Producenci Średnionapięciowych Wewnętrznych Wyłączników Próżniowych

Znajomość branży

Degradacja przerywacza próżni: jak ocenić pozostały okres użytkowania bez wymiany

Przerywacz próżniowy jest podstawowym elementem funkcjonalnym każdego urządzenia Wyłącznik próżniowy średniego napięcia , a jego integralność jest najważniejszym wyznacznikiem ciągłego bezpieczeństwa pracy wyłącznika. W przeciwieństwie do kruszarek olejowych lub SF₆, w których można pobierać próbki medium przerywającego i testować je chemicznie, integralności próżni nie można ocenić za pomocą konwencjonalnej analizy chemicznej — należy zweryfikować samą próżnię. Standardową metodą terenową jest test wytrzymywania wysokiego potencjału (wysokiego napięcia), podczas którego do otwartych styków przerywacza przykładane jest określone napięcie prądu przemiennego lub stałego. Podciśnienie, które spadło poniżej około 10⁻² Pa, będzie wykazywać częściowe wyładowanie lub pełne przebicie przy napięciach znacznie niższych od znamionowego poziomu wytrzymywanego, co wskazuje, że konieczna jest wymiana przed ponownym uruchomieniem wyłącznika.

Erozja kontaktowa jest drugim mechanizmem ograniczającym życie. Każde przerwanie powoduje odparowanie niewielkiej ilości materiału stykowego — zazwyczaj stopu miedzi i chromu — z powierzchni stykowych. Skumulowaną głębokość erozji można zmierzyć, sprawdzając skok styku względem oryginalnej specyfikacji. Większość producentów zaznacza wskaźnik zużycia na mechanizmie operacyjnym; gdy wskaźnik osiągnie próg wymiany, przerywacz należy wymienić niezależnie od integralności próżni. W firmie Zhejiang Mingtuo Electrical Technology Co., Ltd. nasze wyłączniki próżniowe średniego napięcia zostały zaprojektowane z łatwo dostępnymi wskaźnikami zużycia i ustandaryzowanymi punktami testowymi wysokiego napięcia, dzięki czemu rutynowa ocena usług jest prosta dla zespołów konserwacyjnych nieposiadających specjalistycznego sprzętu poza zestawem testowym wysokiego napięcia.

Rzadziej omawianą ścieżką degradacji jest emisja promieniowania rentgenowskiego ze starych komór próżniowych. Przy napięciach powyżej około 20 kV bombardowanie elektronami powierzchni stykowych w próżni może wygenerować miękkie promieniowanie rentgenowskie, które przenika przez powłokę ceramiczną. Chociaż poziomy promieniowania są na ogół niskie, norma IEC 62271-100 potwierdza to zjawisko, a personel konserwacyjny przeprowadzający testy wysokiego napięcia wewnętrznych wyłączników próżniowych przy napięciu 24 kV i wyższym powinien zachować odległość od przerywacza podczas podawania napięcia. Z tego powodu procedury testowe producentów dla klas wyższych napięć określają minimalne bezpieczne odległości.

Rodzaje mechanizmów operacyjnych i ich wpływ na niezawodność przełączania w Wewnętrzne wyłączniki próżniowe

Mechanizm operacyjny wyłącznika próżniowego do wnętrz jest odpowiedzialny za zamykanie i otwieranie styków z określoną prędkością – jest to wymóg bardziej wymagający, niż się wydaje. Zbyt niska prędkość zamykania styków powoduje odbicie styków, co może spowodować ponowne zapalenie łuku i spowodować wielokrotne ponowne zajarzanie podczas przerwania spowodowanego zwarciem. Zbyt duża prędkość zamykania generuje nadmierną siłę uderzenia, przyspieszając zużycie styków i potencjalnie uszkadzając ceramiczną powłokę przerywacza. Podobnie prędkość otwierania wpływa na szybkość wzrostu przerwy stykowej podczas wygaszania łuku: jest zbyt wolna, a powrót dielektryczny szczeliny jest wyprzedzany przez napięcie powrotu; zbyt szybko, a wstrząs mechaniczny przenoszony na konstrukcję rozdzielnicy wzrasta.

W wyłącznikach próżniowych średniego napięcia powszechnie stosowane są trzy typy mechanizmów, z których każdy ma inną charakterystykę konserwacji i niezawodności:

Siłownik z magnesem trwałym zyskał w ostatnich latach znaczny udział w rynku wewnętrznych wyłączników próżniowych w zastosowaniach wymagających dużej częstotliwości pracy – takich jak przełączanie baterii kondensatorów lub obwody zasilania pieca łukowego – ponieważ niemal wyeliminowanie mechanicznych elementów ulegających zużyciu przekłada się bezpośrednio na dłuższe okresy międzyobsługowe i wyższą długoterminową niezawodność. Kompromis polega na tym, że stan baterii kondensatorów sam w sobie staje się krytycznym elementem konserwacji, wymagającym okresowych pomiarów pojemności i ESR w celu sprawdzenia, czy zgromadzona energia jest wystarczająca do niezawodnego działania.

