Jeśli jesteś właścicielem tej strony, możesz wyłączyć reklamę poniżej zmieniając pakiet na PRO lub VIP w panelu naszego hostingu już od 4zł!
Strony WWWSerwery VPSDomenyHostingDarmowy Hosting CBA.pl
Strona wykorzystuje pliki cookies, jeśli wyrażasz zgodę na używanie cookies, zostaną one zapisane w pamięci twojej przeglądarki. W przypadku nie wyrażenia zgody nie jesteśmy w stanie zagwarantować pełnej funkcjonalności strony!

Przekładnik prądowy

Cel stosowania przekładników
Bezpośredni pomiar prądu w obwodach wysokiego napięcia za pomocą amperomierza byłby niebezpieczny dla obsługi. Ponadto w sposób bezpo­średni mierzy się praktycznie prądy do ok. 100 A. Budowanie amperomie­rzy, watomierzy, liczników itp. przystosowanych do pomiaru większych prądów jest trudne i kosztowne. Pomiary dużych prądów przemiennych za pomocą amperomierzy przystosowanych do pomiaru małych prądów umożliwiają przekładniki prądowe.
Przekładniki prądowe umożliwiają zmniejszenie wartości mierzonej stałą liczbę razy, zwaną przekładnią. Bezpieczny pomiar prądów w obwo­dach wysokiego napięcia jest możliwy, jeśli izolacja przekładnika prądo­wego jest przystosowana do wartości napięcia w obwodzie. W obwodach wysokiego napięcia występują również trudności z bezpośrednim pomia­rem napięć przemiennych. Ze względu na bezpieczeństwo obsługi cewki napięciowe przyrządów włącza się przez przekładniki napięciowe, zmniejszające mierzone napięcie stałą liczbę razy. Uzwojenia wtórne prze­kładników prądowych i napięciowych uziemia się w jednym punkcie.

Przekładniki prądowe
Przekładnik prądowy jest transformatorem pracującym w stanie zbliżonym do stanu zwarcia. Jedno z uzwojeń (pierwotne) jest zasilane z zewnętrznego źródła prądem mniejszym od dopuszczalnego ze względu na długotrwałe nagrzewanie uzwojenia, a drugie (wtórne) jest obciążone małą impedancją, a więc stan obciążenia jest zbliżony do stanu zwarcia.
Należy przestrzegać, by uzwojenie wtórne przekładnika prądowego było zwarte przez obwód o małej rezystancji — pod groźbą zniszczenia przekładnika prądowego wskutek przegrzania rdzenia w czasie przepływu prądu przez uzwojenie pierwotne oraz pod groźbą wystąpienia przepięć.


Zgodnie z obecnie obowiazującą normą PN-IEC185+A1, zaciski pierwotne oznacza się literami P1, P2, a zaciski wtórne literami S1, S2. Prąd pierwotny oznacza się symbolem Ip, a wtórny Is. Według starej normy zaciski oznaczano literami K, L i k, l a prądy symbolami I1, I2.

Wielkości znamionowe przekładnika prądowego, podane na jego tabliczce znamionowej, to:
1. Napięcie znamionowe – jest to napięcie, na które została wyko­nana izolacja między uzwojeniem pierwotnym a uzwojeniem wtórnym lub rdzeniem w przekładniku prądowym.
2. Znamionowy prąd pierwotny – jest to prąd, do którego zostało przystosowane uzwojenie pierwotne przekładnika prądowego. W Polsce produkuje się przekładniki prądowe o znamionowych prą­dach pierwotnych: 5, 10, 15, 20, 30, 50, 75, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 750, 1000, 1500, 2000, 3000, 4000 A.
3. Znamionowy prąd wtórny – jest to prąd, do którego zostało przy­stosowane uzwojenie wtórne przekładnika prądowego. Najczęściej są stosowane przekładniki prądowe o znamionowym prądzie wtórnym 5A. W przypadkach, gdy między przekładnikiem prądowym a przyrzą­dami zasilanymi z przekładnika występuje znaczna odległość (praktycz­nie 50 do 100 m), wówczas stosuje się przekładniki prądowe o znamio­nowym prądzie wtórnym l A (rzadziej 2 A).
4. Przekładnia znamio­nowa – stosunek prądów znamio­nowych przekładnika prądowego.


