360 | 24,0 | 14,40 | 400 | 50 | 40 |
| 400 | 580 | 38,3 | 23,10 | 600 | 80 | 50 |
| 630 | 910 | 60,5 | 36,4 | 1000 | 160 | 80 |
Примечание Предполагается, что на стороне 0,4 кВ применены предохранители типа ПН-2, на стороне 6 кВ—типа ПК-6, на стороне 10 кВ—типа ПК-10.
Предохранители для защиты трансформатора напряжения по стороне ВН
Трансформаторы напряжения 110 кВ и выше защищают только по стороне низкого напряжения автоматами или предохранителями. Для трансформаторов напряжения 6, 10 и 35 кВ расчет тока для плавкой вставки не производится.
Предохранитель для защиты трансформатора напряжения по стороне ВН выбирается только по классу напряжения. Для каждого класса напряжения выпускают специальные предохранители типа ПКН (ПН) – 6, 10, 35 (в зависимости от класса напряжения), они применяются исключительно для защиты трансформаторов напряжения.
Недостатки защиты трансформаторов на предохранителях
Защита предохранителями конструктивно осуществляется наиболее просто, но имеет недостатки — нестабильность параметров защиты, что может привести к недопустимому увеличению времени срабатывания защиты при некоторых видах внутренних повреждений силовых трансформаторов. При защите предохранителями возникают сложности согласования защит смежных участков сети.
Видео: Защита трансформаторов ( 1 семестр). Официальный канал ОмГТУ
Читайте также: