Справочник от Автор24
Энергетическое машиностроение

Конспект лекции
«Электрическая часть электростанций и подстанций»

Справочник / Лекторий Справочник / Лекционные и методические материалы по энергетическому машиностроению / Электрическая часть электростанций и подстанций

Выбери формат для чтения

pdf

Конспект лекции по дисциплине «Электрическая часть электростанций и подстанций», pdf

Файл загружается

Файл загружается

Благодарим за ожидание, осталось немного.

Конспект лекции по дисциплине «Электрическая часть электростанций и подстанций». pdf

txt

Конспект лекции по дисциплине «Электрическая часть электростанций и подстанций», текстовый формат

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации ФГБОУ ВО «Нижневартовский государственный университет» О.С. Щукин Электрическая часть электростанций и подстанций Курс лекций Нижневартовск 2018 УДК 621.3 ББК 31.277 Рецензенты: д.т.н., профессор Омского государственного технического университета К.И. Никитин; д.т.н., профессор Омского экономико-энергетического института В.К. Федоров Щ 97 Щукин, О.С. Электрическая часть электростанций и подстанций: Курс лекций. Нижневартовск: Изд-во Нижневартовского гос. ун-та., 2018. – 194 с. ISBN 978-5-00047-420-4 В работе изложены вопросы проектирования и эксплуатации электрической части электростанций и подстанций, описаны принципы работы и режимы основного электрооборудования. Курс лекций построен на базе действующих нормативных документов. Материал приближен к реальным условиям эксплуатации электроустановок. Для студентов старших курсов электроэнергетических специальностей вузов. ББК 31.277 ISBN 978-5-00047-420-4 © Щукин О.С., 2018 © Нижневартовский государственный университет, 2018 СОДЕРЖАНИЕ РАЗДЕЛ 1. ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И РЕЖИМЫ ЕГО РАБОТЫ ........................................................................................................................................ .7 ВВЕДЕНИЕ. СТРУКТУРА ЕДИНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РОССИИ ................................... 7 Глава 1. РЕЖИМЫ НЕЙТРАЛЕЙ ТРЕХФАЗНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ................... 8 1.1. Понятие о смещении нейтрали в трехфазной сети.................................................... 8 1.2. Классификация сетей по току замыкания на землю ................................................. 9 1.3. Математическая модель трехфазной сети с нейтралью .......................................... 10 1.4. Сети с изолированной нейтралью ............................................................................. 12 1.5. Сети с компенсированной нейтралью ...................................................................... 17 1.6. Сети с резистивным заземлением нейтрали ............................................................ 20 1.7. Сети с эффективно и глухо заземленными нейтралями ......................................... 21 Глава 2. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ ........................ 26 2.1. Элементы теории и параметры трансформатора ..................................................... 26 2.1.1. Элементы теории трансформатора .................................................................................27 2.1.2. Номинальные параметры трансформатора ....................................................................30 2.1.3. Сопротивления трансформатора .....................................................................................33 2.1.4. Изменение напряжения трансформатора .......................................................................35 2.1.5. Потери мощности и КПД трансформатора ....................................................................35 2.2. Трехобмоточный трансформатор .............................................................................. 37 2.3. Трансформаторы с расщепленной обмоткой ........................................................... 39 2.4. Автотрансформаторы ................................................................................................. 42 2.5. Номинальная мощность и нагрузочная способность силовых трансформаторов ............................................................................................................... 48 2.5.1. Нормативные определения и классификация ................................................................48 2.5.2. Выбор трансформатора однотрансформаторной подстанции с учетом нагрузочной способности ..........................................................................................................50 2.5.3. Учет нагрузочной способности трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях .......................................................................................53 2.6. Конструктивная схема силового трансформатора ................................................... 55 2.6.1. Конструктивные элементы активной части трансформатора ......................................56 2.6.2. Конструктивные элементы вспомогательной части......................................................61 2.6.3. Системы охлаждения трансформаторов ........................................................................63 2.6.4. Контрольно-измерительная и защитная аппаратура .....................................................65 2.7. Параметры и условные обозначения трансформаторов ......................................... 67 2.8. Современные направления развития трансформаторов .......................................... 69 Глава 3. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ ............................................................... 71 3.1. Общие положения ....................................................................................................... 71 3.2. Трансформаторы напряжения (ТН) ........................................................................... 72 3.2.1. Погрешности ТН и меры по их уменьшению ............................................................... 72 3.2.2. Паспортные параметры трансформатора напряжения ................................................. 73 3.2.3. Конструкции трансформаторов напряжения ................................................................. 75 3.2.4. Схемы включения трансформаторов напряжения ........................................................ 78 3.3. Антирезонансные трансформаторы напряжения ..................................................... 80 3.3.1. Феррорезонанс напряжения ............................................................................................ 80 3.3.2. Причины возникновения феррорезонанса ..................................................................... 82 3.3.3. Схемы антирезонансных ТН ........................................................................................... 83 3.4. Измерительные трансформаторы тока (ТТ) ............................................................. 84 3.4.1. Погрешности ТТ и меры по их уменьшению ................................................................ 85 3.4.2. Паспортные параметры трансформатора тока .............................................................. 87 3.4.3. Типовые схемы включения ТТ........................................................................................ 88 Глава 4. КОММУТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ........................................................... 91 4.1. Физические процессы при коммутации электрооборудования .............................. 91 4.1.1. Электрическая дуга и ее характеристики ...................................................................... 91 4.1.2. Восстанавливающее и пробивное напряжения ............................................................. 99 4.1.3. Выключатели с многократными разрывами ................................................................ 104 4.2. Характерные примеры отключения электрических цепей ................................... 106 4.2.1. Отключение чисто активного переменного тока......................................................... 106 4.2.2. Отключение чисто индуктивного переменного тока .................................................. 106 4.2.3. Отключение малых емкостных токов........................................................................... 107 4.2.4. Отключение малых индуктивных токов ...................................................................... 108 4.2.5. Отключение неудаленных КЗ........................................................................................ 109 4.3. Высоковольтные выключатели ................................................................................ 112 4.3.1. Общие сведения ............................................................................................................. 112 4.3.2. Элегазовые выключатели .............................................................................................. 113 4.3.3. Вакуумные выключатели .............................................................................................. 116 4.3.4. Воздушные выключатели .............................................................................................. 119 4.3.5. Масляные выключатели ................................................................................................ 122 4.3.6. Классификация и параметры выключателей ............................................................... 123 4.3.7. Реклоузер ........................................................................................................................ 125 4.4. Синхронизированные выключатели ....................................................................... 126 4.5. Выбор выключателей................................................................................................ 126 4 4.5.1. Расчетные условия для выбора выключателей ............................................................127 4.5.2. Краткая характеристика тока КЗ ...................................................................................129 4.5.3. Параметры выбора выключателей ................................................................................130 4.6. Разъединители, отделители, короткозамыкатели .................................................. 133 Глава 5. РЕАКТОРЫ ................................................................................................................. 141 5.1. Токоограничивающие реакторы .............................................................................. 141 5.1.1. Линейный одинарный реактор ......................................................................................141 5.1.2. Сдвоенный реактор ........................................................................................................144 5.1.3. Понятие о сопротивлении реактора..............................................................................147 5.1.4. Классификация и конструкции токоограничивающих реакторов .............................149 5.1.5. Электродинамическая и термическая стойкость реакторов .......................................150 5.1.6. Типовые схемы включения реакторов..........................................................................151 5.1.7. Выбор токоограничивающих реакторов ......................................................................152 5.2. Дугогасящие реакторы ............................................................................................. 155 5.2.1. Конструкции дугогасящих реакторов ..........................................................................155 5.2.2. Схемы включения дугогасящих реакторов ..................................................................157 5.2.3. Выбор дугогасящих реакторов......................................................................................158 5.3. Шунтирующие реакторы ......................................................................................... 159 5.3.1. Основные характеристики УШР...................................................................................160 Глава 6. КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ .................................. 161 6.1. Классификация распределительных устройств ..................................................... 161 6.2. Шинные конструкции РУ......................................................................................... 163 6.2.1. Конструкции проводников основных электрических цепей ......................................164 6.2.2. Понятие об экономической плотности тока ................................................................165 6.2.3. Сопротивления шинопровода .......................................................................................166 6.2.4. Выбор сечения шинопровода ........................................................................................167 6.3. Изоляторы.................................................................................................................. 172 6.3.1. Классификация изоляторов ...........................................................................................173 6.3.2. Выбор изоляторов ..........................................................................................................174 РАЗДЕЛ 2. ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И УПРАВЛЕНИЕ ИМИ .......................... 176 Глава 7. КАЧЕСТВРО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ .......................................................................... 176 7.1. Показатели качества электроэнергии...................................................................... 176 7.1.1. Отклонение напряжения ( δU ) ....................................................................................176 7.1.2. Колебание напряжения ( δU t ) .....................................................................................177 7.1.3. Несинусоидальность напряжения ................................................................................178 7.1.4. Несимметрия напряжения .............................................................................................178 5 7.1.5. Отклонение частоты ...................................................................................................... 180 Глава 8. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ........................................................................ 181 8.1. Падение и потеря напряжения ................................................................................. 181 8.2. Методы и устройства регулирования напряжения ................................................ 183 8.2.1. Общие положения .......................................................................................................... 183 8.2.2. Устройства регулирование напряжения изменением коэффициента трансформации ......................................................................................................................... 184 8.2.3. Регулирование напряжения посредством вольтдобавки ............................................ 187 8.2.4. Регулирование напряжения устройством продольной компенсации ........................ 189 8.2.5. Регулирование напряжения устройством поперечной компенсации ........................ 190 ЛИТЕРАТУРА ............................................................................................................................ 193 6 РАЗДЕЛ 1 ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И РЕЖИМЫ ЕГО РАБОТЫ ВВЕДЕНИЕ Структура Единой энергосистемы России Технологической основой электроэнергетики России является Единая энергетическая система (ЕЭС), в составе которой параллельно работают 67 энергосистем, входящих в свою очередь в 6 Объединенных энергосистем (ОЭС). Единая энергетическая система России Энергосистемы, синхронизированные между собой Энергосистемы, работающие отдельно от ЕЭС Несинхронизированные энергосистемы ОЭС Востока: включает Хабаровскэнерго, Амурэнерго, Дальэнерго, Энергорайон Якутии Энергосистема Финляндии: подключена через вставку постоянного тока в г. Выборг ОЭС Северо-Запада (7) ОЭС Центра (21) ОЭС Средней Волги (8) ОЭС Северного Кавказа (10) ОЭС Урала (9) ОЭС Сибири (11) Янтарьэнерго (отделена от России территорией стран Балтии) Основные показатели современной электроэнергетики РФ: 230 млн кВт – установленная генерирующая мощность, в том числе: - ГЭС – 48 млн кВт, - АЭС – 24 млн кВт, - ТЭС – 160 млн кВт; - общая протяженность электрических сетей России напряжением 220 кВ и выше – 154 тыс. км Обеспечена техническая и режимная возможность параллельной работы ЕЭС России с энергосистемами Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины, Молдавии и Монголии. От сетей ЕЭС России осуществляется также электроснабжение потребителей Норвегии, Китая, Польши и Турции. Через энергосистему Казахстана осуществляется параллельная работа ЕЭС России и энергосистем Центральной Азии – Узбекистана, Киргизии, Туркменистана и Таджикистана. 7 Глава 1 РЕЖИМЫ НЕЙТРАЛЕЙ ТРЕХФАЗНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ Нейтралями (нейтральными точками) электроустановок называют общие точки фаз обмоток генераторов и трансформаторов, соединенных в звезду. Для эксплуатации энергосистемы принципиальное значение имеет способ соединения нейтрали с землей, это определяет режим нейтрали. 1.1. Понятие о смещении нейтрали в трехфазной сети Возможны различные способы соединения обмоток трехфазного источника (генератора) с нагрузкой. На рисунке 1.1 а показана трехфазная цепь, в которой каждая фаза генератора питает свою нагрузку. При таком соединении каждая фаза работает автономно, но такое включение требует наличия шести проводов и практического применения не нашло. В целях экономии проводников три фазы соединяют звездой (или треугольником), что уменьшает число проводников до трех или четырех (рис. 1.1 б). zЛ б) a) ZA EA ZA EA z0 o EC ZB EB EC o EB ZB ZC ZC Рис. 1.1. К вопросу о роли нейтрального провода Рассмотрим соединение генератора с нагрузкой, включенной звездой (рис. 1.1 б). Точки 0 и 0' – это нейтрали генератора и нагрузки, провод, соединяющий эти точки, называют нулевым. В соответствии с законом Кирхгофа ток в нулевом проводе равен сумме токов всех     фаз I0 = I A + I B + IC . При симметричной нагрузке, когда ZA = ZB = ZC , ток в нулевом проводе отсутствует I + I + I  0 . A B C Это означает, что при симметричной нагрузке нулевой провод не нужен. Но ведь на практике используют как трехпроводные, так и четырехпроводные схемы звезды, тогда возникает вопрос – какую роль играет нулевой провод? Рассмотрим схему с нулевым проводом при несимметричной нагрузке ZA  Z B  ZC . В этом случае при симметричных фазных напряжениях ток в фазах будет не симметричный, и сумма токов в нейтральной точке 0' не будет равна нулю, т. е. при наличии нулевого провода в нем появится ток. Теперь представим, что нулевой провод оборван, т. е. I0 = 0. Но это условие означает, что фазные токи изменятся так, чтобы выполнялось условие I + I + I  0 . A B C При сопротивлениях ZA  Z B  ZC 8 токи в фазах могут измениться только за счет изменения фазных напряжений. С другой стороны, звезда электродвижущих сил генератора (ЕА, ЕВ, ЕС ) всегда неизменна, и точка 0 свое положение изменить не может, так как это обеспечено конструкцией генератора. Это означает также, что и треугольник линейных напряжений измениться не может, т. к. он опирается на фиксированные вектора ЭДС (рис. 1.2). EA Рис. 1.2. Иллюстрация смещения нейтрали из точки 0 в точку 0' 0 EB EC Отсюда следует вывод, что при отсутствии нулевого провода фазные напряжения могут изменяться, что приводит к смещению нейтрали нагрузки 0'. Между нейтралями 0–0' появляется напряжение и происходит искажение фазных напряжений. При наличии нулевого провода потенциалы нейтралей генератора и нагрузки одинаковы, и поэтому фазные напряжения остаются неизменными при несимметричной нагрузке. Тогда несимметрия нагрузки вызовет ток в нулевом проводе. Таким образом, нулевой провод фиксирует электрическое состояние нейтралей и фазных напряжений, говорят о стабилизации нейтрали. 1.2. Классификация сетей по току замыкания на землю При повреждении фазы на землю (контакт фазы с землей) появляется ток замыкания на землю. Величина этого тока определяется способом соединения нейтрали с землей и имеет принципиальное значение при эксплуатации энергосистемы. В связи с этим все электрические сети по току замыкания на землю разделены на два класса – сети с малым и сети с большим током замыкания на землю. Сети с малым током замыкания на землю – это сети, в которых ток замыкания на землю не превышает значений, приведенных ниже в таблице 1.1. Таблица 1.1 Страна Россия США Франция Бельгия Предельно допустимый ток, А 500 400 300 500 Напряжения, при которых работают такие сети, называется средними. В России это 6–35 кВ, в зарубежных странах 1–69 кВ. Малый ток замыкания на землю обеспечивается подключением нейтралей сети следующими способами: 1) Нейтраль изолирована от земли (изолированная нейтраль); 2) Нейтраль соединена с землей через индуктивность (компенсированная нейтраль); 3) Нейтраль соединена с землей через резистор (резистивно-заземленная нейтраль). Сети с большим током замыкания на землю – это сети, в которых все (или почти все) нейтрали непосредственно (без промежуточного сопротивления) соединены с землей. В таких сетях ток замыкания на землю является током короткого замыкания и может достигать десятков и даже сотен кА. 9 Напряжения, при которых работают такие сети, называются высокими. В России это напряжения 110 кВ и выше. В этих сетях реализуется два режима работы нейтрали: 1) Глухо заземленная нейтраль – нейтрали всех без исключения аппаратов и машин глухо соединены с землей; 2) Эффективно заземленная нейтраль – только часть нейтралей электрооборудования глухо соединяются с землей (в таких сетях есть возможность заземления и разземления нейтрали, для чего в цепь нейтралей включаются разъединитель и разрядник). Таблица 1.2 Способы заземления нейтрали на высоких напряжениях, применяемые в России Напряжение сети Способ заземления нейтрали 330 кВ и выше Глухое 220 кВ Глухое (очень редко эффективное заземление) 110 кВ Эффективное заземление (редко глухое) Такое многообразие режимов нейтрали вызывает естественный вопрос – зачем это нужно и что это дает? Ниже попытаемся дать обоснованные ответы на этот вопрос. К электроэнергетическим системам предъявляется значительное количество требований, но среди них есть три особо важные, это: • высокая надежность работы энергосистемы; • умеренная (разумная) стоимость оборудования; • безопасность эксплуатации. К сожалению, максимальное удовлетворение всех этих требований одновременно невозможно, но получить наилучшее компромиссное решение возможно, и осуществляется это как раз выбором соответствующего режима нейтрали сети. Поясним это. Пока сеть работает в симметричном режиме, схема подключения нейтрали никак не влияет на работу сети. Но ситуация кардинально меняется, когда происходит нарушение симметричного режима, при этом из всех возможных видов нарушений, независимо от режима нейтрали, особо опасным является контакт одной фазы сети с землей. С одной стороны, однофазное повреждение сети является самым тяжелым, а с другой стороны – это повреждение самое распространенное (~ 80% от всех видов повреждений). Поэтому все основные критерии при выборе режима нейтрали формируются из режима однофазного контакта сети с землей. Для оценки воздействий этого режима на сеть вводится критерий – коэффициент замыкания на землю. Согласно ПУЭ коэффициент замыкания на землю – это отношение фазного напряжения на неповрежденных “здоровых” фазах после появления однофазного контакта с землей к напряжению на этой фазе в нормальном режиме kЗ = Uф З Uф . (1.1) В зависимости от режима нейтрали этот коэффициент изменяется в пределах 1,4– 1,73, т. е. однофазный контакт сети с землей всегда приводит к повышению напряжения на здоровых фазах. 1.3. Математическая модель трехфазной сети с нейтралью Рассмотрим трехфазную электрическую сеть переменного тока (рис. 1.3), в которой источник имеет схему «звезда» с соединением нейтрали на землю через комплексное сопротивление ZN. В настоящее время в энергосистемах используются следующие режимы нейтрали: 10 ZN = ∞ – изолированная нейтраль, ZN = jωL – компенсированная нейтраль, ZN = R – резистивное заземление нейтрали, ZN ≈ 0 – глухо заземленная (или эффективно заземленная) нейтраль. потребитель  U А ZA    U В  ZВ   U С ZN RA ZС  CA RB CB RC CC RЗ Рис. 1.3. Физическая модель трехфазной сети с нейтралью В модели приняты следующие обозначения: Uф – фазное напряжение источника; а= е j120 – оператор поворота вектора на1200;  =U U А ф – напряжение фазы А;  = а2U  – напряжение фазы В; U В А  =аU  – напряжение фазы С; U С А СА, СВ, СС – паразитные емкости фаз А, В, С относительно земли; RА, RВ , RС – сопротивления изоляции фаз А, В, С относительно земли; RЗ – сопротивление замыкания фазы на землю. На основе данной физической модели составим математическую модель трехфазной сети (рис. 1.4). U С U N U В U зN ZN ZС IС ZВ IВ  =U  +Z I ,  U з-N A A A  =U  +Z I ,  U з-N B B B  =U  +Z I ,  U з-N C C C  К нагрузке 0 = I A +I B +I C +I N . U A ZA IA Рис. 1.4. Математическая модель режимов нейтрали 3-фазной сети: схема замещения, - уравнения баланса напряженй, - уравнение баланса токов для узла 11 (1.2) Система четырех линейных алгебраических уравнений содержит четыре неизвестных: токи IA , I B , IC и напряжение земли относительно нейтрали ния этих неизвестных из первых трех уравнений выразим токи   I = U з-N - U A , A ZA   I = U з-N - U B , B ZB  . Для нахождеU з-N   I = U з-N - UC . C ZC (1.3) и подставим их в последнее уравнение системы, предварительно выразив сопротивления через проводимости по формуле q=1/Z. В результате получим выражение для напряжения земли относительно нейтрали     = U A q A + U Bq B + UC q C . U зN q A + qB + qC + q N Однако дальше будем пользоваться понятием «напряжение нейтрали относительно земли», т. е.  q +U  q +U  q U A A B B C C  = U  U   . N зN qA + qB + qC + q N (1.4) Теперь определим напряжения фаз относительно земли  =U  +U   U A-з A N  +U   U B-з = U B N   +U   U C-з = U C N  (1.5) Полученные уравнения (1.3), (1.4), (1.5) являются базовыми для анализа режимов нейтрали в трехфазных сетях и ниже, на их основе проведем соответствующий анализ. 1.4. Сети с изолированной нейтралью Это сети переменного тока, в которых источник электроэнергии, линия электропередачи и приемники нормально не соединены с землей [22]. Из-за несовершенства изоляции происходит утечка токов на землю, что учтено активными сопротивлениями RА, RВ , RС. Так как проводники каждой фазы относительно земли обладают емкостью, то с каждой фазы происходит утечка тока на землю через емкостное сопротивление хC = 1 . jω Сф Проходящие на землю емкостные токи создают падения напряжения, и в результате возникают напряжения проводов относительно земли UА-з, UВ-з, UС-з. Эти напряжения вызывают емкостный ток фазы, величина которого по закону Ома равна Ic = Uф хc = ω Сф U ф . В нормальном режиме работы сети напряжения фаз симметричны и стекающий на землю емкостный ток фаз IАс, IВс, ICc тоже симметричен, его сумма равна нулю. Поэтому в нормальном режиме сети ток через землю не протекает. При замыкании на землю одной из фаз сети, например, фазы А, напряжение этой фазы относительно земли становится равным нулю (поверхность земли в точке повреждения 12 приобретает потенциал этой фазы), а напряжения неповрежденных фаз относительно земли изменяются, появляется емкостный ток в земле. В связи с изложенными выше предварительными замечаниями, при замыкании фазы на землю в сети изменяется режим фаз, и здесь особый интерес представляют два физических явления: 1) емкостная асимметрия сети, 2) однофазное замыкание на землю (ОЗЗ). Предельно допустимые параметры для этих явлений определяются в нормативнотехнических документах (ПУЭ, ПТЭ). Емкостная асимметрия сети. Это явление возникает в сетях, имеющих в силу конструктивных причин различные емкости фаз относительно земли, что приводит к появлению напряжения на нейтрали (смещение нейтрали). Для исследования используем базовую математическую модель сети (рис. 1.4), введя в нее следующие условия: ZN = ∞ – нейтраль изолирована; RЗ = ∞ – контактов фаз с землей нет (сеть в рабочем состоянии); RА = RВ = RС = ∞ – утечкой тока по изоляции пренебрегаем; CA ≠ CB ≠ CC – емкости фаз относительно земли не равны. Модель сети для данных условий представлена на рисунке 1.5. потребитель  U А ZA   U В ZВ   U С ZС  I В I А  U N CA CВ I С CС Рис. 1.5. Моделирование емкостной асимметрии сети определим напряжение нейтрали по уравнению (1.4), подставив в него следующие проводимости: qN = 0, qА = jωСА, qВ = jωСВ, qС = jωСС. В результате получим   jωC + U   jωC + U   jωC U A A B B C C  UN = , jω (CA + CB + CC ) или, используя оператор поворота U Ф  (CA + а 2CB + аCC )  UN = = - αU Ф , CA + C B + CC (1.6) CA +а 2CB + а CC где – α = коэффициент емкостной асимметрии сети. C A + C B + CC Однофазное замыкание на землю (ОЗЗ). Это одно из самых распространенных повреждений трехфазных сетей. Когда нейтраль сети изолирована, при контакте одной фазы с землей отсутствуют условия для короткого замыкания, поэтому такой контакт называют «замыкание на землю». Целью исследования ОЗЗ является определение фазных напряжений относительно земли Uф-з, напряжения на нейтрали UN и тока замыкания на землю IЗ. Модель сети для данных условий представлена на рисунке 1.6, на землю замкнута фаза А. 13  U С З  U А U ВЗ потребитель U А З ZA    U В ZВ   U С ZС  I С  U N CС I В CВ I  0 А CA I З RЗ  0 Рис. 1.6. Моделирование однофазного замыкания на землю Для исследования ОЗЗ используем базовую математическую модель сети (рис. 1.4), введя в нее следующие условия: ZN = ∞ – нейтраль изолирована; RЗ =(0…∞) – сопротивление контакта фазы с землей определяется условиями контакта (например, при RЗ = 0 металлический контакт с землей); RА = RВ = RС = ∞ – утечкой тока по изоляции пренебрегаем; CA = CB = CC = С – сеть идеально симметрирована. Определим напряжение нейтрали по уравнению (1.4), подставив в него следующие проводимости: qN = 0, qА =1/RЗ + jωС, qВ = jωС, qС = jωС. В результате получим  =U N UФ  ( 1    1 + jωC  (1+а 2 +а)  U + jωC + а 2  jωC + а  jωC) Ф   RЗ RЗ  . =1 1 + jωC + jωC + jωC + 3jωC RЗ RЗ Так как (1+а2+а) = 0, то после умножения числителя и знаменателя на RЗ получим  =U N UФ . 1 + 3jωCR З (1.7) Таким образом, при ОЗЗ на нейтрали появилось напряжение UN, и напряжения фаз относительно земли также изменятся  =U  +U  =U U A.з A N Ф 3jωCR З UФ = UФ  , 1+ 3jωCR З 1+ 3jωCR З  =U  +U  = а2U U В.з В N Ф 14 UФ , 1+ 3jωCR З (1.8) (1.9)  =U  +U  = аU U C.з C N Ф UФ . 1+ 3jωCR (1.10) Особый интерес представляет случай металлического замыкания фазы на землю (RЗ = 0), подставляя его в уравнения (1.7), (1.8), (1.9), (1.10), получим напряжения в сети после замыкания фазы на землю [22]. На рисунке 1.7 представлены уравнения фазных напряжений и соответствующая им векторная диаграмма. U А  = U   U  U N А Ф U N  =U  +U  = 0, U A.з A N  =U  +U  =U  -U  U В.з В N В А  =U  +U  =U  -U  . U C.з C N C А U А. з  0 U С U В U N U N U С . з U В . з Рис. 1.7. Напряжения в сети с изолированной нейтралью после ОЗЗ Выводы. 1. При однофазном замыкании на землю напряжения неповрежденных фаз относительно земли увеличиваются в 3 раз до линейного значения. В сетях с изолированной нейтралью коэффициент замыкания на землю при ОЗЗ имеет максимальное значение. 2. Треугольник линейных напряжений остается неизменным, поэтому на трехфазную нагрузку, работающую в сети, данное повреждение не влияет. Ток замыкания на землю IЗ. При замыкании одной фазы на землю напряжение на здоровых фазах возрастает до линейного значения и с этих фаз в землю стекает емкостный ток. Емкостные токи неповрежденных фаз, в нашем случае это фазы В и С, опережают напряжения на 90° и равны  I = U B.з = jωC  U  , B B.з ZB а модуль этих токов равен  I = U C.з = jωC  U  , C C.з ZC (1.11) IB = IC = 3Uф  ωC. Ток однофазного замыкания на землю в точке повреждения определяется геометрической суммой токов неповрежденных фаз (рис. 1.8) I = I + I = 3 U ω С , З B C ф ф (1.12) т. е. возрастает в 3 раза по сравнению с емкостным током фазы в нормальном режиме. I З  0 U A.з Рис. 1.8. Векторная диаграмма токов при ОЗЗ фазы А I C  U С.з  U В.з 15 Согласно формуле (1.12) ток IЗ зависит от напряжения сети и емкости фаз относительно земли, которая определяется конструкцией линии, и ее протяженностью. В практических расчетах ток IЗ (А) определяют по следующим формулам: для ВЛ IЗ = U Л L+350 , для КЛ IЗ = U Л L+10 , где UЛ – линейное напряжение сети, кВ; L – длина электрически связанных участков сети данного напряжения, км. В нормативных документах [15] указаны предельно допустимые значения тока замыкания на землю (табл. 1.2). Напряжение сети, кВ Ток ОЗЗ, А 3–6 ≤ 30 10 ≤ 20 20 ≤ 15 35 ≤ 10 Таблица 1.2 Генераторы 5 Причины этих ограничений следующие. 1. При контакте упавшего провода на землю появляется дуга, но из-за неустойчивого контакта дуга постоянно гаснет и зажигается вновь (так называемая «перемежающая дуга»). В моменты зажигания дуги происходят значительные перенапряжения, которые при многократных повторениях приводят к повреждению изоляции уже здоровых фаз и к появлению двухфазного КЗ. Как известно из теории дуговых процессов, для каждого значения тока и напряжения, приложенного к дуге, она имеет определенную критическую длину, при которой существовать не может. Ограничения тока IЗ в таблице 1.1 обосновываются этими условиями. 2. Ток замыкания на землю – это емкостный ток, и он стекает с проводника на землю через изоляцию (пример – конденсатор). Такой ток особенно опасен в обмотках электрической машины, так как он протекает перпендикулярно проводнику через изоляцию на корпус, вызывает повышенный нагрев изоляции и ее преждевременный износ. Поэтому, если в составе сети имеются генераторы или другие крупные электрические машины, то для предотвращения их повреждения ток замыкания на землю ограничивается значением IЗ ≤ 5А. Если значение тока ОЗЗ превышает указанные в таблице 1 значения, режим нейтрали меняют на компенсированную нейтраль, или вместо компенсации в настоящее время может применяться резистивное заземление нейтрали. Достоинства изолированной нейтрали: – при однофазном замыкании на землю сеть не отключается и потребители, включенные на линейное напряжение, продолжают работать нормально, релейная защита работает на сигнальные устройства, извещая персонал о возникновении однофазных замыканий на землю (допустимая длительность работы с заземленной фазой ограничивается директивными документами и исчисляется часами); – малый ток в месте повреждения (при малой емкости сети на землю). Недостатки изолированной нейтрали: – возможность возникновения дуговых перенапряжений при перемежающемся характере дуги в месте замыкания на землю; – возможность возникновения многоместных повреждений (выход из строя нескольких электродвигателей, кабелей) из-за пробоев изоляции на других присоединениях, связанных с дуговыми перенапряжениями; – возможность длительного воздействия на изоляцию дуговых перенапряжений, что ведет к накоплению в ней дефектов и снижению срока службы; 16 – необходимость выполнения изоляции электрооборудования относительно земли на линейное напряжение, что резко увеличивает ее стоимость (этот фактор ограничивает область использования изолированной нейтрали напряжением не выше 35 кВ); – сложность обнаружения места повреждения; – опасность электропоражения персонала и посторонних лиц при длительном существовании замыкания на землю в сети. Историческая справка. Режим изолированной нейтрали был первым режимом заземления нейтрали, использовавшимся в электроустановках среднего напряжения. Недостатки режима работы с изолированной нейтралью весьма существенны, а такое достоинство, как отсутствие необходимости отключения первого замыкания, достаточно спорно. Так, всегда есть вероятность возникновения второго замыкания на другом присоединении из-за перенапряжений и отключения сразу двух кабелей, электродвигателей или воздушных линий. Такое развитие событий в эксплуатации не так редко. Именно по этой причине во многих странах, таких как США, Канада, Англия, Австралия, Бельгия, Португалия, Франция и другие, отказ от режима изолированной нейтрали произошел еще в 40–50-х гг. прошлого века. В настоящее время из промышленно развитых стран режим изолированной нейтрали применяют только Италия, Япония и Финляндия. В России до последнего времени режим изолированной нейтрали был закреплен в ПУЭ. Именно этим объясняется сложившееся положение, когда даже в сетях с высоковольтными электродвигателями, где защита от однофазных замыканий выполнена с действием на отключение без выдержки времени, применяется режим изолированной нейтрали. 1.5. Сети с компенсированной нейтралью Проблема и принцип ее решения. Если в сети с изолированной нейтралью ток замыкания на землю превышает допустимые значения, указанные в таблице 1.2, то резко возрастает возможность появления опасных перенапряжений, что неизбежно приводит к двухфазным КЗ и отключению сети. В этом случае следует принимать меры по компенсации емкостного тока замыкания на землю, которая осуществляется с помощью регулируемой индуктивности включенной в нейтраль сети и настроенной в резонанс (или почти в резонанс) с емкостным сопротивлением сети (рис. 1.9). В нормальном режиме ток через реактор практически равен нулю. Но при появлении ОЗЗ реактор оказывается под фазным напряжением сети и через место замыкания на землю протекают два тока: емкостный ток IС и противоположный по фазе индуктивный ток реактора IL.  U А    U В U А   U С U N IL  LR IC U С Cф Cф U В IЗ Cф U N U N I L U С . з U В. з I С Заземлитель Рис. 1.9. Модель компенсированной сети при замыкании фазы А на землю 17 Если реактор настроен в резонанс, т. е. ωL = 1/(3ωС), то емкостный ток в месте повреждения будет компенсироваться индуктивным током, и в месте замыкания останется лишь небольшой активный ток (рис. 1.9). Это способствует погасанию дуги, а если дуга не возникает, то замедляется и процесс разрушения изоляции, и тем самым отдаляется переход в междуфазное КЗ. Появляется достаточное время для отыскания поврежденного участка и его отключения без перерыва электроснабжения. Релейную защиту от замыканий на землю на линиях компенсированной сети также выполняют с действием на сигнал. Эффективность компенсации характеризуется отношением количества замыканий на землю, не развившихся в междуфазное КЗ, к общему количеству замыканий на землю. Для компенсированных сетей это отношение 0,6–0,9, тогда как для сетей с изолированной нейтралью всего 0,3. Однако, вместе с положительным эффектом включение в нейтраль индуктивности приводит к появлению ряда новых проблем. Это связано с тем, что в контур нулевой последовательности (в контур нейтрали) последовательно включены емкость и индуктивность, которые образуют колебательный контур, способный резонировать. Настройка дугогасящих реакторов. Возможны 3 режима настройки реактора: – резонансная, при которой IС = IL,; – режим недокомпенсации IС > IL; – режим перекомпенсации IС < IL. Для максимального ограничения тока в месте замыкания на землю и создания наилучших условий для погасания дуги желательна резонансная настройка реактора. Однако в настроенной сети могут отключаться части линий, что уменьшает ее емкость, нарушая резонансную настройку. Поэтому стабильная резонансная настройка возможна только при применении специальных реакторов с плавным автоматическим регулированием индуктивности реактора. Отклонение настройки от резонансной характеризуется степенью расстройки компенсации [7] ν= IC - I L 100% , IC (1.13) где ν = 0 – резонансная настройка, v >0 – некомпенсация, v <0 – перекомпенсация. С одной стороны, резонансная настройка нейтрали – это наилучший режим сети при ОЗЗ, но с другой стороны, этот режим требует специальной качественной настройки самих электрических сетей. Рассмотрим это подробнее. Особенности режима компенсированной нейтрали. Воспользуемся базовой моделью сети (рис. 1.4) и условиями: ZN = Rp +jωLp – нейтраль соединена с землей через дугогасящий реактор; RЗ = ∞ – контакт фазы с землей отсутствует; RА = RВ = RС = Rи – учитываем утечку тока по изоляции, приняв для упрощения анализа сопротивления утечки равными; CA ≠ CB ≠ CC – емкости фаз относительно земли не равны. Определим напряжение нейтрали по уравнению (1.4), подставив в него следующие проводимости: q N =1 R P -1 jωLP , qА =1/Rи + jωСА, qВ = 1/Rи+ jωСВ, qС =1/Rи +jωСС. 18 В результате получим  =U N =- U Ф   qи + jωC А + а 2 (qи  jωC В ) + а(qи  jωCС )  = 1 3qи + jωC А + jωC В + jωCС  1 R Р  j L P (1.14) U Ф  jω  C А + а 2 C В + аCС  3qи + jω  C А + C В + CС   1 R Р  1 j L P После преобразований (1.14) напряжение нейтрали, вызванное емкостной несимметрией, определится так: U N = Uф α ν 2 +k 2у , (1.15) Са  а Сb  аСс – коэффициент емкостной несимметрии, Са  Сb  Сс 3q+1 R p kу = – коэффициент успокоения (определяет добротность колебательноω(Са +Сb +Сс ) 2 где   го контура). Резонансные перенапряжения. Установка дугогасящих реакторов создает условия для появления резонанса напряжений. Действительно, если сеть обладает емкостной асимметрией (СА ≠ СВ ≠ СС), то на нейтрали появляется напряжение UN, на которое последовательно включены емкость и индуктивность. Возможность возникновения резонансных перенапряжений поясняет схема замещения на рисунке 1.10 а [22]. Из уравнения (1.15) видно, что при наличии емкостной асимметрии и при резонансной настройке (v = 0) напряжение нейтрали, а следовательно и напряжение на изоляции сети, могут оказаться значительными (рис. 1.10 б). Причем резонансные перенапряжения тем больше, чем больше степень асимметрии α и меньше коэффициент успокоения сети kу. а) б) U N UN E экв 3q при k у1 1 RP при k у 2  k у1 j (C A  CB  CC ) j 1  LP перекомпенсация недокомпенсация Рис. 1.10. К возникновению резонансных перенапряжений в компенсированной сети: а - схема замещения контура нулевой последовательности (контур нейтрали); б - зависимость напряжения нейтрали от степени расстройки 19  В целях ограничения этих перенапряжений в ПУЭ регламентировано соблюдение следующих условий. 1) При резонансной настройке реактора сеть обязательно должна быть симметрирована α< 0,75%, это обеспечит неопасное для сети повышение напряжения на нейтрали UN < 0,15UФ. 2) В сетях допускается перекомпенсация и запрещается недокомпенсация. В сетях 3– 10 кВ разрешается перекомпенсация не более 5% (при остаточном токе не выше 5 А), в сетях 35 кВ – не более 10% (при остаточном токе не выше 10А). При выполнении этих условий напряжение нейтрали не превысит 0,7 UФ. Недопустимость режима недокомпенсации объясняется тем, что при обрыве фазы (без падения провода на землю) происходит уменьшение емкости сети и недокомпенсированная сеть приближается к режиму резонанса (рис. 1.10 б) и может случайно прийти к резонансной настройке, что вызовет опасные перенапряжения на изоляции. Наоборот, перекомпенсированная сеть при обрыве фазы уходит от точки резонанса. 1.6. Сети с резистивным заземлением нейтрали В сетях с изолированной нейтралью при появлении ОЗЗ контакт с землей в большинстве случаев имеет дуговой характер. При этом процесс горения дуги неустойчивый, дуга гаснет при переходе тока через нуль и затем загорается вновь (перемежающая дуга). При этом емкости здоровых фаз сохраняют свой заряд в связи с отсутствием путей их разряда, в результате на неповрежденных фазах концентрируются значительные заряды и появляются недопустимо высокие перенапряжения, которые часто приводят к пробою здоровой изоляции. В сети с резистивным заземлением нейтрали заряд в режиме перемежающегося замыкания не накапливается, так как стекает по сопротивлению в землю, что приводит к ограничению дуговых перенапряжений до относительно безопасных уровней (~до 2,5Uном). Для обеспечения полного разряда емкостей фаз за время между ближайшими замыканиями (0,008-0,010 с) сопротивление резистора выбирают из условия I R  IC . Виды резистивного заземления. Резистивное заземление бывает двух видов: высокоомное и низкоомное, и различаются они величиной предельно допустимого тока замыкания на землю при ОЗЗ. Высокоомное заземление нейтрали. При этом заземлении должны соблюдаться требования ПУЭ для изолированной нейтрали, а именно: 1) ограничены предельные токи замыкания при ОЗЗ до величин, указанных в таблице 1.2; 2) при ОЗЗ сеть не отключается, а релейная защита срабатывает только на сигнал (если это не противоречит условиям электробезопасности работы электроустановки). Низкоомное заземление нейтрали выполняется по следующим требованиям: 1) может выполняться в сетях с током замыкания на землю не более 500 А (это верхний предел токов для электроустановок с малыми токами замыкания на землю, к которым в Poссии относятся сети 3–35 кВ); 2) при ОЗЗ предусматривается действие РЗиА на отключение. Схемы включения резисторов. Схемы включения резисторов в сеть зависят от наличия или отсутствия выведенной нейтрали и исполнения резисторов (высоковольтные, низковольтные). На рисунке представлено несколько наиболее распространенных вариантов таких схем. Высоковольтный заземляющий резистор может подключаться либо к нейтрали обмотки высшего напряжения нейтралеобразующего трансформатора TR 6-35/0,4 кВ (рис. 20 1.11 а), либо непосредственно к нейтрали обмотки силового трансформатора, питающего данную сеть (рис. 1.11 б). В качестве нейтралеобразующих трансформаторов могут быть использованы серийно выпускаемые трансформаторы со схемой соединения обмоток Y0/∆ либо специальные заземляющие фильтры типа ФЗМ со схемой соединения обмотки Z0 (на рис. 1.11 не показаны). Низковольтный заземляющий резистор можно подключать к вторичной обмотке однофазного понижающего трансформатора (рис. 1.11 в). а) б) RN 6 - 35 кВ 6 - 35 кВ TR RN в) от ходящ ие линии отходящие линии нейтраль силового трансформатора 6  35 кВ Рис. 1.11. Схемы включения резисторов в нейтраль сети 6-35 кВ RN Режим заземления нейтрали через резистор используется в России ограниченно, прежде всего, из-за отсутствия отечественных нормативных документов, регламентирующих в полном объеме комплекс перечисленных выше вопросов применительно к резистивному заземлению нейтрали. 1.7. Сети с эффективно и глухо заземленными нейтралями Для анализа режима нейтрали этих сетей воспользуемся методом симметричных составляющих [22]. Рассмотрим 3-фазную сеть, подключенную к источнику трехфазной симметричной электродвижущей силы. Для такой сети формально можно записать следующие группы уравнений:  + I z  E 1 = U 1 1 1   + I z Е2 = 0 = U 2 2 2  Е = 0 = U  + I z 0 0  0    1.16     =U  +U  +U  U  A 1 2  2     UB = a U 1 + aU 2 + U 0  1.17  U 2       C = aU1 + a U 2 + U 0   I A = I1 + I 2 + I0  2  I B = a I1 + aI 2 + I0  I = aI + a 2I + I 1 2 C    1.18    При составлении уравнений учтено: 1) источник создает ЭДС только прямой последовательности Е1, а сеть имеет сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей z1, z2, z0, на которых происходят соответствующие падения напряжений; 21 2) напряжения UA, UB, UC и токи IA, IB, IC записаны в виде суммы трех последовательностей. В данной системе 9 уравнений и 12 неизвестных, и в таком виде система уравнений не определена. Для ее решения необходимо составить еще 3 уравнения, и такие уравнения появляются при изучении конкретного режима работы сети. Однофазное короткое замыкание. Рассмотрим контакт фазы А с землей. Поскольку нейтраль сети непосредственно соединена с землей, то контакт фазы с землей является однофазным коротким замыканием (ОКЗ). С IС  0 IВ  0 В А Рис. 1.12. Схема сети при однофазном КЗ, произошедшем в режиме холостого хода IК Зазем лит ель Рассмотрим сеть в режиме холостого хода, тогда при КЗ на фазе А получим следующие дополнительные уравнения  (1) = 0, I = 0, I = 0. U A В С (1.19) Решая систему уравнений (1.16) – (1.19), определим: – ток однофазного короткого замыкания Iк(1);  , U  . – напряжения на здоровых фазах U В С Для решения проведем следующую серию преобразований. (1) (1) 2 2 1. Запишем сумму токов фаз IА + IВ + IС = (1+а +а) I1 + (1+а+а ) I2 +3I0 , но так как 1+а 2 +а = 0 и IВ = IС = 0 , получим 2. Запишем разность токов I  I(1)  3I . A k I - I = 0 =(a 2 - a)I + a - a 2I , откуда следует B C 1 2 I  I . 1 2 3. В формулу тока фазы А подставим значения, полученные в п. 1 и 2: откуда следует I = I +I + I  2I + I  3I , A 1 2 1 I  I  I . 1 2 (1.20) 4. Из уравнений (1.16) выразим напряжения U1, U2, U0, подставим их в (1.17), учтем условие (1.20) и примем справедливое для сетей равенство z1≈z2. В результате получим 22  (1) = E - I z - I z - I z  E - (2z + z )I , U A 1 1 1 2 2 0 0 1 1 0 0  (1) = a 2 (E -I z ) - a  I z - I z  a 2 E  (a 2  a)z  z  I , U B 1 1 1 2 2 0 0 1 1 0 0   U (1) C (1.21) = a  (E1 -I1z1 ) - a  I2 z 2 - I0 z 0  aE1  (a  a )z1  z 0  I0 . 2 2 Подставляя в первое уравнение системы (1.21) UA= 0 и I A  Ik(1)  3I0 , получим Е 1 , 2z1 + z 0  I(1) =3I = 3Е1 . К 2z1 + z 0 I = (1.22) Второе и третье уравнения системы (1.21) после подстановки а2 + а= –1 приводятся к виду  (1) = а 2 Е + Е 1- z 0 z1 , U  (1) = а Е + Е 1- z 0 z1 . U В 1 1 С 1 1 2+ z 0 z1 2+ z 0 z1 Векторная диаграмма напряжений, построенная по уравнениям (1.23), иллюстрирует изменение напряжений на здоровых фазах при различных значениях сопротивления нулевой последовательности z0 (рис. 1.13). Сравним токи однофазного и трехфазного КЗ. Так как трехфазное КЗ – это симметричный режим, то ток содержит только прямую последовательность Е А  Е1 U В  З (при z0 = 0) Е1 2 Е С  аЕ1 Е В  а 2 Е1  Е1  I(3) = Е1 , к z1 U С  З (при z0 =  ) отсюда относительное значение тока однофазного КЗ зависит от соотношения сопротивлений обратной и прямой последовательностей и равно к (1-3) (1.23) U В  З (при z0 =  ) Рис. 1.13. Векторная диаграмма напряжений при однофазном КЗ I(1) 3 = к(3) = Iк 2+ z 0 z1 . (1.24) Коэффициент замыкания на землю в этом режиме также определяется соотношением сопротивлений z0/z1 и равен kЗ = Uф  З Uф  а2 + 1- z 0 z1 2+ z 0 z1 . (1.25) Графики изменения относительного значения тока КЗ и коэффициента замыкания на землю при эффективном заземлении нейтрали приведены на рисунке 1.14 и из них следует, что эффективное заземление нейтрали обеспечивается при отношении сопротивлений х0/х1≤3. 