5. Klasa dokładności – rozróżnia się następujące klasy przekładników prądowych: 0,2; 0,5; 1; 3; 5P; 10P. Liczba podająca klasę określa war­tość uchybu prądowego wyrażonego w procentach, przy obciążeniu znamionowym uzwojenia wtórnego i przepływie prądu znamionowego przez uzwojenie pierwotne.

Przekładniki prądowe klasy 0,2 są stosowane głównie w dokładnych pomiarach laboratoryjnych, klasy 0,5 — w pomiarach laboratoryjnych oraz pomiarach rozliczeniowych energii. Przekładniki prądowe klasy l są stoso­wane w pomiarach mocy, energii, współczynnika mocy, zasilaniu przekaź­ników kierunkowych, różnicowych, odległościowych oraz pomiarach kon­trolnych prądu. Przekładniki prądowe klasy 3 stosuje się w pomiarach kon­trolnych prądu oraz zasilaniu przekaźników nadprądowych. Przekładniki klas 5P i 10P są stosowane wyłącznie do zasilania przekaźników.

Układy przekładników prądowych
Przekładniki prądowe łączy się w określone układy, aby uzyskać zmniejszenie liczby przewodów między przekładnikami i odbiornikami. Najczęściej stosowane układy przedstawiono na rysunku.


Kompensacja mocy biernej

 

Moc bierna w układzie elektroenergetycznym służy do wytworzenia zmiennych pól elektromagnetycznych w silnikach, transformatorach i cewkach. Do odbiorników o największym poborze mocy biernej indukcyjnej należą silniki (70%), trafo (20%) oraz dławiki i piece indukcyjne (10%). Zwiększanie przesyłu mocy biernej indukcyjnej z elektrowni do odbiorców powoduje:
• zmniejszenie zdolności produkcyjnej generatorów,
• zmniejszenie przepustowości linii i trafo,
• znaczne zwiększenie strat przesyłowych,
• zwiększenie spadków napięcia.

Kompensacja naturalna
Do naturalnych środków poprawy cosφ w sieci należą:
• prawidłowy dobór silników,
• przełączanie uzwojeń niedociążonych silników z trójkąta w gwiazdę,
• wyłączanie silników i transformatorów pracujących w stanie jałowym,
• zmiana silników indukcyjnych na synchroniczne.

Zależność cosφ od stopnia obciążenia silnika ilustruje charakterystyka. Dla silnika pracującego z uzwojeniami połączonymi w trójkąt w zakresie obciążenia od l do 0,7 mocy znamionowej zmiany te są jeszcze niewielkie, lecz poniżej tej wartości cosφ zmniejsza się w sposób znaczny.

Istotną sprawą jest niedopuszczenie do dłuższej pracy w stanie jałowym silników i transformatorów (cosφ = 0,1 – 0,2). Z drugiej jednak strony zbyt częste wyłączanie i załączanie silników dużej mocy ma również ujemne skutki (prąd rozruchowy, trwałość wyłącznika).
Zastosowanie silnika synchronicznego zamiast indukcyjnego może znacznie poprawić sytuację w sieci. Ze względu jednak na mniejsze możliwości przy­stosowania do potrzeb napędzanych urządzeń, bardziej skomplikowaną budowę i znacznie wyższą cenę nie zawsze jest to korzystne. Sens takiej zamiany można rozważać tylko w odniesieniu do silników o mocy większej niż 400 kW.