Napięcie przywracania stanu przejściowego i dlaczego określa trudność przerwania w wyłącznikach próżniowych średniego napięcia

Przejściowe napięcie odzyskiwania (TRV) to napięcie, które pojawia się na stykach otwierających wyłącznika próżniowego średniego napięcia bezpośrednio po zerowym prądzie, w krótkim czasie, gdy łuk wygasł, ale przerwa stykowa wciąż odbudowuje swoją wytrzymałość dielektryczną. Jeżeli TRV rośnie szybciej niż stopień odzysku dielektrycznego przerwy, następuje ponowny zapłon i łuk zostaje ponownie zajarany. Wartość szczytowa i szybkość narastania TRV (RRRV, mierzona w kV/µs) są zatem kluczowymi parametrami określającymi, jak trudno jest przerwać dany stan zwarciowy – a nie tylko wielkość prądu zwarciowego.

Kilka warunków sieciowych powoduje, że charakterystyki TRV są szczególnie surowe w przypadku komór próżniowych. Zwarcia krótkiej linii — zwarcia występujące kilkaset metrów od rozdzielnicy na linii napowietrznej — powodują bardzo stromy początkowy wzrost wartości TRV w wyniku zachowania się fali bieżącej linii, który może przekroczyć wytrzymałość wyłącznika o znamionowej wartości znamionowej dla zwarć na zaciskach przy tym samym poziomie prądu. IEC 62271-100 definiuje specyficzne obowiązki testowe TRV (T10, T30, T60, T100) odpowiadające różnym procentom znamionowego prądu zwarciowego, ponieważ kształt fali TRV zmienia się wraz z poziomem prądu zwarciowego. Wbrew intuicji, przerwanie przy 10–30% znamionowego prądu zwarciowego (obowiązki T10/T30) jest często trudniejsze niż przerwanie pełnego prądu znamionowego, ponieważ niższe prądy powodują powstanie mniejszego łuku, który gaśnie wcześniej w cyklu, w punkcie, w którym szybkość zmian napięcia zasilania – a tym samym początkowe nachylenie TRV – jest najbardziej stroma.

Przerywacze próżniowe są szczególnie podatne na powiązane zjawisko zwane przerywaniem prądu, w którym łuk gaśnie przed naturalnym zerem prądu z powodu niestabilności przy niskich poziomach prądu. Nagłe przerwanie prądu w obwodzie indukcyjnym generuje skok napięcia, którego wielkość jest proporcjonalna do poziomu prądu przerywającego pomnożonego przez pierwiastek kwadratowy stosunku indukcyjności do pojemności obwodu. W przypadku zastosowań związanych z przełączaniem transformatorów i silników przepięcia prądu mogą osiągnąć 3–5 razy więcej niż napięcie systemu, jeśli w obwodzie nie ma odpowiedniego tłumienia przepięć. Nowoczesne materiały stykowe miedź-chrom obniżyły poziom prądu przerywającego z 10–15 A typowego dla wcześniejszych styków wolframowych do 2–5 A, znacznie ograniczając przepięcia przerywające, ale problem pozostaje istotny w przypadku obwodów o wysokim stosunku indukcyjności do pojemności.

Układy szyn rozdzielczych i ich wpływ na specyfikację wyłącznika próżniowego w pomieszczeniach zamkniętych

Układ szyn w instalacji rozdzielnicy średniego napięcia zasadniczo określa, jakie role operacyjne muszą spełniać znajdujące się w niej wewnętrzne wyłączniki próżniowe, a zatem jakie właściwości użytkowe muszą być traktowane priorytetowo w specyfikacji. Prosty układ pojedynczych szyn zbiorczych, najpowszechniejsza konfiguracja w przemysłowych podstacjach dystrybucyjnych, stawia każdy wyłącznik w roli albo elementu dopływowego (łączącego transformator z szyną), albo pola zasilającego (łączącego szynę z obwodami obciążenia). W tym układzie selektywność między wyłącznikami stanowi wyzwanie dla centralnej koordynacji zabezpieczeń, a kluczowymi parametrami specyfikacji są znamionowy prąd wyłączalny zwarciowy oraz zależność selektywności pomiędzy przekaźnikami zabezpieczającymi dopływ i linię zasilającą.

Układy podwójnych szyn zbiorczych, powszechne w podstacjach użyteczności publicznej i dużych podstacjach przemysłowych wymagających dużej ciągłości zasilania, wprowadzają wyłączniki sprzęgowe i wyłączniki sekcji szynowych, których obowiązki przełączania zasadniczo różnią się od wyłączników zasilających. Do zamknięcia autobusu pod napięciem i potencjalnie uszkodzonego może być wymagany wyłącznik sprzęgu szynowego – jest to wymagające zadanie zamykania, które wymaga, aby wyłącznik wytrzymywał szczytowy prąd załączania. Istotnym parametrem jest tu znamionowa zdolność załączania zwarcia (Icm), wyrażona jako wartość szczytowa równa asymetrycznemu prądowi zwarciowemu w chwili zetknięcia styku, zazwyczaj 2,5 x znamionowy symetryczny prąd wyłączalny przy 50 Hz. To rozróżnienie ma znaczenie, ponieważ wyłącznik odpowiednio dobrany do obciążenia wyłączającego może nie spełniać wymagań dotyczących obciążenia załączającego, jeśli te dwie wartości nie zostaną wyraźnie sprawdzone podczas specyfikacji.

Układ H i konfiguracje pierścienia głównego wprowadzają dodatkową złożoność: wyłączniki muszą być zdolne do bezpiecznej pracy w dowolnym stanie sieci, włączając częściowe zamknięcie pierścienia i rekonfigurację pierścienia otwartego pod obciążeniem. Znamionowy prąd normalny IEC 62271-100 i znamionowy krótkotrwały prąd wytrzymywany (Icw) stają się krytyczne w tych konfiguracjach, ponieważ wyłączniki sprzęgłowe mogą przewodzić prąd pełnego obciążenia w sposób ciągły przez dłuższy czas, a jednocześnie muszą wytrzymywać prądy zwarciowe bez wyzwalania podczas usuwania zwarcia za urządzeniem w innych strefach ochronnych. Projektujemy nasze wewnętrzne wyłączniki próżniowe w firmie Zhejiang Mingtuo z znamionowym krótkotrwałym prądem wytrzymywanym, w pełni zweryfikowanym na podstawie dokumentacji testu typu, co umożliwia pewne zastosowanie w złożonych konfiguracjach magistrali, gdzie parametr ten bezpośrednio wpływa na niezawodność systemu.

Koordynacja izolacji wewnętrznych wyłączników próżniowych: wybór pomiędzy izolacją powietrzną, stałą i gazową

W przypadku wewnętrznych wyłączników próżniowych przerywacz próżniowy obsługuje wygasanie łuku, ale izolacja międzyfazowa i międzyfazowa części pod napięciem na zewnątrz wyłącznika to osobna dziedzina projektowa, która znacząco wpływa na rozmiar fizyczny rozdzielnicy, tolerancję środowiskową i wymagania dotyczące długoterminowej konserwacji. Na rynku wnętrz średniego napięcia konkurują trzy technologie izolacyjne, a wybór między nimi ma praktyczne konsekwencje wykraczające poza początkowy koszt zakupu.

Izolacja powietrzna (AIS)

W rozdzielnicach z izolacją powietrzną jako główny środek izolacyjny wykorzystuje się drogę upływu wzdłuż stałych powierzchni izolacyjnych oraz prześwit przez otwarte powietrze. Podejście to jest dobrze zrozumiałe, nie wymaga specjalnego postępowania z mediami izolacyjnymi i umożliwia wizualną kontrolę części pod napięciem. Jego wadą jest rozmiar: utrzymanie odpowiedniego odstępu przy 12 kV wymaga około 125 mm odstępu między fazą a ziemią, a przy 24 kV wzrasta do 270 mm, co sprawia, że ​​panele izolowane powietrzem są fizycznie duże. Zanieczyszczenia — pył, kondensacja, osady soli — na powierzchniach izolatora zmniejszają efektywną drogę pełzania i mogą prowadzić do rozgorzenia w zanieczyszczonym środowisku. Dlatego też rozdzielnice wewnętrzne z izolacją powietrzną są zazwyczaj przeznaczone do stosowania w czystych, klimatyzowanych środowiskach wewnętrznych podstacji.