23 I(1) к I(3) к U* 1,5 к (1/3) 1,25Uф.ном 1 0,86Uф.ном 0,6 0,5 1 2 3 х0 х1 Рис. 1.14. Определение границ эффективного заземления нейтрали Работа электрических систем напряжением 110–150 кВ может предусматриваться как с глухозаземленной, так и с эффективно заземленной нейтралью. Электрические сети напряжением 220 кВ и выше работают только с глухозаземленной нейтралью. Глухим заземлением называют такой способ заземления, при котором нейтраль обмотки трансформатора присоединена к заземляющему устройству металлически или через малое сопротивление (например, через трансформаторы тока). Эффективным заземлением нейтрали называют такую сеть, в которой нейтрали большей части силовых элементов (трансформаторов, генераторов) заземлены. В данном режиме повышение напряжения по отношению к земле на неповрежденных фазах при однофазных замыканиях на землю в установившемся режиме не превышает 0,8 линейного напряжения и коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4. Например, для сети 154 кВ: Кз= 0,8 ·Uлин/ Uфаз.= 0,8· 154 / 89 =123,2/89 = 1,384<1,4. Эффективное или глухое заземление нейтрали применяется во всех электроустановках напряжением 110 кВ и выше, и это объясняется большими технико-экономическими преимуществами такого способа именно для установок высокого напряжения. Внутренние перенапряжения в таких установках ниже, чем перенапряжения в сетях с изолированной нейтралью, и поэтому стоимость изоляции линий и аппаратов получается значительно ниже, чем при изолированной нейтрали. Другим преимуществом эффективного заземления нейтрали является возможность обеспечить четкую быстродействующую защиту однофазных КЗ, которые составляют до 80% всех видов повреждений. Кроме того в этих сетях более эффективно применение автоматического повторного включения (АПВ). Количество заземленных нейтралей на станции (подстанции) определяется необходимым значением тока, однофазного КЗ, который не должен быть меньше 60% тока трехфазного КЗ в той же точке (хо ≤ 3х1) , чтобы повышение напряжения при этом на неповрежденных фазах не превышало 0,8 междуфазного напряжения в нормальном режиме работы. Такое значение тока может быть обеспечено при заземлении большей части нейтралей трансформаторов станции (подстанции), число которых должно быть определено специальным расчетом. При этих расчетах необходимо учитывать обязательность заземления нейтралей автотрансформаторов, трансформаторов 220 кВ и тяговых трансформаторов, установленных на электрических станциях и подстанциях. Чем больше число заземленных нейтралей, тем меньше величина внутренних перенапряжений. Поэтому в сетях напряжением 220 кВ и выше применяют глухое заземление 24 всех трансформаторов и автотрансформаторов, а в электропередачах 500–750 кВ, кроме того, в ряде случаев прибегают к дополнительному ограничению внутренних перенапряжений техническими средствами. Заземление нейтралей всех без исключения трансформаторов подстанции не практикуется, так как при этом увеличиваются токи однофазных КЗ на землю, чего следует избегать в тех случаях, когда это возможно, как, например, в сетях напряжением 110–150 кВ. Кроме того, при наличии большого количества подстанций, присоединенных к линиям электропередачи глухими ответвлениями, количество заземленных нейтралей трансформаторов в сети ограничивается также условиями релейной защиты. Поэтому в сетях 110–150 кВ заземляют только такое количество нейтралей, которое обеспечивает упомянутую выше эффективность заземления и допустимое напряжение на нейтрали незаземленных трансформаторов с РПН при однофазных коротких замыканиях. 25 Глава 2 СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ Силовые трансформаторы и автотрансформаторы – это связующее звено между источниками и потребителями электроэнергии, и в этой роли они являются ключевыми компонентами современной электроэнергетической системы. Без этих устройств невозможно представить энергетику, а роль, которую они выполняют, трудно переоценить. Независимо от конструкции и назначения это статические электромагнитные устройства, имеющие две или более индуктивно связанные обмотки. Важным признаком трансформаторов является понятие «обмотка». Обмоткой называют комплекс катушек всех фаз одного напряжения. Если необходимо рассмотреть процессы в отдельной фазе, говорят о фазной обмотке. На основе понятия об обмотке трансформаторы классифицируются следующим образом: 1) по количеству и конструкции обмоток: двухобмоточные, трехобмоточные, с расщепленной обмоткой; 2) по схемам соединения обмоток: Y – звезда (с изолированной или заземленной нейтралью), Δ – треугольник, Z – зигзаг; 3) по способу передачи энергии: обмотки с трансформаторной связью (обмотки электрически не связаны, а передача энергии происходит только электромагнитным путем); обмотки с автотрансформаторной связью (обмотки связаны электрически, а передача энергии с одного уровня напряжения на другой происходит двумя путями – электромагнитным и электрическим). В электрических схемах применяются условные обозначения трансформаторов, построенные на конструктивных признаках обмоток: количество обмоток, их схема соединения (звезда, звезда с нулем, треугольник, зигзаг), наличие РПН и соединение нейтрали – изолированная или заземленная (рис. 2.1). Стрелка указывает на наличие у трансформатора устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Отсутствие стрелки означает, что трансформатор снабжен устройством регулирования напряжения ПБВ (переключение без возбуждения). а) ВН б) в) ВН ВН д) ВН CН CН НН НН НН 1 НН 2 НН Рис. 2.1. Обозначение силовых трансформаторов в электрических схемах: а) двухобмоточный, б) трехобмоточный, в) двухобмоточный с расщепленной обмоткой, д) автотрансформатор (автотрансформаторная связь обмоток ВН-СН) 2.1. Элементы теории и параметры трансформатора Трансформаторы предназначены для преобразования параметров переменного тока (напряжение, частота, число фаз), но наиболее распространенное назначение трансформаторов – это преобразование величины напряжений. Далее будет рассматриваться именно этот тип трансформаторов. (Для преобразования частоты и числа фаз применяются специальные типы трансформаторов, которые имеют специфическую конструкцию и в данном курсе лекций не обсуждаются.) 26 2.1.1. Элементы теории трансформатора На рисунке 2.2 изображен двухобмоточный трансформатор, у которого обмотка 1 (первичная) принимает энергию из сети с напряжением U1, а от обмотки 2 (вторичная) энергия отводится к потребителю (к нагрузке). Обмотки имеют разные числа витков w1 и w2. Передача энергии из одной обмотки в другую происходит посредством электромагнитной индукции. Для усиления электромагнитной связи обмотки расположены на замкнутом ферромагнитном магнитопроводе 3. 3 I1 I2 2 U1 z нагр U2 1 Ф 1 Ф 2 Ф г1 Ф г2 Рис. 2.2. Условное разделение магнитных полей трансформатора на главные поля и поля рассеяния Для обоснования уравнений, являющихся основой теории трансформатора, рассмотрим процесс передачи мощности из одной обмотки в другую, разбив его на несколько логически законченных этапов. Этап 1. При включении первичной обмотки в сеть переменного синусоидального тока по ней протекает ток I1 , он создает магнитный поток Ф1, который условно делят на две части Ф1 = Фг1 + Ф 1. Поток Фг1 замыкается по магнитопроводу, сцепляется с обеими обмотками и этим обеспечивается передача мощности из одной обмотки в другую. Поток Ф г1 называют главным магнитным потоком первичной обмотки. Другая часть магнитного потока Фσ1 сцепляется только со своей обмоткой, и поэтому не участвует в передаче мощности, но при этом происходит рассеивание энергии, в силу чего поток Фσ1 называют потоком рассеяния. Этап 2. Поток Фг1, сцепляясь с вторичной обмоткой, вызывает в ней электродвижущую силу Е2, и при замыкании вторичной обмотки на сопротивление нагрузки zнагр под действием Е2 в обмотке появится ток I2, который в свою очередь создаст магнитные потоки Фг2 и Ф σ2. Этап 3. Два главных потока, складываясь, образуют в сердечнике трансформатора результирующий магнитный поток, который называют главным магнитным потоком трансформатора или потоком в сердечнике.  =Ф  +Ф  . Ф c г1 г2 Таким образом, в трансформаторе выделяем три магнитных потока: 27 Фс – главный поток, проходит по магнитопроводу, поэтому он имеет значительную величину и индуктирует в обмотках значительную ЭДС; Фσ1 и Фσ2 – потоки рассеяния, они проходят в основном через воздух и встречают на своем пути значительное магнитное сопротивление, поэтому они малы по сравнению с главным магнитным потоком. Поскольку каждое из выделенных магнитных полей создает свое индуктивное сопротивление, то отмеченные выше физические процессы можно представить в виде физической модели, изображенной на рисунке 2.3, и на ее основе построить математическую модель трансформатора. Фσ1 I1 r1 U1 a x 1 Фσ2 Фc c x 2 I2 r2 Ег2 Е г1 b  U2 zнагр d Рис. 2.3. Физическая модель трансформатора с разделением магнитных полей на главные и поля рассеяния Математическая модель трансформатора. В теоретических и практических вопросах математическое моделирование трансформатора представлено в трех взаимозаменяемых формах: 1) уравнения баланса напряжений обмоток; 2) схема замещения; 3) векторная диаграмма. Уравнения баланса напряжений обмоток. Отметим, что при записи этих уравнений обмотки следует разделять на: – обмотку, принимающую энергию из сети, – обмотку, отдающую энергию потребителю. Первичная обмотка принимает энергию из сети, и поэтому источником тока в этой обмотке является напряжение сети U1, электродвижущая сила Е1, созданная главным магнитным полем ФС, и электродвижущая сила Еσ1, созданная полем рассеяния Фσ1. Таким образом, уравнение баланса напряжений для первичной обмотки будет следующим u1 +e1 +e 1 = i1r1. (2.1) Вторичная обмотка отдает энергию в сеть, поэтому источником тока в ней является только электродвижущая сила Е2, созданная полем Фс, и Еσ2, созданная полем рассеяния Фσ2. Отсюда уравнение баланса напряжений для вторичной обмотки e2 +e 2 =i 2r2 + u 2 , (2.2) где u2 = i2∙rнагр – это падение напряжения на сопротивлении нагрузки. Полученные уравнения запишем в комплексной форме  + E + E = I r , U 1 1 σ1 11  , E 2 + E σ2 = I2r2 + U 2   или, используя известную формулу E = - jx  I , после приведения вторичной обмотки к первичной окончательно получим 28  = r I + jx I +jx (I +I ), U 1 11 σ1 1 c 1 2   = r I + jx I + jx ( I + I ) . -U 2 2 2 σ2 2 c 1 (2.3) 2 Схема замещения трансформатора – это электрическая схема соединения активных и индуктивных сопротивлений в определенном масштабе, точно моделирующая энергетические процессы в трансформаторе. Схема, изображенная на рисунке 2.3, пока не является схемой замещения, так как в ней помимо электрических цепей присутствует магнитная связь между обмотками, созданная главными полями. Для получения электрической схемы магнитную связь следует заменить электрическим эквивалентом. В теории электрических машин эта процедура называется «привидением обмоток»0, суть которой состоит в следующем. Если в схеме (рис. 2.3) электрически соединить точки b-d, то энергетические процессы не изменятся, так как это соединение не дает новых электрических контуров, но если электрически соединить точки a-c, то в схеме появится новый контур, и в нем под действием разности потенциалов Ег1 и Ег2 появится ток, которого нет в реальном трансформаторе. В теории электрических машин существует строго доказанный факт, что если «мысленно» числа витков обмоток сделать равными, например, у вторичной обмотки принять ( w 2  w1 ) и вместо реальных сопротивлений этой обмотки в схему ввести приведенные значения по формулам, показанным ниже r2  r2' =k 2r2 , ' х2  х2' =k 2 х 2 , х c2  х c2 = k х2 , где k = w 1 w 2 – коэффициент приведения, то энергетика приведенного трансформатора будет полностью эквивалентна энергетике реального трансформатора. Эта математическая процедура называется «приведение вторичной обмотки к первичной», а схема с электрическими и магнитными связями превращается в чисто электрическую схему и называется «схемой замещения трансформатора». Следует отметить, что «привидение нескольких неподвижных или движущихся обмоток к одной из них» – один из самых распространенных математических процедур в электроэнергетических теориях и расчетах. а) б) Рис. 2.4. Т-образная схема замещения трансформатора В схеме замещения трансформатора сопротивления х1 и х2 учитывают действие магнитных полей рассеяния Фσ1 и Фσ2, а х0 учитывает ЭДС Е1=Е'2, созданную в обмотках трансформатора главным потоком ФС. 29 Активные сопротивления учитывают тепловые потери в различных элементах трансформатора: в обмотках, в магнитопроводе и в других металлических элементах конструкции трансформатора. Сопротивления r1 и r'2 учитывают потери в обмотках трансформатора (потери в меди) и потери, вызванные полями рассеяния в металлических элементах конструкции трансформатора, по которым они проходят. Сопротивление r0 определяет потери на нагрев магнитопровода трансформатора, вызванные вихревым током в листах стали. 2.1.2. Номинальные параметры трансформатора К основным номинальным параметрам трансформатора относятся: мощность, напряжение, ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода и короткого замыкания. 1. Номинальная мощность – это указанное в заводском паспорте значение полной мощности, на которую непрерывно может быть нагружен трансформатор при номинальных частоте и напряжении в определенных условиях охлаждающей среды. Номинальная мощность для двухобмоточного трансформатора – это мощность, на которую рассчитана каждая из обмоток. Трехобмоточные трансформаторы могут быть выполнены с обмотками как одинаковой, так и разной мощности. В последнем случае за номинальную мощность принимается наибольшая из мощностей отдельных обмоток трансформатора. За номинальную мощность автотрансформатора принимается номинальная мощность обмоток, имеющих между собой автотрансформаторную связь («проходная мощность»). 2. Номинальные напряжения трансформаторов устанавливаются отдельно для первичной и вторичной обмоток. а) Номинальное первичное напряжение – это междуфазное (линейное) напряжение, которое подводят к трансформатору. Это напряжение совпадает с напряжением сети. б) Номинальное вторичное напряжение – это междуфазное (линейное) напряжение на вторичной обмотке при холостом ходе, его устанавливают на 5% выше номинального напряжения сети, например, 6,3 кВ, 10,5 кВ и т. д. 3. Номинальные токи трансформатора – это значения токов в обмотках, при которых допускается длительная нормативная работа трансформатора. Номинальный ток любой обмотки трансформатора определяют по ее номинальной мощности и номинальному напряжению. 4. Потери активной мощности короткого замыкания – Рк, кВт. 5. Потери активной мощности холостого хода – Рх, кВт. 6. Напряжение короткого замыкания Uк – это напряжение, при подведении которого к одной из обмоток трансформатора при замкнутой накоротко другой обмотке в ней проходит номинальный ток. В трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах напряжение КЗ определяется для любой пары обмоток при разомкнутой третьей обмотке. Напряжение короткого замыкания выражают в процентах от номинального напряжения на средней ступени регулирования напряжения. 7. Ток холостого хода в процентах Iх характеризует величину активных и реактивных потерь в стали. Он зависит от магнитных свойств стали, величины магнитной индукции в сердечнике, конструкции и качества сборки магнитопровода. Ток холостого хода выражается в процентах от номинального тока трансформатора, в силовых трансформаторах эта величина лежит в пределах от 0,8 до 4%. Потери ХХ и КЗ определяют экономические параметры трансформатора. Потери XX состоят из потерь в стали на перемагничивание и вихревые токи. Для уменьшения их при- 30 меняется электротехническая сталь с малым содержанием углерода и со специальными присадками, холоднокатаная сталь толщиной 0,27 мм, с жаростойким изоляционным покрытием. Потери короткого замыкания состоят из потерь в обмотках при протекании по ним токов нагрузки и добавочных потерь в обмотках и конструкциях трансформатора, вызваных магнитными полями рассеяния. Эти поля создают вихревые токи в крайних витках обмотки и конструкциях трансформатора (стенки бака, ярмовые балки и др.). Для их снижения обмотки выполняются многожильным транспонированным проводом, а стенки бака экранируются магнитными шунтами. В энергосистемах установлено значительное число трансформаторов малой и средней мощности, поэтому общие потери электроэнергии во всех трансформаторах страны значительны. На основе каталожных данных определяются параметры схемы замещения трансформаторов. Коэффициент трансформации. Если на первичную обмотку трансформатора с числом витков w1 подается переменное напряжение U1, то на вторичной обмотке с числом витков w2 напряжение будет другим U2 ≠ U1, т. е. происходит преобразование уровней напряжения. Для количественной оценки этого преобразования вводят понятие коэффициента трансформации и определяют его как отношение напряжений k ТP = U2 U1  w2 w1 . (2.4) Для обоснования этого соотношения воспользуемся уравнениями напряжений для обмоток трансформатора (2.1 и 2.2) и рассмотрим режим холостого хода. В этом режиме вторичная обмотка разомкнута (i2 = 0), а ток холостого хода в первичной обмотке пренебрежимо мал, поэтому примем i1 = 0. Тогда уравнения напряжений для обмоток примут вид u1  e1 , u 2  e2 . Определим мгновенные и действующие значения ЭДС обмоток при синусоидальном изменении магнитного потока Фc = Фm sin ωt dΨ1 d = - w1 (Фmsinωt) = - w1ωФm cosωt = - E m1cosωt dt dt dΨ 2 d e2 = = - w 2 (Фmsinωt) = - w 2ωФm cosωt = - Е m2 cosωt , dt dt e1 = - действующие значения этих ЭДС будут равны Е1 = E m1 w ωФm = 1 = 4,44fw1Фm , 2 2 Е2 = E m2 w ωФm = 2 = 4,44fw 2 Фm . 