Kompensacja sztuczna
Do sztucznych środków poprawy cosφ dających pewność jego zwiększenia, należą:
• kompensatory,
• baterie kondensatorów.
Kompensatorami są silniki synchronicznie pracujące na biegu jałowym, odpowiednio wzbudzone. Pracując jako przewzbudzone oddają one do systemu elektroenergetycznego moc bierną indukcyjną, a pobierają moc bierną pojemnościową.
Kondensatory są tańszym środkiem poprawy współczynnika mocy. Charakte­ryzują się one następującymi zaletami:
• łatwość doboru do każdej wartości mocy zapotrzebowanej,
• możliwość stosowania wewnątrz, jak i na zewnątrz pomieszczeń;
• bardzo małe straty mocy czynnej (3 – 5 W/kvar),
• trwałość eksploatacyjna i możliwość pracy bez stałej obsługi.
Istotę kompensacji pokazano na rysunku poniżej. Ponieważ prąd czynny, a tym samym i moc P, pozostały bez zmian, zatem moc bierna dopływająca do rozdzielnicy będzie wynosić:
• przed kompensacją Q = Ptgφ
• po kompensacji Q1 = Ptgφ 1

Moc bierna baterii kondensatorów:
Qk =Q – Q1 = P(tgφ – tgφ 1)

Ze względu na lokalizację baterii kondensatorów rozróżniamy kompensację centralną, grupową, indywidualną. Kompensacja centralna (1a, 1b) polega na przyłączeniu baterii kondensatorów do szyn wysokiego i jak i niskiego napięcia (główna stacja zasilająca zakładu). W kompensacji grupowej (2) zwiększają się koszty inwestycyjne ale zmniejszają się straty w części rozdzielczej sieci. Kompensacja indywidualna (3) daje najlepsze wyniki jeśli chodzi o odciążenie sieci zakładowej, gdyż moc bierna wytwarzana jest w miejscu jej wykorzystania.

 

 

 

System szyn zbiorczych i układy rozdzielni

 

 

 

Układy rozdzielni można podzielić na kilka zasadni­czych grup:
• pojedynczy system szyn zbiorczych,
• podwójny system szyn zbiorczych,
• wielokrotny system szyn zbiorczych,
• układy blokowe,
• układy mostkowe,
• układy wielobokowe.


Kilka rozwiązań układów o pojedynczym systemie szyn zbiorczych pokazano na rysunku. Tego typu układy charakteryzują się niewielką pewnością zasilania. W układzie (a) każde uszkodzenie szyn zbiorczych lub którego­kolwiek elementu pola zasilającego powoduje wyłączenie zasilania i przerwę w dostawie energii do wszystkich odbiorców przyłączonych do szyn. Z tego względu stosuje się sekcjonowanie szyn zbiorczych (b). Podzielenie szyn zbiorczych wzdłuż na dwie części wymaga zasilania rozdzielnicy dwiema liniami lub z dwóch transformatorów. Uszkodzenie jednego zasila­nia umożliwia pracę całej rozdzielnicy, która jest zasilana z drugiego pola zasilającego przy zamkniętym wyłączniku sekcyjnym (sprzęgło podłużne), natomiast zwarcie lub remont na jednej sekcji szyn zbiorczych umożliwia normalną pracę drugiej sekcji przy otwartym sprzęgle.
Jeśli z pojedynczego systemu szyn zbiorczych zasila się szczególnie ważne z punktu widzenia ciągłości pracy odbiory, to można zastosować tzw. połączenie obejściowe (c). Umożliwia ono ciągłość zasilania w czasie awarii lub plano­wego remontu wyłącznika zasilającego ten odbiór. Tego typu rozwiązanie może być stosowane również w układzie sekcjonowanym, ze względu jednak na pewność pra­cy odbiorów najczęściej stosuje go w układzie o podwójnym, a nie w pojedynczym systemie szyn zbiorczych.
Układy o pojedynczym systemie szyn zbiorczych są stosowane głównie na niskim napięciu, lecz spotyka się je również dosyć często w sieciach średnich napięć oraz stosunkowo rzadko w sieciach 110 kV do zasilania odbiorców mniej ważnych z punktu widzenia ciągłości dostawy energii elektrycznej.