Izolacja stała (warianty SIS / C-GIS)

Rozdzielnica w izolacji stałej otacza przewody pod napięciem, szyny zbiorcze i często styki przerywacza próżniowego w żywicy epoksydowej lub żywicy lanej. Rezultatem jest panel, który jest wysoce odporny na kondensację, zanieczyszczenia i wnikanie małych zwierząt, a zajmuje znacznie mniej miejsca niż równoważne konstrukcje z izolacją powietrzną. Izolacja stała jest coraz bardziej preferowana w przypadku instalacji w wilgotnym klimacie tropikalnym, tunelach, platformach wiertniczych i miejskich podstacjach podziemnych, gdzie warunki przestrzenne i środowiskowe sprawiają, że izolacja powietrzna jest niepraktyczna. Ograniczeniem jest możliwość naprawy: rozgorzenie w zespole z izolacją stałą zazwyczaj powoduje nieodwracalne uszkodzenie żywicy, co wymaga wymiany całego modułu zamiast czyszczenia i ponownego malowania, co byłoby możliwe w przypadku szyn zbiorczych izolowanych powietrzem. Starzenie się żywicy epoksydowej pod wpływem cykli termicznych i naprężeń związanych z wyładowaniami niezupełnymi jest również problemem długoterminowym, wymagającym śledzenia poprzez monitorowanie wyładowań niezupełnych podczas pracy.

Izolacja gazowa SF₆ (GIS)

Rozdzielnica z izolacją SF₆ osiąga najmniejszy ślad fizyczny spośród wszystkich technologii izolacji przy średnim napięciu, ze względu na wytrzymałość dielektryczną SF₆ około 2,5 razy większą niż powietrze pod ciśnieniem atmosferycznym. Jednakże SF₆ jest silnym gazem cieplarnianym, którego potencjał tworzenia efektu cieplarnianego jest 23 500 razy większy niż CO₂ w ciągu 100 lat, a jego zastosowanie w nowych instalacjach rozdzielnic spotyka się z coraz większą presją regulacyjną w Europie i innych jurysdykcjach. Alternatywne gazy, w tym czyste powietrze, suche powietrze i mieszaniny na bazie fluoronitrylu (takie jak technologie g³ i czyste powietrze od różnych producentów) są obecnie dostępne jako niezawierające SF₆ alternatywy dla rozdzielnic średniego napięcia do wnętrz, chociaż te alternatywy mają różne właściwości dielektryczne i termiczne, które wymagają dostosowań projektowych. W przypadku wyłączników próżniowych średniego napięcia, określonych obecnie na okres użytkowania 30–40 lat, trajektoria regulacji SF₆ jest uzasadnionym czynnikiem przy wyborze technologii izolacji.

Integracja przekaźników ochronnych i jakość okablowania wtórnego w wewnętrznych panelach wyłączników próżniowych

Inteligencja operacyjna rozdzielnicy średniego napięcia opiera się na jej przekaźniku zabezpieczającym i okablowaniu wtórnym – jest to dziedzina całkowicie odrębna od fizyki wyłącznika próżniowego, ale równie istotna dla niezawodności systemu. Wnętrzny wyłącznik próżniowy może mieć doskonale funkcjonalny przerywacz i mechanizm operacyjny, a mimo to nie usunie usterki, jeśli przekaźnik zabezpieczający nie wygeneruje prawidłowo sygnału wyłączającego lub jeśli okablowanie wtórne między zaciskami wtórnymi przekładnika prądowego a wejściem przekaźnika ma obwód otwarty lub ma połączenia o wysokiej rezystancji. Ta współzależność oznacza, że ​​uruchomienie i konserwacja obwodu wtórnego zasługuje na taki sam rygor, jak testowanie pierwotnego sprzętu przełączającego.

Obwody wtórne przekładników prądowych (CT) stwarzają szczególne zagrożenie, które musi być rozumiane przez cały personel konserwacyjny pracujący przy rozdzielnicach wewnętrznych. Obwód wtórny przekładnika prądowego nie może nigdy być otwarty, gdy w przewodzie pierwotnym płynie prąd. Uzwojenie wtórne przekładnika prądowego stara się utrzymać równowagę amperorozwojową ustaloną przez prąd pierwotny; bez obciążenia wtórnego, pełna siła magnetomotoryczna wprowadza strumień do głębokiego nasycenia, generując skoki napięcia na otwartych zaciskach, które mogą osiągnąć kilka kilowoltów – wystarczające do spowodowania śmiertelnego porażenia prądem i trwałego zniszczenia izolacji przekładnika prądowego. Przed przystąpieniem do jakichkolwiek prac związanych z okablowaniem wtórnym w pobliżu pracujących przekładników prądowych, obwód wtórny przekładnika prądowego należy zewrzeć na listwie zaciskowej przekładnika prądowego za pomocą dedykowanego łącza zwierającego, a nie tylko na zaciskach wejściowych przekaźnika.