2 2 На основании последних выражений доказывается формула (2.4). Если пренебречь потерями в трансформаторе, то для мощностей первичной и вторичной обмоток можно записать равенство S1 = S2 или U1I1 = U2 I2 . Откуда 31 k ТP = U2 I = 1. U1 I2 Напряжение короткого замыкания Uк. Это один из основных параметров трансформатора, имеющий значительное влияние на режимы работы энергосистемы. В силовых трансформаторах z0  z1 +z'2 и для практических расчетов часто принимают z0 = ∞, что приводит к упрощенной схеме замещения (рис. 2.5). Рис. 2.5. Упрощенная схема замещения трансформатора Согласно этой схеме, трансформатор воспринимается энергосистемой как эквивалентное сопротивление, которое называют сопротивлением короткого замыкания трансформатора. zк  z1 + z'2  rк + jx к , где rк  r1 + r'2 и x к  x1 + x'2 . Если вторичную обмотку замкнуть накоротко, а на первичную подать напряжение Uк, то в трансформаторе будет протекать номинальный ток. Последнее означает, что напряжение короткого замыкания трансформатора ( Uк = Iном zк ) – это напряжение, которое падает на трансформаторе при протекании номинального тока. Таким образом, с помощью этого параметра определяется величина падения напряжения на трансформаторе в различных режимах его эксплуатации. Заметим, что в относительных единицах напряжение КЗ и сопротивление КЗ равны, и в справочной литературе встречаются оба варианта определения параметров короткого замыкания трансформатора Uк* = z I Uк z = к ном = к =zк*. Uном Uном zном (2.5) Силовые трансформаторы изготавливаются с Uк* = zк* = 0,04†0,15. В паспорте трансформатора напряжение короткого замыкания, как правило, указывается в процентах Uк% = Uк 100 = 100  Uк* = 100  zк* . Uном (2.6) Напряжение КЗ существенно влияет на величину токов короткого замыкания в той цепи, где установлен трансформатор, и по этой причине трансформатор является одним из важных элементов управления токами КЗ в энергосистемах и в системах электроснабжения. Покажем это на следующем примере. Пусть к шинам с бесконечной мощностью (т. е. U = const) подключен трансформатор с сопротивлением zк%= 5% (рис. 2.6). 32 U=const U=const zК IК Рис. 2.6. Иллюстрация токоограничивающего эффекта трансформатора IК Так как трансформатор воспринимается системой как сопротивление zк, то согласно схеме замещения (рис. 2.6) при коротком замыкании за трансформатором ток КЗ будет определяться законом Ома Iк* = U 100% 100 = = = 20 . zк zк% 5 Полученный результат означает, что при коротком замыкании за трансформатором ток КЗ будет равен Iк = 20∙Iном. Если в этой схеме поставить трансформатор с zк%= 10%, то ток КЗ уменьшится в два раза Iк = 10∙Iном. Свойство Uк влиять на токи КЗ в энергосистеме объясняет широкий диапазон значений Uк% = (4 - 15)% выпускаемых промышленностью силовых трансформаторов. 2.1.3. Сопротивления трансформатора Формально активные и реактивные потери мощности в трансформаторе можно определить по известным из электротехники формулам ΔQ = m  I2 x , ΔP = m  I2r , (2.7) где m – число фаз трансформатора, I, r, x – фазные значения тока и сопротивлений трансформатора. И, наоборот, из этих соотношений следует, что по известным потерям мощности в трансформаторе можно определить сопротивления его схемы замещения, что и делается на практике. Сопротивления трансформатора определяются из опытов – холостого хода (ХХ) и короткого замыкания (КЗ). В опытах определяют величины, которые указываются в паспортных данных трансформатора: Рх – потери активной мощности в режиме холостого хода, кВт; Iх – ток холостого хода,%; Рк – потери активной мощности в номинальном режиме, кВт; Uк – напряжение короткого замыкания,%. Но при использовании данных опытов следует помнить, что значение сопротивления трансформатора зависит от того, какая обмотка замыкается, а на какую подается напряжение. Покажем это. При замыкании вторичной обмотки определяем сопротивление трансформатора со стороны первичной обмотки z1 = U к1 , I1 а при замыкании первичной обмотки определяем 33 z2 = U к2 . I2 В именованных единицах эти сопротивления не равны U1 k тр U 2 = = k 2тр z 2 . I1 I 2 k тр z1 = Поэтому типовые формулы сопротивлений, которые приводятся в литературе, всегда приводят к одной из обмоток. Далее сопротивления будем определять через параметры обмотки ВН. При определении сопротивлений также следует помнить, что сопротивление схемы замещения имеет смысл только для фазы трансформатора, и поэтому они определяется по фазным параметрам трансформатора Uф, Iф, Рк.ф, Рх.ф. Активное сопротивление короткого замыкания определяется из формулы активной мощности 2 Pк = 3Pк.ф = 3  I1ф.ном rк , где I1ф.ном = (2.8) Sном – номинальный фазный ток обмотки ВН, 3  U В. ном UВ.ном – номинальное (линейное) напряжение обмотки ВН. Отсюда получим, Ом 2  кВТ×кВ2  Pк  U В.ном rТ = rк = , =Ом  . 2 2 Sном  (кВ  А)  (2.9) Индуктивное сопротивление короткого замыкания определяется по значению реактивной составляющей падения напряжения, измеренного в опыте КЗ Uк.р = I1ф.ном х к , Uк.р.% = Uк.р Uф.ном 100 = 3  I 1ф.ном х к U В.ном 100. (2.10) Отсюда реактивное сопротивление трансформатора, Ом хк = U к.р.% U В.ном 100 3  I 1ф.ном , (2.11) а если умножим и разделим полученное выражение на UВ.ном, то получим Uк.р.% U 2В.ном U В.ном хк =  = 100  S ном 100 3  I 1ф.ном U В.ном Uк.р.% U В.ном (2.12) В силовых трансформаторах Uк.р >> Uк.а, поэтому в практических расчетах принимают Uк.р ≈ Uк , а практическая формула для расчета индуктивного сопротивления трансформатора приобретает вид хк = 2 U к.% U В.ном 100  S ном . 34 (2.13) Полное сопротивление короткого замыкания zк = rк +jx к . (2.14) Часто в литературе сопротивление короткого замыкания трансформатора называют «сопротивление трансформатора» и обозначают zТ . 2.1.4. Изменение напряжения трансформатора Изменение напряжения трансформатора – это арифметическая разность между вторичным напряжением трансформатора при холостом ходе и вторичным напряжением при номинальном токе нагрузки, когда первичное напряжение постоянно и равно номинальному значению при номинальной частоте. Изменение напряжения может быть определено по векторной диаграмме трансформатора следующей аналитической формулой  δU=k нг Uк.а cos2 + Uк.рsin2 где U к.a =  2 k нг + Uк.р cos2 - Uк.a sin2 , 200   (2.15) Pк 100 – активная составляющая напряжения КЗ, %; Sном 2 – реактивная составляющая напряжения КЗ, %; Uк.р = Uк2 - Uк.a k нг =100  Iнагр Iном – коэффициент нагрузки, %. Отметим, что в формуле (2.15) второе слагаемое незначительно по сравнению с первым, и в практических расчетах им обычно пренебрегают, что дает упрощенную формулу   ΔU  k нг Uк.а cos2 +Uк.рsin2 . (2.16) 2.1.5. Потери мощности и КПД трансформатора В энергетических расчетах потери мощности в трансформаторе разделяют на постоянные и переменные. Постоянные потери мощности не зависят от нагрузки трансформатора, а определяются только напряжением питающей сети. Этот факт объясняется следующим образом. Для питающей обмотки справедливо уравнение  = - E + I r , U 1 1 11 так как в режиме холостого хода можно принять I1≈0, то отсюда следует U1  E1 = 4,44  ФCf w1 . Это означает, что магнитный поток в магнитопроводе ФС пропорционален только напряжению питающей сети, и при постоянном напряжении магнитный поток, а значит и потери в сердечнике, будут также постоянны. Потери холостого хода могут быть определены по формуле Pх,ном  ΔPст = 3Uф.ном Iф.0cosυ0 , (2.17) где ∆Pст – потери в магнитопроводе (указываются в паспорте), кВт; Uф.ном – номинальное, фазное напряжение обмотки, кВ; I0 – ток холостого хода, А; сosυ0 – коэффициент мощности в режиме ХХ. 35 Переменные потери зависят от нагрузки трансформатора, к ним относятся электрические потери в обмотках. 2  I  2 ΔPэл =   Pк = k нг Pк ,  Iном  (2.18) где Pк – потери короткого замыкания при номинальном токе (из паспорта), кВт; I – фактический ток нагрузки; 2 k нг = I Iном – коэффициент нагрузки трансформатора. Потери в трансформаторе определяют его коэффициент полезного действия, значение которого определяется по формуле: 2  P2 P1 - ΔР  Pх + k нг Pк η= = = 1 , 2 P1 P1 k нгSномcosυ2 + Pх + k нг Pк   (2.19) где ∆Р – полная мощность активных потерь, кВт; Рх – мощность холостого хода (из паспорта), кВт; Рк – мощность короткого замыкания (из паспорта), кВт; Sном – номинальная мощность трансформатора, кВ∙А. На рисунке 2.7 приведены характерные графики КПД трансформатора, из которых следует, что с увеличением отдаваемой мощности КПД сначала увеличивается. Это объясняется тем, что в энергетическом балансе уменьшается удельное значение магнитных потерь в стали, имеющих постоянное значение. При некотором значении kнг.опт кривая КПД достигает максимума, после чего начинает уменьшаться. Причиной этого является увеличение электрических потерь в обмотках, возрастающих пропорционально квадрату тока, в то время как полезная мощность Р2 возрастает только пропорционально kнг. Максимальное значение КПД в трансформаторах большой мощности достигает весьма высоких пределов (0,98–0,99). В эксплуатационной практике большое значение имеет нагрузка, при которой КПД трансформатора 1,0 η cosυ2  1 становится максимальным. Нагрузка, при которой КПД максимально, определяется по первой производ- cosυ2  0,8 ной dη/dt = 0 , что дает условие 2 k нг Рк = Р x или 0,95 ΔРэл = ΔРс , k нг.опт = Pх . Pк (2.20) Из (2.20) следует, что КПД имеет максимум при 0,9 такой нагрузке, при которой электрические потери в 1,0 0,5 Рис. 2.7. График обмотках равны магнитным потерям в стали. Это КПД трансформатора условие (равенство постоянных и переменных потерь) приближенно справедливо и для других типов электрических машин. В трансформаторах максимум КПД выражен сравнительно слабо, т. е. он сохраняет высокое значение в достаточно широком диапазоне изменения нагрузки (0,4 < kнг < 1,3). Для серийных силовых трансформаторов kнг.опт ≈0,45 – 0,65. Наиболее вероятная при эксплуатации трансформатора нагрузка соответствует kнг = 0,5 † 0,7, так как трансформаторы в подавляющем большинстве случаев работают параллельно и нормально допускают k нг 36 перегрузку до 1,4 раза, что и обеспечивает для 2-трансформаторных подстанций максимальный КПД в рабочих режимах. 2.2. Трехобмоточный трансформатор Это трансформатор, имеющий обмотки на три уровня напряжений: высшее (ВН), среднее (СН), низшее (НН). Его обозначение на схемах приведено на рисунке 2.1 б. Процентное соотношение номинальных мощностей обмоток ВН, СН и НН для современных трансформаторов 100/100/100%, а трансформаторы, изготовленные до 1967 г., характеризуются тремя видами соотношений: 100/100/66,7%, 100/66,7/100%, 100/66,7/66,7%. За номинальную мощность трансформатора принимается наибольшая из мощностей обмоток. Суммарная нагрузка обмоток СН и НН не должна превышать номинальную мощность трансформатора. Обмотки трехобмоточных трансформаторов размещены на стержнях концентрически в следующем порядке: обмотка ВН – снаружи; обмотка НН – внутри, у стержня; обмотка СН – между обмотками высшего и низшего напряжений. При таком расположении обмоток напряжение КЗ между обмотками высшего и среднего напряжений имеет минимальное значение, что позволяет передавать мощность в сеть среднего напряжения с минимальными потерями. С другой стороны, напряжение КЗ между обмотками высшего и низшего напряжений относительно велико, что способствует ограничению тока КЗ в сети низшего напряжения. Это два существенных достоинства трехобмоточных трансформаторов. Эти трансформаторы применяют в основном в качестве понижающих трансформаторов мощностью до 100 MB∙А с высшим напряжением до 220 кВ. Схема замещения трехобмоточного трансформатора. В основе исследования физических процессов лежит классическая Т-образная схема замещения, но для практических расчетов обычно используют Г-образную схему замещения в виде трехлучевой звезды (рис. 2.8). U1 Вт Rв Rс Xс U 2* Rн Xн U 3* Xв Gт Рис. 2.8. Г-образная схема замещения трехобмоточного трансформатора Параметры схемы замещения трехобмоточного трансформатора определяются по опыту холостого хода и трем опытам короткого замыкания. По данным опыта ХХ определяются активное и реактивное сопротивления цепи намагничивания (см. формулы для двухобмоточного трансформатора). Опыты КЗ проводятся для каждой пары обмоток, и определяются следующие данные: – Uк ВН, ∆Рк ВН (питание со стороны обмотки ВН и закорочена обмотка НН); – Uк ВС, ∆Рк ВС (питание со стороны обмотки ВН и закорочена обмотка СН); 37 – Uк СН, ∆Рк СН (питание со стороны обмотки СН и закорочена обмотка НН). Согласно схеме замещения результаты опыта можно записать так:  U к ВН = U к В + U к Н ;   U к ВС = U к В + U к С ; U = U + U . кС кН  к СН ΔPк ВН = ΔPк В + ΔPк Н ;  ΔPк ВС = ΔPк В + ΔPк С ; ΔP = ΔP + ΔP . кС кН  к СН (2.21) Из первой системы уравнений определяются напряжения КЗ каждой обмотки: Uк В = 0,5  (Uк ВН + Uк ВС - Uк СН ); Uк С = 0,5  (Uк ВС + Uк СН - Uк ВН ); (2.22) Uк Н = 0,5  (Uк ВН + Uк СН - Uк ВС ). Одно из значений напряжений короткого замыкания значительно меньше двух других. Обычно это Uк.С или Uк.СН. Это объясняется тем, что магнитное поле рассеяния обмотки СН, которая находится между двумя другими обмотками, в значительной степени компенсируется магнитными полями рассеяния крайних обмоток. В практических расчетах величина Uк этой обмотки принимается равной нулю. Индуктивные сопротивления обмоток трансформатора, приведенные к обмотке ВН, рассчитываются по той же формуле, что и для двухобмоточного трансформатора: U к.В  U В2 ном хВ = ; 100  Sном U к.С  U В2 ном U  U2 хС = ; х Н = к.Н В.ном . 100  Sном 100  Sном (2.23) Решение второй системы уравнений (2.21) дает значения потерь активной мощности в каждой обмотке: ΔPк.В = 0,5  (ΔPк.ВН + ΔPк.ВС - ΔPк.СН ); ΔPк.С = 0,5  (ΔPк.ВС + ΔPк.СН - ΔPк.ВН ); (2.24) ΔPк Н = 0,5  (ΔPк.ВН + ΔPк.СН - ΔPк.ВС ). Активные сопротивления обмоток трансформатора рассчитываются по той же формуле, что и для двухобмоточного трансформатора: 2 ΔPк.В  U В.ном rВ = ; 2 Sном 2 2 ΔPк.С  U В.ном ΔPк.Н  U В.ном rС = ; rН = . 2 2 Sном Sном (2.25) Примечание. В справочной литературе часто приводится только одно значение ∆Рк, определенное из опыта короткого замыкания, выполненного для наиболее мощной обмотки. Обычно это ∆Рк ВС. В этом случае потери мощности в каждой обмотке определяются с учетом соотношения номинальных мощностей обмоток при решении следующей системы уравнений: ΔPк.ВС = ΔPк.В + ΔPк.С ;   ΔPк.В SС.ном % .  ΔP = S В.ном %  к.С Потери активной мощности в обмотке низшего напряжения рассчитываются из любого из соотношений: ΔPк.В S % = Н.ном ΔPк.Н SВ.ном % или 38 ΔPк.С S % = Н.ном . ΔPк.Н SС.ном % Например, при соотношениях мощностей обмоток 100% / 100% / 100% ∆Рк.В = ∆Рк.С = ∆Рк.Н = 0,5 ∆Рк.ВС, а при соотношении 100% / 100% / 66,7% ∆Рк.В = ∆Рк.С = 0,5 ∆Рк.ВС; ∆Рк.Н = 1,5 ∆Рк.В . 