Gdy wymagania dotyczące niezawodności zasilania są wyższe, stosuje się podwójny system szyn zbiorczych. W czasie pracy normalnej odbiory są po­łączone na ogół do jednego systemu, a drugi stanowi rezerwę. Aby było możliwe rozdzielenie odbiorów na dwie niezależne grupy, stosuje się dodatkowo sekcjonowanie systemu głównego.
W układach dwusystemowych istotną rolę odgrywają: sprzęgło systemowe (po­przeczne) oraz sprzęgła sekcyjne (podłużne). Ponieważ sprzęgło systemowe i sprzęgła sekcyjne są kosztowne i zajmują wiele miejsca (3 wyłączniki, 6 odłączników, 3 pola, zamiast nich stosuje się często tzw. sprzęgło systemowo-sekcyjne (l wyłącznik, 4 odłączniki, 2 pola).

 

Układy blokowe
Są najprostszymi układami stosowanymi w sieciach wysokiego napięcia. Są to układy bezszynowe, w których nie ma rozdziału energii (rozdział następuje na dolnym napięciu transformatora). Stosowane są układy bloko­we transformator – linia lub generator – transformator – linia. W układach uprosz­czonych, zamiast wyłącznika, po stronie górnego napięcia transformatora umieszcza się zwiernik, który w momencie zwarcia międzyzwojowego lub in­nego uszkodzenia transformatora powoduje, pod wpływem impulsu zabezpieczenia, bezpośrednie doziemienie jednej fazy i tym samym zadziałanie wyłącznika na zasi­laniu linii. Po wyłączeniu, w czasie przerwy beznapięciowej w cyklu SPZ, otwiera się współpracujący ze zwiernikiem odłącznik o napędzie najczę­ściej sprężynowym. Układy blokowe są z zasady wykorzystywane w sieciach o na­pięciu 110 kV i wyższym, a więc tam, gdzie ograniczenie liczby wyłączników przy­nosi znaczne oszczędności. Powszechnie stosowanymi układami, szczególnie w przemysłowych stacjach 110 kV, są układy mostkowe, zwane również układami H. Ich genezą były dwa układy blokowe, które zostały połączone poprzeczką zastępującą szyny. Pełny układ H jest układem pięciowyłącznikowym z wyłącznikami w obu polach li­niowych i transformatorowych oraz w poprzeczce.
Najczęściej spotyka się uproszczone układy H, w których może być stosowany tylko jeden wyłącznik w poprzeczce lub też trzy wyłączniki: w poprzeczce i obu polach liniowych albo w poprzeczce i obu polach transformatorowych. Od­łączniki są stosowane w każdym polu niezależnie od wyłączników.
Układ trójwyłącznikowy pokazany na rysunku jest stosowany wówczas, gdy stacja jest stacją końcową, gdyż uszkodzenie transformatora (otwarcie wyłączni­ków: liniowego i poprzeczki) powoduje konieczność czasowej przerwy w przesyła­niu mocy w obwodzie linia—poprzeczka—linia. Natomiast uszkodzenie linii nie po­woduje przerwy w pracy obu transformatorów. W stacji przelotowej, gdy jest konieczny ciągły przepływ mocy liniami, korzyst­niejszy jest układ z wyłącznikami w poprzeczce i obu polach transformatorowych, gdyż uszkodzenie transformatora nie wpływa na przelotowy przesył mocy.
W sieciach najwyższych napięć, 400 kV i wyższym, coraz częściej są stosowane układy wielobokowe (kwadrat, sześciobok) charakteryzujące się dużą pewnością zasilania przy stosunkowo niewielkich kosztach. W układach tych, przy liczbie wyłączników odpowiadającej liczbie pól, każde pole ma dwa wyłączniki, a każdy wyłącznik obsługuje dwa pola. W ten sposób został stworzony pewny i elasty­czny układ.