Nowoczesne numeryczne przekaźniki zabezpieczające stosowane w wyłącznikach próżniowych średniego napięcia oferują szerokie możliwości samokontroli i rejestracji zdarzeń, które często są niedostatecznie wykorzystywane w praktyce. Każde wyłączenie przekaźnika, alarm i zmiana stanu wejścia binarnego jest oznaczana znacznikiem czasu i zapisywana w dzienniku zdarzeń przekaźnika z rozdzielczością milisekundową. Po zdarzeniu awaryjnym dane te pozwalają na precyzyjną rekonstrukcję sekwencji działania zabezpieczenia – który element zadziałał jako pierwszy, czy doszło do automatycznego ponownego załączenia, czy sygnał zwrotny styku pomocniczego wyłącznika potwierdził pomyślne otwarcie w oczekiwanym czasie. Systematyczny przegląd dzienników zdarzeń przekaźników w ramach zaplanowanej konserwacji, a nie dopiero po zdarzeniu, umożliwia wczesną identyfikację pogarszających się obwodów przekładników prądowych, zmian rezystancji cewek w mechanizmie operacyjnym lub odchyleń ustawień przekaźnika, zanim spowodują one awarię zabezpieczenia.

Przełączanie baterii kondensatorów i silnika: specyficzne zadania, z którymi nie mogą sobie poradzić standardowe wyłączniki próżniowe do zastosowań wewnętrznych

Nie wszystkie obowiązki przełączania w sieci średniego napięcia są równoważne, a dwa typy obciążeń — baterie kondensatorów i duże silniki — nakładają na wewnętrzne wyłączniki próżniowe naprężenia przełączające, które różnią się od przerwania spowodowanego zwarciem, a w niektórych przypadkach są od niego bardziej wymagające. IEC 62271-100 rozwiązuje ten problem, definiując konkretne obciążenia znamionowe: C1 i C2 do przełączania kondensatorów oraz E1 i E2 do przełączania silnika, przy czym C2 i E2 reprezentują bardziej uciążliwe warunki wymagające weryfikacji w ramach testu typu wykraczającego poza standardowe testy zwarciowe.

Przełączanie baterii kondensatorów generuje przy zamykaniu prądy rozruchowe o wysokiej częstotliwości, których szczytowa wielkość i częstotliwość zależą od rozmiaru baterii kondensatorów i indukcyjności między źródłem a kondensatorem. Przełączanie baterii kondensatorów back-to-back — zamykanie jednego banku, podczas gdy inne są już pod napięciem — jest najcięższym przypadkiem, ponieważ już naładowane kondensatory rozładowują się do banku wejściowego przez bardzo niską impedancję, wytwarzając prądy rozruchowe, które mogą osiągnąć 20–100 razy prąd znamionowy przy częstotliwościach od 300 Hz do kilku kiloherców. Standardowe wyłączniki nie są testowane pod kątem tego zadania; wymagany jest wewnętrzny wyłącznik próżniowy klasy C2 ze zweryfikowanym prądem rozruchowym i częstotliwością. Czasami do obwodu dodaje się rezystory zamykające lub cewki indukcyjne, aby ograniczyć udar w instalacjach, w których spodziewany udar przekracza nawet zdolność znamionową C2.

Przełączanie silnika narzuca inny układ naprężeń. Podczas otwierania wirujące pole magnetyczne silnika utrzymuje napięcie o częstotliwości, która maleje w miarę zwalniania maszyny. Jeżeli napięcie po stronie źródła i tylna siła elektromagnetyczna silnika są w fazie przesuniętej w fazie ponownego załączenia – co ma miejsce w przypadku szybkiego automatycznego ponownego załączenia lub schematu przełączania zasilania – chwilowe napięcie na stykach otwierających może przekroczyć dwukrotność napięcia znamionowego. Ten stan, nazywany przełączaniem poza fazą lub wzrostem napięcia w scenariuszach wielokrotnych ponownych uderzeń, może uszkodzić powłokę komory próżniowej, jeśli wyłącznik nie jest przystosowany do obciążenia E2 mającego zastosowanie przy częstym przełączaniu silnika. Zhejiang Mingtuo oferuje wytyczne dotyczące konkretnych zastosowań dla klientów wybierających wyłączniki próżniowe średniego napięcia do zadań baterii kondensatorów lub zasilacza silnika, zapewniając, że wybrane urządzenie ma odpowiednią wartość znamionową obciążenia IEC dla rzeczywistych warunków przełączania, zamiast polegać wyłącznie na ogólnych wartościach znamionowych przerwania zwarcia.