2.3. Трансформаторы с расщепленной обмоткой В ряде случаев с целью создания более рациональных схемных решений подстанций и благоприятных условий коммутации электрических цепей одна из обмоток трансформатора разделяется на две или большее число гальванически несвязанных частей (обычно 2, реже 3 части). Суммарная номинальная мощность этих обмоток равна номинальной мощности трансформатора, а их напряжения КЗ относительно другой обмотки практически равны. Благодаря этому эти части допускают независимую нагрузку и питание. Такие обмотки, обычно это обмотки НН, называются расщепленными. Трансформаторы с расщепленной обмоткой являются разновидностью двухобмоточного трансформатора. В таком трансформаторе обмотка НН выполнена из двух или более одинаковых обмоток, расположенных симметрично по отношению к обмотке ВН. Номинальные напряжения ветвей одинаковы, а их мощности составляют часть номинальной мощности трансформатора и в сумме равны мощности обмотки ВН. В этом состоит отличие трансформаторов с расщепленными обмотками от трехобмоточных трансформаторов, у которых суммарная мощность обмоток СН и НН всегда больше мощности обмоток ВН. Трансформаторы с расщепленной обмоткой выпускаются при мощности 25 МВ·А и более. Рассмотрим подробнее свойства трансформатора с расщеплением обмотки НН на две части. в) б) a) zН1 2 ВН НН2 zВ U Н1 НН1 z Н2 UВ UН1 UВ U Н2 UН2 Рис. 2.9. Устройство двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН на две части (а), схема соединения обмоток (б), схема замещения (в) В трансформаторах с расщепленной обмоткой принципиальное значение имеет расположение обмоток относительно друг друга, так как это влияет на величину сопротивлений трансформатора. Расщепленная обмотка НН каждой фазы выполняется из двух одинаковых частей (ветвей), обе части расщепленной обмотки размещены на общем стержне соответствующей фазы одна над другой и расположены симметрично по отношению к обмотке ВН (рис. 2.9 а). В однофазных трансформаторах обмотки размещены на разных стержнях. Каждая ветвь расщепленной обмотки имеет самостоятельные выводы. Допускается любое распределение нагрузки между ветвями расщепленной обмотки. 39 Расщепление обмотки низшего напряжения приводит к увеличению сопротивления короткого замыкания между ветвями, что дает возможность эффективно ограничивать ток КЗ на стороне низшего напряжения. Остановимся на этом подробнее. Сопротивления трансформатора с расщепленными обмотками и коэффициент расщепления. В основу определения сопротивлений трансформатора положена трехлучевая схема замещения. Для трансформатора с расщеплением вводятся новые понятия о сопротивлениях. б) а) xв x скв x скв = x в + xн xн xн 2 x расщ Рис. 2.10. К понятию сопротивлений трансформатора с расщепленной обмоткой Cквозные сопротивления определяются по данным опыта КЗ при замкнутых накоротко обмотках НН (рис. 2.10 а). Из приведенной схемы следует, что сквозное сопротивление – это паспортное значение сопротивления трансформатора, равное его значению при отсутствии расщепления. В относительных единицах оно равно х скв* = х Т* = Uк.ВН-НН% ; (2.26) а в именованных единицах ΔP  U 2 rскв = к 2 В ном Sном U к  U В2 ном х скв = . 100  Sном и Коэффициент расщепления характеризует уровень электромагнитной связи между обмотками, его значение определяется расположением обмоток относительно друг друга и определяется отношением k расщ = х расщ х скв . (2.27) В однофазных трансформаторах части обмотки размещены на разных стержнях, и это дает kрасщ = 4. В трехфазных трансформаторах обе части расщепленной обмотки размещены на общем стержне соответствующей фазы одна над другой, и kрасщ = 3,5. При расщеплении обмотки на две части kрасщ ≤ 4, а при расщеплении на три части kрасщ ≤ 6. Индуктивные сопротивления расщепления (храсщ) – это сопротивление между выводами двух ветвей расщепленной обмотки, определенное по данным опыта КЗ между обмотками Н1 и Н2 (рис. 2.10 б). При расщеплении обмотки НН на 2 равные части сопротивления этих обмоток равны х Н1 = х Н2 = х расщ 2 = 40 k расщ х скв 2 ; (2.28) Из схемы замещения (рис. 2.10 а) определим индуктивное сопротивление обмотки ВН: х В = х скв - k расщ х скв k расщ хН = х скв = (1) х скв . 2 22 4 (2.29) При расщеплении обмотки НН на 3 части сопротивление обмотки высшего напряжения будет равно х В = х скв - k расщ х скв k расщ xН = х скв = (1 ) х скв . 3 3 2 6 х В  0,125  х Т хВ х H1 (2.30) rВ  0, 5  rT х H2 х H1  х H2  1, 75  х T rH1  rH2 = rT Рис. 2.11. Сопротивления обмоток при расщеплении обмотки НН на 2 части Сопротивления двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой низкого напряжения определяются следующим образом: – активные сопротивления определяются по формулам для трехобмоточного трансформатора и равны rВ =0,5rТ ; rН1 = rН2 = rТ . (2.31) – индуктивные сопротивления находятся по формулам U кВ U В2 xВ = ; Sном100 U кН1U 2В x Н1 =x Н2 = . Sном100 (2.32) Резюме. При номинальной мощности трансформаторов 25 МВ∙А и выше для ограничения токов КЗ при равномерной нагрузке секций шин широко применяются трансформаторы с расщепленной обмоткой. У трансформаторов с расщепленной обмоткой мощность каждой из обмоток низшего напряжения в два раза меньше номинальной мощности трансформатора. При этом сопротивление каждой из обмоток низшего напряжения увеличивается в два раза по сравнению с двухобмоточным трансформатором такой же мощности. Сопротивление трансформатора сквозным токам КЗ по сравнению с двухобмоточным трансформатором такой же мощности при этом увеличивается примерно в 1,8–1,9 раза. Так же как и сдвоенные реакторы, трансформаторы с расщепленной обмоткой позволяют организовать четыре секции шин. При этом, кроме ограничения тока КЗ от энергосистемы, трансформаторы с расщепленной обмоткой дополнительно ограничивают токи подпитки точки КЗ от двигателей других секций шин. Для тока подпитки сопротивление трансформатора равно сумме сопротивлений обмоток низшего напряжения х Т = 2хН (хН – сопротивление одной обмотки низшего напряжения). 41 С точки зрения повышения надежности и экономичности системы электроснабжения применение трансформаторов с расщепленными обмотками предпочтительнее токоограничивающих реакторов. При реакторном присоединении увеличиваются потери напряжения, как в нормальном режиме, так и при пуске, что ухудшает условия пуска электродвигателей. Реакторы целесообразно применять только в случае недостаточного ограничения токов КЗ с помощью трансформаторов с расщепленными обмотками. При мощности трансформаторов SН = 63 МВ∙А для ограничения токов КЗ от системы и токов подпитки от ЭД может потребоваться одновременное применение и трансформаторов с расщепленной обмоткой, и токоограничивающих реакторов. 2.4. Автотрансформаторы Автотрансформатор – это электрический аппарат, предназначенный для преобразования уровней напряжения, но в отличие от трансформатора в нем есть два пути передачи энергии: один путь, как и в трансформаторах, – посредством магнитного поля, другой – посредством электрической связи между обмотками. В силу конструктивных условий передача энергии электрическим путем дешевле магнитного, поэтому автотрансформатор с экономической точки зрения выгоднее трансформатора. Особенность механизма передачи мощности приводит к новым определениям. Проходная мощность – это полная мощность, которая проходит через автотрансформатор, ее определяют на входных U1 (Uвх ) или выходных U 2 (Uвых ) зажимах. Эта мощность является также номинальной мощностью автотрансформатора. Для однофазного автотрансформатора Sпр = Sном = U1номI1ном = U2номI2ном . (2.33) Для трехфазного автотрансформатора Sпр = Sном = 3 U1номI1ном = 3 U 2номI 2ном . (2.34) Типовая (или электромагнитная) мощность – это мощность, которая передается из одной сети в другую посредством магнитного поля (2.35) Sтип =ЕпIп =ЕоIо , где Еп, Ео и Iп, Iо – ЭДС и токи, соответственно, последовательной обмотки и общей обмотки. Мощность, передаваемая электрическим путем Sэл = Sпр  Sтип . (2.36) Коэффициент трансформации автотрансформатора k тр = U 2 U вых = . U1 Uвх (2.37) Коэффициент экономической эффективности. Расход материалов, габариты и стоимость автотрансформатора определяются в основном типовой мощностью Sтип, а его пропускная способность определяется проходной мощностью Sпр. Очевидно, что чем больше эта разница, тем выгоднее применение автотрансформатора по сравнению с трансформатором таких же массогабаритных параметров. Для численной оценки экономической эффективности вводят коэффициент 42 β= Sпр Sтип . (2.38) Чем больше этот коэффициент, тем выгоднее установка. Схемы включения обмоток и экономическая эффективность. Конструктивно автотрансформатор мало отличается от трансформатора, в нем также имеется магнитопровод с обмотками, но если в трансформаторе обмотки не имеют электрической связи между собой и называются «первичная» и «вторичная», то в автотрансформаторе обмотки электрически соединены. Обмотки в автотрансформаторе соединяются так, что одна обмотка включается последовательно между сетями и называется «последовательной», а вторая обмотка включается параллельно на зажимы одной из сетей и называется «общей». Схемы включения обмоток приведены на рисунке 2.12. a) б) Eп Eп I1 I1 I2 I2 A U1 X a A U2 x U1 a Eo в) A U1 г) I2 x Eп I1 X a U2 x Eo Eп I1 X A U1 U2 X a Eo I2 x U2 Eo Рис. 2.12. Возможные схемы включения обмоток однофазного автотрансформатора Так как обмотки расположены на общем магнитопроводе, они связаны единым магнитным потоком, поэтому перед подключением их маркируют, т. е. определяют начала и концы. При включении автотрансформатора в сеть в нем создается магнитное поле и в обмотках индуктируются электродвижущие силы: в последовательной обмотке ЕП, в общей ЕО. Для однофазного автотрансформатора возможны четыре варианта схем (рис. 2.12), покажем, что экономический эффект зависит от вида схемы соединения обмоток автотрансформатора. 1) Для схемы рисунка 2.12 а: считая, что ЭДС во всех индуктивно связанных обмотках направлена от начала обмотки к ее концу (на рисунках это показано стрелками) и пренебрегая падением напряжения, получим U1 =Е0 , U2 =Ео +Еп . Тогда k тр = U 2 E 0 +E п = >1 , т. е. данная схема автотрансформатора повышающая. U1 E0 Коэффициент экономической эффективности для этой схемы равен 43 β1 = Sпр Sтип = k тр U 2I 2 U2 U 2 /U1 . = = = E п I2 U 2 -U1 U 2 /U1-U1 k тр -1 2) Для схемы рисунка 2.12 б: k тр = E0 U2 = >1 , U1 E 0 -E п т. е. данная схема автотрансформатора также повышающая, а коэффициент экономической эффективности равен β2 = Sпр Sтип = U1I1 U1 U /U 1 = = 1 1 = . Eп I1 U 2 -U1 U 2 /U1 -1 k тр -1 3) Для схемы рисунка 2.12 в: k тр = U 2 E 0 -E п = <1 U1 E0 т. е. данная схема автотрансформатора понижающая, и коэффициент экономической эффективности равен β3 = Sпр Sтип = k тр U 2I2 U 2 /U1 . = = E п I2 U 2 /U1 -U1 /U1 k тр -1 4) Для схемы рисунка 2.12 г: k тр = E0 U2 = <1 U1 E 0  E п т. е. данная схема автотрансформатора также понижающая, и коэффициент экономической эффективности равен β4 = Sпр Sтип = U1I1 U1/U1 1 . = = E п I1 U 2 /U1 -U1/U1 k тр.а -1 Анализ схем 1–4 позволяет сделать следующие выводы: Схемы 1 и 2 повышающие kтр>1, но вследствие того, что β1>β2, вторая схема экономически менее выгодна и в практике не используется. Схемы 3 и 4 понижающие kтр<1, но вследствие того, что β3>β4, четвертая схема в практике тоже не используется. Сравнительные характеристики автотрансформатора. 1. Ограничение диапазона kтр. В отличии от трансформатора у автотрансформатора значение коэффициента трансформации оказывает сильное влияние на его экономическую эффективность. Из таблицы 2.1 видно, что экономическая эффективность автотрансформатора вырастает с приближением коэффициента трансформации к единице. На практике автотрансформаторы используются при ограниченном диапазоне коэффициента трансформации kтр ≤ 1,5 – 2,0. 44 Таблица 2.1 Зависимость экономической эффективности автотрансформаторной передачи мощности от коэффициента трансформации k тр β= Sпр Sтип 150  1,36 110 500  1,51 330 220 2 110 330  2,2 150 500  2,27 220 330 3 110 3,78 2,78 2 1,83 1,79 1,5 2. Сравнение массогабаритных показателей. Трансформатор и автотрансформатор с одинаковыми массогабаритными параметрами имеют одинаковые магнитопроводы и обмотки, поэтому их типовая (электромагнитная) мощность одинакова и потери в обоих устройствах одинаковы. Но проходная мощность у автотрансформатора больше в β раз, поэтому в долях проходной мощности потери уменьшаются в β раз. 3. Уменьшение напряжения КЗ. При одинаковых массогабаритных параметрах трансформатора и автотрансформатора размеры магнитной системы, обмоток и их взаим3. ного расположения примерно одинаковы, поэтому сопротивление КЗ, выраженное в омах, одинаково и не зависит от схемы их взаимного включения. Однако в относительных единицах сопротивление КЗ автотрансформатора уменьшится в β раз, так как его проходная мощность в β раз больше, чем у трансформатора. Низкое значение напряжения КЗ автотрансформатора становится причиной больших токов КЗ в энергосистемах, что является одной из причин ограниченного насыщения энергосистем автотрансформаторами. Для борьбы с этим эффектом приходится увеличивать сопротивление рассеяния искусственным увеличением промежутков между обмотками, несмотря на то, что это приводит к увеличению потерь мощности и местных нагревов. Трехфазный автотрансформатор. В трехфазном автотрансформаторе обмотки обычно соединяются в звезду с глухозаземленной нейтралью и только в редких специальных случаях по схеме «треугольник» (рис. 2.13). UВН UВН UСН б) UСН а) Рис. 2.13. Схемы соединения обмоток трехфазного автотрансформатора в «звезду» и в «треугольник» На каждом стержне сердечника автотрансформатора размещаются последовательная и общая обмотки одной фазы. В энергосистемах России широко используются автотрансформаторы на напряжение 110 кВ и выше, но в их конструкции имеются следующие принципиальные элементы. В зависимости от массогабаритных параметров автотрансформаторы выполняются как на трехфазном магнитопроводе, так и в виде группы из однофазных. Все автотрансформаторы выполняются трехобмоточными, при этом обмотки высшего и среднего напряжения имеют автотрансформаторную связь и соединяются в звезду с 45 заземленной нейтралью, а обмотки низшего напряжения имеют с остальными обмотками трансформаторную связь и соединяются в треугольник (рис. 2.15). Трансформаторная обмотка ∆ является практически обязательным элементом и предназначена для выполнения следующих функций: – подавление высших гармоник, кратных трѐм, и электромагнитных эффектов нулевой последовательности; – при необходимости используется для подключения блоков синхронных компенсаторов и электрических генераторов. a а) b c б) I2 I2 в) I2 UCН UCН b Н UВ UC Н Uо Uп A UСН α=0 c C I1 UВН UВН Н I1 UВН Н A UC a I1 UВ Iо Uп B Uо UCН UВН B C Рис. 2.14. Трехфазный автотрансформатор с обмотками, соединенными звездой: а) схема соединений, б, в) диаграммы напряжений На рисунке 2.15 приведены условное обозначение трехобмоточного автотрансформатора и схема обмоток одной фазы. Рис. 2.15. Трехобмоточный автотрансформатор: а) условное обозначение, б) схема соединения обмоток фазы 46 Следует отдельно рассмотреть вопрос о заземлении на линиях среднего и высшего напряжения. Дело в том, что нейтраль автотрансформаторных обмоток обязательно глухо заземляется и разземлению не подлежит. Это объясняется тем, что в режиме изолированной нейтрали при замыкании фазы высшего напряжения на землю напряжение на неповрежденных фазах среднего напряжения значительно возрастает. Действительно, как видно из рисунка 2.16а, при замыкании фазы А на землю напряжение на неповрежденных фазах СН возрастает по отношению к земле до значения, равного U СН,неп  2 2 U СН +U ВН -2U ВН U СН cos120°= 2 2 2 2 2 = U СН /U СН +U ВН /U СН +U СН U ВН /U СН  1+k 2тр +k тр . Например, при UСН  110 кВ, UВН  220 кВ напряжение на неповрежденных фазах среднего напряжения возрастет в 1+4+2  2,65 раз, что приведет к необходимости усиливать изоляцию обмоток СН. Это приведет к значительной нейтрализации автотрансформаторного экономического эффекта. a) В б) C Bm Cm В C Bm Cm 1200 Am Am A A Рис. 2.16. К определению перенапряжений в автотрансформаторе при разземлении нейтрали Рассматриваемые перенапряжения получаются тем большими, чем больше разница между высшим и низшим напряжениями. Это еще одна из причин ограничения допустимых коэффициентов трансформации в автотрансформаторах. При глухом заземлении нейтрали автотрансформаторных обмоток (рис. 2.16 б) замыкание фазы А на землю является коротким замыканием и не влияет на напряжения остальных фаз. Достоинства и недостатки автотрансформатора: – автотрансформатор обеспечивает более дешевую передачу электрических мощностей (экономия составляет 20†40%); – потери мощности в автотрансформаторе меньше, чем в трансформаторе, а его КПД выше; – габариты автотрансформатора меньше, что позволяет строить его с большей проходной мощностью и делает возможной транспортировку больших мощностей, чем трансформатора; – необходимость глухого заземления нейтрали, что исключает для энергосистемы возможность регулирования токов однофазного КЗ; 47 – ограниченное значение коэффициента трансформации k тр  2-3; – сложность регулирования напряжения; – опасность перехода атмосферных перенапряжений с одной обмотки на другую из-за электрической связи обмоток. 2.5. Номинальная мощность и нагрузочная способность силовых трансформаторов В настоящем параграфе приведены указания по определению технически обоснованных режимов нагрузки силовых трансформаторов. Даны рекомендации по эксплуатации трансформаторов с нагрузкой, превышающей номинальное значение, и рекомендации по выбору соответствующих номинальных величин и условий нагрузки вновь устанавливаемых трансформаторов. Использованы материалы действующего стандарта ГОСТ 14209. 