 

 

 

Układy pól rozdzielczych

 

 

 

W rozdzielnicach rozróżnia się następujące rodzaje pól:
• liniowe (dopływowe i odpływowe, napowietrzne i kablowe),
• transformatorowe,
• sprzęgłowe,
• pomiarowe,
• odgromnikowe.

W większości przypadków kolejność instalowania aparatów, licząc od szyn zbiorczych, jest
następująca:
1) odłącznik szynowy,
2) wyłącznik,
3) przekładni k prądowy,
4) przekładnik napięciowy,
5) odłącznik (liniowy lub transformatorowy).


Komplet wymienionych urządzeń występuje najczęściej w polach liniowych. Jeżeli pole liniowe ma połączenie obejściowe, to przekładniki umieszcza się za tym po­łączeniem, od strony linii. Jeżeli w polu liniowym znajduje się tylko od­łącznik, wówczas na drugim końcu linii należy zainstalować wyłącznik.
W polach transformatorowych można zrezygnować z instalowania przed samym transformatorem odłącznika, jeżeli nie ma możliwości przedostania się napięcia od strony wtórnej lub jeśli zastosujemy zwiernik lub zastąpimy go bezpiecz­nikami z koniecznością umieszczenia wyłącznika po stronie dolnego napięcia i możliwością wyłączania biegu jałowego transformatora odłącznikiem. W rozdzielniach średnich napięć pole transformatorowe ma często rozłącznik izolacyjny, umożliwiający wyłączenie transformatora, oraz bezpieczniki, stanowią­ce zabezpieczenie zwarciowe.
W polach sprzęgłowych poza wyłącznikiem i odłącznikami instaluje się prze­kładniki prądowe i napięciowe. Pole to w czasie awarii może być rezerwą każdego innego pola. Rezerwę taką może stanowić wyłącznik, odłącznik lub zabezpieczenia zasilane z zainstalowanych w polu sprzęgłowym przekładników.
Przekładniki napięciowe instalowane w polach liniowych stanowią element tego pola i są przyłączane najczęściej bezpośrednio do obwodu głównego. Natomiast przekładniki napięciowe przyłączane do szyn zbiorczych wymagają osobnego pola pomiarowego i są przyłączane za pośrednictwem odłączników lub odłączników i bezpieczników.

 

 

 

Zwarcie

 

Zwarcie jest to połączenie między sobą punktów obwodu elektrycznego należących do różnych faz albo połączenie jednego lub większej liczby takich punktów z ziemią bezpośrednio, przez luk elektryczny lub przez przedmiot o bardzo malej impedancji. Rozróżnia się następujące rodzaje zwarć:
a) zwarcia międzyprzewodowe trójfazowe i dwufazowe
b) zwarcia doziemne, (czyli zwarcia między fazą lub fazami obwodu, a ziemią) trójfazowe, dwufazowe i jednofazowe.


Zwarcia powstają, na skutek:
a) przepięć atmosferycznych i łączeniowych,
b) błędnych operacji w stacjach elektroenergetycznych,
c) mechanicznych uszkodzeń kabli, słupów, izolatorów,
d) zawilgocenia lub zniszczenia izolacji,
e) uszkodzeń słupów linii napowietrznych,
f) dotknięcia dźwigów, gałęzi drzew, ludzi i zwierząt,
g) zarzutek na przewody gole itp.

Prąd zwarciowy płynący w obwodzie zwarciowym jest na ogół (poza przypadkiem zwarć jednofazowych w sieciach izolowanych i kompensowanych) wielokrotnie większy od prądu roboczego. Duże prądy, mimo krótkiego czasu płynięcia, powodują, gwałtowne nagrzewanie urządzeń sieciowych. Uszkodzeniu mogą ulec: przewody, uzwojenia maszyn i transformatorów oraz izolacja. Mogą spowodować powstanie następnych zwarć. Duże siły dynamiczne powstają w sąsiadujących przewodach przy przepływie przez nie prądów zwarciowych. Siły te mogą spowodować łamanie izolatorów wsporczych, szyn zbiorczych. łamanie i wyginanie szyn, rozrywanie uzwojeń transformatorów i przekładników prądowych.
Zwarcia jednofazowe w sieciach z izolowanym punktem neutralnym powodują powstanie prądów porównywalnych z prądami roboczymi, tj. od kilku do kilkudziesięciu amperów. Zwarcia te można podzielić na: zwarcia bezłukowe, zwarcia łukowe o łuku przerywanym, zwarcia łukowe o łuku trwałym lub zbliżonym do trwałego. Przejścia w kolejne rodzaje zwarć następują przy wzroście prądu zwarciowego, przy czym ściśle, jednoznaczne określenie prądów granicznych jest praktycznie niemożliwe.
Zwarcie bezłukowe powoduje wzrost napięcia w fazach zdrowych do napięcia międzyprzewodowego. Występuje ono w niezbyt rozgałęzionych sieciach napowietrznych oraz kablowych ze skompensowanym prądem ziemnozwarciowym. Znacznie groźniejsze zwarcie o łuku przerywanym powoduje przepięcia nieustalone w fazach zdrowych o amplitudzie osiągające kilkukrotną wartość napięcia fazowego. Do przepięć nieustalonych nie dochodzi, jeśli zwarcie łukowe ma charakter zwarcia o łuku trwałym lub zbliżonym do trwałego.
Zwarcia lukowe mogą powodować uszkodzenie izolacji urządzeń i tym samym stwarzać niebezpieczeństwo porażenia ludzi lub przejścia zwarcia jednofazowego w zwarcie wielofazowe. Przechodzenie zwarć jednofazowych sieciach SN w zwarciu o charakterze łukowym ogranicza kompensacja. Włączenie dławika pomiędzy punkt neutralny, a ziemią lub w przypadku braku dostępu do punktu neutralnego -zastosowanie transformatora gaszącego zmniejsza prąd zwarciowy oraz powoduje znacznie wolniejsze wzrastanie napięcia powrotnego na przerwie bezłukowej.


Prąd zwarciowy udarowy
Prąd zwarciowy udarowy ip jest to największa możliwa wartość prądu zwarciowego, występująca przy najbardziej niekorzystnym kącie fazowym powstania zwarcia. Służy do doboru wytrzymałości zwarciowej elektrodynamicznej urządzenie tzn. odporności na siły elektrodynamiczne wywołane przez prąd zwarciowy. Nie mniejsze od obliczonego prądu udarowego powinny być następujące parametry zastosowanych aparatów i urządzeń:
a) prąd znamionowy szczytowy łączników, przekładników prądowych, dławików przeciwzwarciowych;
b) prąd znamionowy załączalny wyłączników;
c) obciążalność elektrodynamiczna szyn.

Prąd zwarciowy udarowy występuje w ciągu pierwszych 10ms czasu trwania zwarcia. Prąd udarowy występuje, jeśli zwarcie zdarzy się przy określonym kącie fazowym przebiegu napięcia albo spodziewanego prądu zwarciowego okresowego. Niestety, przy zwarciu trójfazowym - niezależnie od kąta fazowego powstania zwarcia - co najmniej w jednej z faz występuje prąd równy bądź prawie równy prądowi udarowemu. Przy tej samej wartości prądu zwarciowego początkowego Ik prąd udarowy jest tym większy, im wolniej zanika prąd nieokresowy, a więc -im większa jest elektromagnetyczna stała czasowa obwodu zwarciowego L/R.