2.5.1. Нормативные определения и классификация Номинальная мощность трансформатора – это значение полной мощности трансформатора на основном ответвлении, гарантированное заводом-изготовителем в номинальных условиях охлаждающей среды при номинальном напряжении и номинальной частоте. Нагрузочная способность – это свойство трансформатора нести нагрузку сверх номинальной при условиях эксплуатации, определяемых предшествующей нагрузкой и температурой охлаждающей среды. Опыт показывает, что трансформаторы могут без ущерба для нормального срока службы работать в течение части суток (года) с нагрузкой, превышающей номинальную, если в другую часть рассматриваемого периода их нагрузка будет меньше номинальной. Таким образом критерием допустимости того или иного режима (в течение суток и года) является не номинальная мощность, а износ изоляции за рассматриваемый период. Если при выборе трансформаторов и их эксплуатации руководствоваться только номинальной мощностью, они будут недоиспользоваться и иметь повышенную капиталоемкость. Чувствительность трансформатора к нагрузкам выше номинальных значений зависит от мощности. С увеличением мощности трансформатора изменяется следующее: а) увеличивается индуктивность рассеивания; б) увеличиваются усилия короткого замыкания; в) увеличивается поверхность изоляции с электростатической напряженностью; г) сложнее определяется достоверная температура наиболее нагретой точки. Трансформаторы большой мощности, как правило, менее устойчивы к перегрузкам, чем трансформаторы меньшей мощности. Кроме того, выход из строя мощных трансформаторов влечет за собой более тяжелые последствия, чем отказ трансформаторов малой мощности. Поэтому в дальнейшем для корректного учета перегрузок выделяются три категории трансформаторов. Распределительный трансформатор – трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 2500 кВА или однофазный номинальной мощностью не более 833 кВА классов напряжения до 35 кВ включительно, без РПН. Трансформатор средней мощности – трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 100 МВА или однофазный номинальной мощностью не более 33,3 МВА. Трансформатор большой мощности – трехфазный трансформатор мощностью более 100 МВА. 48 Режимы циклических нагрузок – это режим нагрузки с циклическими изменениями (обычно цикл равен суткам), который определяют с учетом среднего значения износа за продолжительность цикла. Режим циклических нагрузок может быть режимом систематических нагрузок или режимом продолжительных аварийных перегрузок. а) Режим систематических нагрузок. Режим, в течение части цикла которого температура охлаждающей среды может быть более высокой или ток нагрузки превышает номинальный, однако с точки зрения термического износа такая нагрузка эквивалентна номинальной нагрузке при номинальной температуре охлаждающей среды. Это достигается за счет понижения температуры охлаждающей среды или тока нагрузки в течение остальной части цикла. При планировании нагрузок этот принцип может быть распространен на длительные периоды, в течение которых циклы со скоростью относительного износа изоляции более единицы компенсируются циклами со скоростью износа менее единицы. б) Режим продолжительных аварийных перегрузок. Режим нагрузки, возникающий в результате продолжительного выхода из строя некоторых элементов сети. Это не обычное рабочее состояние, но может длиться в течение недель или даже месяцев и вызывать значительный термический износ. Тем не менее, такая нагрузка не должна быть причиной аварии вследствие термического повреждения или снижения электрической прочности изоляции трансформатора. в) Режим кратковременных аварийных перегрузок (аварийный режим). Режим чрезвычайно высокой нагрузки, вызванный непредвиденными воздействиями, которые приводят к значительным нарушениям нормальной работы сети, при этом температура наиболее нагретой точки проводников достигает опасных значений и в некоторых случаях происходит временное снижение электрической прочности изоляции. Нагрузки такого типа необходимо по возможности быстрее снизить или на короткое время отключить трансформатор во избежание его повреждения. Допустимая продолжительность такой нагрузки меньше тепловой постоянной времени трансформатора и зависит от достигнутой температуры до перегрузки. Допустимые значения тока и температуры. При нагрузке, превышающей номинальную, должны соблюдаться ограничения, приведенные ниже в таблице 2.2. Таблица 2.2 Предельные значения температуры и тока при нагрузке, выше номинальной Трансформаторы средней большой Тип нагрузки распределительные мощности мощности Режим систематических нагрузок коэффициент перегрузки Кп 1,5 1,5 1,3 температура наиболее нагретой точки, °С 140 140 120 температура масла в верхних слоях, °С 105 105 105 Режим продолжительных аварийных перегрузок коэффициент перегрузки Кп 1,8 1,5 1,3 температура наиболее нагретой точки, °С 150 140 130 температура масла в верхних слоях, °С 115 115 115 Режим кратковременных аварийных перегрузок ток, отн. ед. 2,0 1,8 1,5 температура наиболее нагретой точки, °С См. примеч. 160 160 температура масла в верхних слоях, °С См. примеч. 115 115 Примечание. Для режимов кратковременных аварийных перегрузок предельные значения температуры масла в верхних слоях и наиболее нагретой точки не установлены, так как на практи- 49 ке невозможно контролировать продолжительность аварийной перегрузки распределительных трансформаторов. Следует иметь в виду, что при температуре наиболее нагретой точки, превышающей 140–160 °С, возможно выделение пузырьков газа, снижающих электрическую прочность изоляции трансформатора. Термический износ изоляции трансформатора. Ресурс работы современных силовых трансформаторов составляет 20-24 года, и основным фактором их износа является термохимическое старение изоляции. Этот процесс является кумулятивным и, в конце концов, приводит к недопустимому состоянию. Скорость износа определяется температурой наиболее нагретой точки. Для трансформаторов значение этой величины при номинальной нагрузке и нормальной температуре охлаждающей среды равно 98 °С. Относительная скорость износа при этой температуре принимается равной единице, что соответствует работе трансформатора при температуре охлаждающей среды 20 °С и превышению температуры наиболее нагретой точки на 78 °С. Относительная скорость износа определяется по формуле V= скорость износа при θ h θ /6 =2 h-98  . o скорость износа при 98 С (2.39) Из этой формулы следует, что при изменении температуры изоляции на 6 ºС относительный срок службы изоляции изменяется в 2 раза. Это так называемое «шестиградусное правило». Например, при температуре θ h = 98 ºС обеспечивается номинальный срок службы изоляции, при температуре 104 ºС срок службы уменьшится вдвое, а при температуре 92 ºС срок увеличится до 50 лет. Это свойство изоляции иллюстрируется в таблице 2.3 и показывают чрезвычайную чувствительность изоляции к изменению температуры. Таблица 2.3 Зависимость относительной скорости износа изоляции от температуры h , ºС Относительная скорость износа изоляции 86 92 98 104 110 116 122 128 134 140 0,25 0,5 1 2 4 8 16 32 64 128 Во многих трансформаторах применяется термически более качественная изоляция, поэтому допустимые пределы превышения температуры, обусловленные улучшением термической стойкости изоляции, устанавливаются по согласованию между изготовителем и потребителем. В большинстве случаев трансформаторы с такой изоляцией имеют нормальный срок службы при температуре наиболее нагретой точки 110 °С. 2.5.2. Выбор трансформатора однотрансформаторной подстанции с учѐтом нагрузочной способности Постановка задачи. Рассмотрим подстанцию, через которую проходит мощность, суточный график которой приведен на рисунке 2.17. Формально возможны три варианта выбора номинальной мощности трансформатора. 50 Рис. 2.17. Схема однотрансформаторной подстанции и суточный график ее нагрузки Если принять S`т.ном= Smax, трансформатор будет номинально нагружен лишь в течение небольшого интервала времени, и поэтому ресурс трансформатора будет недоиспользован, а капиталовложения в него завышены. Если принять трансформатор с номинальной мощностью S``т.ном, трансформатор большую часть времени будет перегружен, изоляция подвержена повышенному износу, что приведет к резкому сокращению ресурса работы. Правильным выбором номинальной мощности трансформатора Sт.ном считается такой режим, когда в течение суток пониженный износ изоляции при недогрузке компенсируется повышенным износом изоляции при перегрузке, что обеспечит нормальный износ изоляции и нормативный срок работы трансформатора. Такая нагрузка трансформатора называется «систематической», а алгоритм выбора трансформатора изложен в ГОСТ 14209 с использованием таблиц «Допустимые систематические нагрузки». Алгоритм проверки трансформатора. В основу алгоритма положен принцип замены фактического графика нагрузки эквивалентным по тепловому износу двухступенчатым графиком. Тепловой износ трансформатора оценивается с помощью формулы среднеквадратичной мощности S12Δt1 +S22Δt 2 +...+S2m Δt m Sср.кв = . Δt1 +Δt 2 +...+Δt m (2.40) Преобразование фактического суточного графика нагрузки в двухступенчатый график выполняется в соответствии с рисунком 2.18 в такой последовательности: 1. На графике нагрузки подстанции проводится линия номинальной мощности трансформатора Sт.ном, она же линия относительной номинальной нагрузки К = 1. 2. В точках пересечения номинальной линии с кривой исходного графика выделяются участки перегрузки (h1 ,h2 … hp со значениями мощностей S'1, S'2, … S'р) и недогрузки (t1 ,t2 … tm с мощностями на интервалах S1, S2,… Sm). 3. Рассчитываются следующие коэффициенты: – коэффициент максимальной нагрузки трансформатора K max = Smax ; Sт.ном 51 (2.41) – коэффициент начальной нагрузки К1 (режим недогрузки) K1 = 1 SТ.ном 2 S12Δt1 +S22Δt 2 +...+Sm Δt m . Δt1 +Δt 2 +...+Δt m (2.42) – коэффициент перегрузки K2 = S1 2 Δh1 + S2 2 Δh 2 +...+ Sp  1 2 Δh p Δh1 +Δh 2 +...+Δh p SТ.ном . (2.43) 4. Сравнивается значение K 2 с Kmax исходного графика нагрузки: если K2  0,9K max , считается, что преобразование фактического графика в эквивалентный произведено корректно и принимается K2 = K 2 ; если K2  0,9K max , производится коррекция двухступенчатого графика следующим образом: принимается K2 = 0,9Кmax, а продолжительность перегрузки h  =h1 +h2 +… +hm пересчитывается по формуле h=  K2  2 h  0,9K max  2 . (2.44) Примечание. Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит два близких по значению максимума различной продолжительности, значения h и К 2 определяются по максимуму большей продолжительности, а значение К 1 – как среднеквадратичное значение остальной нагрузки. Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит несколько последовательных близких максимумов, значения К2 и h определяются из охвата всех максимумов, а значение K1 – как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. К S Кmax Smax К'2 К2 К=1 Sт.ном S'2 S'p ∆h1 ∆h2 ∆hp S1 S2 Sm S'1 К1 ∆t1 ∆t2 ∆tm Рис. 2.18. Преобразование реального графика нагрузки трансформатора в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный 52 5. После проведенных расчетов трансформатор проверяется по нагрузочной способности по следующему алгоритму. По данным: 1) вид охлаждения трансформатора; 2) температура охлаждающей среды (эквивалентная годовая температура окружающей среды) θ a ; коэффициенты К1, К2 и время перегрузки h выбирается нужная таблица допустимых систематических нагрузок (ГОСТ 14209) и по ней определяется допустимое значение К 2доп . При K2<К2доп трансформатор принимается к установке, в противном случае выбирается следующий по стандартному ряду мощностей трансформатор, и расчѐт повторяется. 2.5.3. Учет нагрузочной способности трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях Большая часть существующего трансформаторного парка установлена на двухтрансформаторных подстанциях, а номинальная мощность трансформаторов выбирается так, что нагрузка каждого составляет (0,6–0,7) Sмах. Такой выбор обеспечивает в нормальном режиме подстанции максимальное значение КПД трансформаторов, но при этом трансформаторы не перегружаются. Перегрузка появляется при продолжительном отключении одного из трансформаторов, и такой режим называют режимом продолжительных аварийных перегрузок. При проектировании двухтрансформаторной подстанции мощность трансформатора выбирается из условия Sт.ном  Smax , Кп (2.45) где принимают Кп = 1,5 для систематических нагрузок, но при выборе трансформаторов по ГОСТ 14209 следует начать с Кп = 2 – для допустимых аварийных перегрузок (это означает, что формально для трансформаторов разрешается двукратная перегрузка). Проверка трансформатора на перегрузочную способность ведется по таблицам «Аварийные перегрузки». В остальном алгоритм выбора трансформатора двухтрансформаторной подстанции схож с выбором для однотрансформаторной подстанции. Пример выбора трансформаторов двухтрансформаторной подстанции. Трансформаторная подстанция 110/10 кВ пропускает мощность S, значения которой даны в виде суточного графика (рис. 2.19). Выберем трансформаторы подстанции с учетом их нагрузочной способности. 53 S,МВ·А 60 50 Sт.ном=40 МВ·А 30 20 10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t,ч Рис. 2.19. График нагрузки двухтрансформаторной подстанции По данному графику нагрузки определяем расчетную мощность, на основе которой произведем выбор трансформаторов Sт.расч  Smax 54   36 МВ  А , К п 1,5 где Smax – максимальное значение мощности графика нагрузки; грузки. К п – коэффициент пере- Исходя из условия Sт.ном  Sт.расч , намечаем к установке два трансформатора ТРДН40000/110 и проверяем их по ГОСТ 14209. Для этого на графике наносим линию, соответствующую мощности проверяемого трансформатора Sт.ном=40МВ·А, и определяем время его перегрузки (получаем h=9 ч ). Далее по графику мощности определим коэффициенты: – коэффициент максимальной нагрузки трансформатора K max = – коэффициент начальной нагрузки K1 = где 1 Sт.ном Smax 54 = =1,35; Sт.ном 40 K1 S12Δt1 +S22Δt 2 +...+Sm2 Δt m Δt1 +Δt 2 +...+Δt m , S1 , S2 … Sm – значение мощности, не превышающее значение Sт.ном; Δt1 , Δt 2 … Δt m – продолжительность интервалов недогрузки; 54 К1 = 1 1  28,3 ^ 2  24, 2 ^ 3  2 10, 4 ^ 2  0,8 ^ 2  26,8 ^ 2  2 11, 4 ^ 2    = 40 15  4,8 ^ 2  32,9 ^ 2  20,5 ^ 2  2 15, 6 ^ 2  8,8 ^ 2  22 ^ 2  1 18,5=0,46; 40 – коэффициент перегрузки K 2 = K2 = S1  1 2 Δh1 +  S2  Δh 2 +...+ Sp  Δh p 2 Δh1 +Δh 2 +...+Δh p Sт.ном 2 , где S1 , S2 … Sp – значение мощности, превышающее значение Sт.ном; Δh1 , Δh 2 … продолжительность интервалов перегрузки, K2  Δh p – 1 1 1   4  43, 22  2  47,32  542  49,8 ^ 2  41,3 ^ 2    46  1,15; 40 9 40 Проверим корректность преобразования фактического графика K2  0,9Кmax ;(1,15  1, 22) .Так как данное условие не выполняется, двухступенчатый график требует коррекции, поэтому примем K 2 =0,9К max =1,22 и скорректируем реальное время перегрузки в эквивалентное  K2   h 1,152  9 h= =8 ч. 2  0,9K max  1,222 2 После этого по данным графиков «Аварийные перегрузки» (см. таблицы ГОСТ 14209) определяем суточное сокращение срока службы и температуру наиболее нагретой точки трансформатора, работающего в следующих условиях: – система охлаждения ………………………………………………Д; – эквивалентная годовая температура воздуха для г. Омска…… θa = +10°C ; – время перегрузки …………………………………………………. h=8 ч; – коэффициент начальной недогрузки…………………………….. K1  0, 46; – коэффициент перегрузки…………………………………………. K 2 =1,22; По графикам «Аварийные перегрузки» определяем допустимое значение коэффициента перегрузки К2доп=1,35. Так как К2доп˃ К2, трансформатор ТРДН-40000/110 удовлетворяет условиям по перегрузочной способности. 2.6. Конструктивная схема силового трансформатора Конструктивное исполнение трансформатора зависит от его назначения и области применения. Однако почти все трансформаторы имеют одни и те же главные конструктивные элементы. Магнитопровод с насаженными на его стержни обмотками составляют активную часть трансформатора. Остальные элементы трансформатора называют неактивными (вспомогательными) частями. В состав силового трансформатора входят: магнитопровод, обмотки, остов, отвод и вводы, РПН или ПБВ, бак трансформатора, расширитель, система охлаждения, контрольно-измерительная и защитная аппаратура, фильтры термосифонные (абсорбционные). 