Prąd zwarciowy wyłączeniowy
Prąd zwarciowy wyłączeniowy jest to umowna wartość skuteczna prądu zwarciowego w chwili tmin, kiedy otwierają się styki wyłącznika i zapala się między nimi łuk elektryczny. Co najmniej taką wartość powinien mieć prąd znamionowy wyłączalny zastosowanego wyłącznika, czyli jego zdolności wyłączania.


Prąd zwarciowy zastępczy cieplny
Prąd zwarciowy zastępczy cieplny jest to wartość skuteczna prądu zwarciowego w czasie trwania zwarcia tk. Z jego wartością porównuje się, podaną dla takiego samego czasu tk, obciążalność zwarciową cieplną urządzeń:
a) prąd znamionowy n- sekundowy łączników, przekładników prądowych przeciw zwarciowych;
b) obciążalność zwarciową cieplną szyn, kabli i przewodów instalacyjnych.

Metody ograniczania skutków działania prądów zwarciowych
a) Odpowiednie kształtowanie konfiguracji sieci.
Podział sieci na wycinki zasilane z różnych źródeł jest podstawową metodą ograniczającą poziom mocy zwarciowych. Stosuje się rozcinanie połączeń równoległych i sekcjonowanie szyn. Przyjmuje się na ogól zasadę pracy każdego źródła prądu zwarciowego (generatora, transformatora, linii zasilającej) na oddzielną sekcję szyn. Stosuje się także rozcinanie sieci dwu -i wielostronnie zasilanych, np. przez odłączenie jednej lub kilku linii zasilających.
b) Wprowadzenie dodatkowych impedancji w obwód prądu zwarciowego.
Istotny wpływ na wielkość prądów zwarciowych mają impedancje transformatorów. Podwyższając napięcie zwarcia, a tym samym reaktancję, można ograniczyć prądy zwarciowe po wtórnej stronie transformatora. W Polsce stosuje się transformatory 110kV /SN o napięciu zwarcia podniesionym do 18%, dwu-lub trójuzwojeniowe. Prądy zwarciowe można ograniczyć stosując dławiki zwarciowe. Ze względu na miejsce instalowania rozróżnia się: dławiki liniowe - instalowane w polach liniowych oraz dławiki szynowe -instalowane między sekcjami szyn zbiorczych. Ciekawym rozwiązaniem jest dławik z podmagnesowanym rdzeniem ferromagnetycznym. W normalnych warunkach jego reaktancja gwałtownie wzrasta. Obecnie jednak nie zaleca się stosowania dławików. Ich rolę przejmują transformatory z podwyższonym napięciem zwarcia. Jednym z nowych rozwiązań służących do ograniczania prądów zwarciowych jest sprzęgło rezonansowe. Łączy ono dwa punkty sieci o jednakowym napięciu i umożliwia bezzwłoczne ograniczenie prądu zwarciowego w chwili zwarcia. Dzięki rezonansowi zachodzącemu w normalnych warunkach pracy jego impedancja jest bliska zeru. Natomiast przy przepływie prądu zwarciowego rezonans zostaje rozstrojony, a duża całkowita impedancja sprzęgła powoduje ograniczanie przenoszonego prądu zwarciowego.
c) Stosowanie bardzo szybkich urządzeń do odłączania obwodów zwartych
Należą tu szybki bezpieczniki i ograniczniki mocy zwarciowej. Przerywają prąd zwarciowy w czasie krótszym niż 1/4 okresu, nie dopuszczając do przepływu maksymalnego prądu zwarciowego. W Polsce w sieciach średnich i niskich napięć do przerywania niedużych prądów zwarciowych stosuje się bezpieczniki. Do przerywania dużych prądów zwarciowych (do 40kA) w sieciach średnich napięć stosuje się ograniczniki, w których najczęściej przerwanie głównego toru prądowego następuje dzięki wybuchowi ładunku pobudzonego przez układ elektroniczny mierzący szybkość narastania prądu.