55 Рис. 2.20. Силовой трехфазный трехобмоточный трансформатор: 1 – маслонаполненный ввод ВН; 2 – токопроводящий стержень (шпилька); 3 – указатель уровня масла ввода ВН; 4, 6 – вводы СН и НН; 5 – бумажно-бакелитовый цилиндр ввода ВН; 7 – привод переключающего устройства обмотки ВН; 8 – предохранительная труба; 9 – газовое реле; 10 – расширитель (консерватор); 11 – указатель уровня масла в расширителе; 12 – воздухоосушитель; 13 – проушина для подъема активной части трансформатора; 14 – ярмовая балка; 15 – линейный отвод ВН; 16 – переключающее устройство обмотки ВН; 17 – обмотка ВН; 18 – экранирующие (емкостные) витки обмотки ВН; 19 – термосифонный фильтр; 20 – тележка с катками; 21 – площадка для установки домкрата; 22 – маслоспускной кран; 23 – бак; 24 – радиатор (трубчатый охладитель); 25 – электропроводка питания электродвигателей дутья; 26 – электродвигатель с крыльчаткой (дутьевой вентилятор); 27 – привод переключающего устройства обмотки СН; 28 – крюк для подъема трансформатора. Активная часть силового трансформатора (обмотки с магнитной системой), как правило, погружена в бак с трансформаторным маслом. Такие трансформаторы называют маслонаполненными или масляными. Трансформаторное масло, омывая обмотки и магнитопровод, улучшает электрическую изоляцию токоведущих частей и обеспечивает лучшие условия охлаждения трансформатора. Трансформаторы, работающие на воздухе, активная часть которых не погружена в масло, называют сухими. Сухие трансформаторы предназначены для установки в закрытых помещениях с относительной влажностью не выше 80% 2.6.1. Конструктивные элементы активной части трансформатора Обмотки трансформатора состоят из медных или алюминиевых проводников и изоляционных деталей. Конструкция обмоток должна обеспечивать: динамическую стойкость при механических воздействиях в процессе изготовления и эксплуатации; хороший отвод тепла, чтобы температура обмоток не превышала значения, установленного для данного класса изоляции. 56 Электрическая прочность изоляции обмоток должна обеспечивать надежную работу трансформатора, как при номинальных условиях, так и при перенапряжениях и кратковременных повышениях напряжения, возникающих в энергосистемах при коммутации и грозовых явлениях. Конструкция обмоток включает изоляционные детали, образующие главную и продольную изоляцию, выводные концы, регулировочные ответвления, емкостные кольца и экраны, а также приспособления для осевой стяжки обмоток. Плотность тока в обмотках выбирают по условиям нагрева в пределах (1†2,5) А/мм² – в сухих и (2†4,5) А/мм² – в масляных трансформаторах в зависимости от их мощности и конструктивного исполнения. По условиям технологии максимальное сечение круглого проводника выбирается примерно до 20 мм², а прямоугольного – до 80 мм². Предельный ток одного проводника, соответственно, 45 и 360 А. Основным элементом обмотки является виток, который выполняется одним или группой параллельных проводов. Ряд витков на цилиндрической поверхности называется слоем. Витки могут группироваться в катушки. По направлению намотки обмотки делятся на правые и левые подобно резьбе винта. Большинство обмоток трансформаторов выполняются с левой намоткой для удобства изготовления. По способу размещения обмоток на стержне различают обмотки концентрические и дисковые или чередующиеся. По конструктивно-технологическим признакам обмотки делятся на цилиндрические, винтовые и непрерывные. Обмотки каждого из этих типов могут подразделяться на одно- или многослойные цилиндрические, одно- или многоходовые винтовые, дисковые, переплетенные. В мощных трансформаторах, предназначенных для питания электропечей, применяют обмотки из листовой меди или алюминия, а также кованые катушки, выполненные из шинной меди или алюминия. Цилиндрические слоевые обмотки выполняются из проводов прямоугольного или круглого сечения. Слои обмотки составляют витки, наматываемые по винтовой линии. При намотке каждый виток слоя укладывают вплотную к предыдущему витку в направлении высоты обмотки. Переход из слоя в слой осуществляется в процессе намотки без пайки. Витки состоят из одного или нескольких параллельных проводов, располагаемых обычно рядом в осевом направлении. Однослойными и двухслойными обычно выполняют обмотки низшего напряжения на напряжение до 690 В в трансформаторах мощностью до 630 кВ·А. В трансформаторах мощностью от 25 до 630 кВ·А нашли широкое применение многослойные цилиндрические обмотки из круглого медного или алюминиевого провода в качестве обмоток ВН при напряжениях от 3 до 35 кВ и обмоток НН при напряжениях от 3 до 10 кВ. б) a) НН ВН НН ВН НН Рис. 2.21. Обмотки трансформатора: а) концентрическая; б) чередующаяся ВН НН ВН НН 57 Рис. 2.22. Цилиндрические обмотки: а – однослойная, б – двухслойная, в – многослойная из круглого провода; 1 – витки из прямоугольного провода, 2 – разрезные выравнивающие кольца, 3 – бумажно-бакелитовый цилиндр, 4 – выводной конец первого слоя обмотки, 5 – вертикальные рейки, 6 – внутренние ответвления обмотки Широкое применение получили многослойные цилиндрические обмотки из прямоугольного провода. Многослойная цилиндрическая обмотка из прямоугольного провода находит применение в качестве обмотки ВН трансформаторов мощностью от 630 до 40000–80000 кВ·А классов напряжения 10 и 35 кВ. Применение этих обмоток при использовании специальных экранов позволяет обеспечить равномерное распределение электрического поля в трансформаторе при перенапряжениях. Катушечная многослойная цилиндрическая обмотка состоит из ряда последовательно соединенных многослойных катушек. Такое разделение необходимо для уменьшения напряжения между слоями. Обычно катушечные обмотки выполняют в виде последовательно соединенных парных (двойных) катушек. Дисковые катушечные обмотки состоят из ряда одинарных или двойных катушек. Число витков в одной катушке достигает 20–25, число параллельных проводников в витке – до 8. Витки катушки намотаны один на другой по спирали в радиальном направлении. Намотанные катушки собирают на шаблоне и соединяют пайкой. Осевые и радиальные каналы образуются П-образными замковыми прокладками. Такие обмотки широко применяются в высоковольтных трансформаторах в качестве входных катушек. Непрерывная катушечная обмотка состоит из ряда катушек, расположенных в осевом направлении и соединенных между собой последовательно без пайки. Число катушек в обмотке – от 30 до 150. Витки в катушке наматываются плашмя по спирали в радиальном направлении. Катушки наматываются на рейках, образующих вертикальные каналы. На рейки надеваются прокладки, создающие радиальные каналы между катушками. Каждый виток обмотки может состоять из одного или нескольких параллельных проводов. Путем перестановки (транспозиции) параллельных проводов на переходах из катушки в катушку обеспечивается выравнивание их активного и индуктивного сопротивлений. Непрерывность намотки достигается перекладыванием витков в катушках. Переходы осуществляются на уровне крайнего внутреннего или наружного витка изгибом провода на ребро. В механическом отношении непрерывная катушечная обмотка является одной из самых прочных обмоток, применяемых в трансформаторах. С увеличением мощности трансформатора и ростом осевой составляющей механических сил при коротком замыкании растут также радиальный размер катушек обмотки и ее механическая устойчивость. Таким образом, условия механической прочности не ставят практически никаких пределов применению обмотки этого типа, и она может применяться на очень большом диапазоне мощностей трансформаторов, от 160 до 63000 кВ·А и выше. Обмотка этого типа с успехом применяется также и в широком диапазоне напряжений, от 2–3 до 110, 220 кВ. 58 Винтовая обмотка состоит из ряда витков, наматываемых по винтовой линии. В трансформаторах большой мощности число параллельных проводников может достигать многих десятков. Винтовые обмотки бывают одно-, двух- и многоходовыми. Двухходовые и многоходовые обмотки состоят из двух или более отдельных винтовых обмоток, вмотанных одна в другую. Каналы для охлаждения образуются так же, как и в непрерывной обмотке. Если витки, соединенные параллельно, находятся на различных расстояниях от стержня, то они сцеплены с различными потоками рассеяния и в них наводятся разные ЭДС. Параллельные проводники будут иметь различные индуктивные сопротивления, и токи будут распределяться неравномерно. Чтобы обеспечить равномерное распределение токов в параллельных ветвях обмотки, необходимо сделать одинаковыми или близкими друг другу сопротивления параллельных ветвей обмотки. Для этого выполняется транспозиция параллельных проводников, образующих виток обмотки. При полной транспозиции каждый проводник занимает поочередно все положения, возможные в пределах одного витка. При частичной транспозиции перекладка осуществляется в нескольких местах. В трансформаторах и автотрансформаторах большой мощности широко применяются транспонированные провода, которые снижают трудоемкость обмоточных работ. Транспонированные провода состоят из параллельных транспонированных проводников, изолированных один от другого эмалевой пленкой и имеющих общую изоляцию из кабельной бумаги. В качестве проводникового материала для обмоток применяется также алюминиевая фольга (лента). Применение алюминиевой фольги позволяет уменьшить габариты обмоток за счет улучшения охлаждения обмотки, что достигается равномерным распределением температуры по сечению катушки. При этом обеспечивается также возможность механизации процесса намотки обмоток. Магнитопроводы трансформаторов делятся на стержневые и броневые. На рисунках 2.23 и 2.24 показаны сердечники однофазных и трехфазных трансформаторов стержневого и броневого типов. Однофазный броневой трансформатор имеет один стержень и два ярма, закрывающие (бронирующие) обмотки. Трехфазный броневой трансформатор получается из трех однофазных, если их поставить друг на друга. При такой конструкции потоки в ярмах равны половине потока в стержнях. На трехфазных сердечниках пунктирными линиями показаны пути, по которым проходит основной магнитный поток в момент, когда он достигает максимума Фт в стержне фазы А. Рис. 2.23. Схема однофазного трансформатора: а) стержневого; б) броневого 59 Рис. 2.24. Схема трехфазного трансформатора: a) стержневого; б) броневого Стержневую и броневую конструкции трансформаторов можно применять в самом широком диапазоне мощностей и напряжений. В России и в большинстве европейских стран предпочтение отдается стержневой конструкции из-за более легких условий монтажа и ремонта. При броневой конструкции может быть достигнута большая компактность трансформатора за счет применения бака, прилегающего к сердечнику. Вертикально расположенные обмотки трансформатора броневого типа позволяют осуществить очень эффективное охлаждение трансформатора. Однофазные стержневые трансформаторы имеют два стержня, несущие обмотки, а трехфазные – три стержня. Стержни соединяются верхним и нижним ярмами. В трехстержневом трансформаторе обмотки всех фаз имеют одинаковое направление намотки. При этом по ярму проходит поток, равный потоку стержня. Так как размеры сечения ярма не связаны с размерами обмоток, то их легко можно сделать, и действительно иногда делают, несколько большими, чем размеры сечения стержня с целью уменьшить потери в стали. Трехстержневая конструкция магнитопровода является магнитосвязанной: поток каждой фазы всегда замыкается через стержни других фаз. Эта система несимметрична, так как длины магнитных путей фаз неодинаковые. Из-за этого намагничивающий ток средней фазы имеет меньшую величину, чем ток крайних фаз. Однако у больших стержневых трансформаторов разница между величиной токов возбуждения фаз невелика, так как стержни обычно имеют значительно большую длину, а следовательно, и большее магнитное сопротивление, чем ярма. Бронестержневые системы трансформатора по сравнению со стержневыми имеют меньшую высоту магнитопроводов, что очень важно при транспортировке, так как позволяет им лучше вписаться в железнодорожные габариты. Поэтому в трансформаторах больших мощностей, обычно начиная со 100 МВ·А, из-за трудностей транспортировки применяют бронестержневой сердечник. Остов представляет собой конструктивную основу активной части трансформатора (рис. 2.25). Он состоит из вертиРис. 2.25. Бесшпилевая конструкция кальных стержней, перекрытых сверху и трехстержневого сердечника для снизу ярмами, в результате чего образуется трансформатора мощностью 125 МВ·А 60 замкнутая магнитная система (магнитопровод). Магнитопровод шихтуется (набирается) из листов холоднокатаной рулонной электротехнической стали с изоляционным покрытием. Прессовка стержней осуществляется бандажами из стеклоленты, прессовка ярм – ярмовыми балками, стянутыми стальными полубандажами. Магнитная система заземляется через ярмовые балки на бак трансформатора. Шихтованные конструкции при сборке трудоемки, так как сначала собирается магнитопровод, а затем расшихтовывается одно ярмо, надеваются на стержни обмотки и снова зашихтовывается ярмо. Стыковые конструкции проще при сборке, однако ток холостого хода у трансформаторов с такими магнитопроводами больше, чем у бесстыковых конструкций. Для точной установки активной части в баке нижние опорные подкладки остова имеют отверстия под шипы, приваренные ко дну бака. На верхних ярмовых балках имеются крюки или скобы для стропления при подъеме активной части и остова, резьбовые втулки для винтов осевой прессовки обмоток. 2.6.2. Конструктивные элементы вспомогательной части Отводы, вводы представляют собой промежуточные токоведущие элементы. Соединение концов обмоток между собой и с вводами, подключение регулировочных ответвлений к переключателям и другие соединения внутри трансформатора осуществляются с помощью проводников, называемых отводами, которые выполняются в виде шин, прутков или гибкого кабеля. Для вывода концов обмоток подключения к электрической сети служат вводы – фарфоровые проходные изоляторы, через внутреннюю полость которых проходит токоведущий стержень. Внешняя конфигурация и размеры вводов зависят от класса напряжения, рода установки и тока. Съемные вводы позволяют заменять изоляторы, не снимая крышки. Ввод должен обеспечить надежную изоляцию токоведущего стержня от заземленных элементов. Устройство ввода на напряжение 6–10 кВ и ток 3000 А показано на рисунке 2.26. Медный стержень 14 проходит через отверстие фарфорового изолятора 13. Верхний конец стержня уплотнен резиновым кольцом 6, втулкой 5 и гайкой 4. Стержень бортиком 12 опирается через электрокартонную шайбу 11 на уступ изолятора 13, а двумя выступами 10 входит в вертикальные пазы изолятора, что не позволяет ему проворачиваться при завинчивании гаек. Резиновая прокладка 9 уплотняет разъем между колпаком 7 и верхним торцом изолятора, а прокладка 19 – стык между крышкой и изолятором подтягиванием гаек 16 на шпильках 15, приваренных к крышке 20. 61 Рис. 2.26. Съемный ввод на ток 3000 А и напряжение 6-10 кВ Для присоединения к электросети на стержень в верхней его части навинчивается контактный наконечник 1 с болтами 2 (с гайками и шайбами), который закрепляют болтами 3 (резьбовая часть наконечника разрезана). При токах менее 800 А для подсоединения ввода к внешней электросети стержень снабжен вместо наконечника гайками и шайбами. Гетинаксовая втулка 21 служит для центровки стержня по оси, шайбы 22 и гайки 23 – для подсоединения демпферов внутри бака, винт 5, ввинченный в латунный колпак 7, – для спуска воздуха из ввода при заполнении его маслом. Ввод крепят к крышке 20 прижимными кулачками 18. Фланец 17 служит для того, чтобы кулачки не смещались с борта изолятора. Бак трансформатора с масляным охлаждением (традиционной компоновки) представляет собой резервуар с маслом, в котором находится активная часть трансформатора. Нагретое при работе трансформатора масло охлаждается через стенки бака и охлаждающие устройства. Форма баков чаще всего овальная – тогда она приближается к форме активной части трансформатора и является наиболее простой и механически прочной. Крепление активной части в баке трансформатора, в продольном и поперечном направлениях, осуществляется посредством распорных винтов. С изменением электрической нагрузки и температуры окружающего воздуха температура масла в трансформаторе изменяется. Колебания температуры вызывают изменение объема масла в баке. Чтобы бак трансформатора всегда был заполнен маслом, на трансформаторах класса 6 кВ и выше мощностью 25 кВ·А и более устанавливают расширитель. Баки трансформаторов 150 кВ рассчитаны на вакуум с остаточным давлением не более 5 кПа и избыточное давление 50 кПа. Баки трансформаторов 110 кВ рассчитаны на вакуум с остаточным давлением 50 кПа и избыточное давление 50 кПа. На баке крепится коробка зажимов для присоединения цепей контрольноизмерительной и защитной аппаратуры и другие комплектующие узлы и детали. На баке имеются приспособления для стропления при подъеме собранного трансформатора и перекатки его на собственных каретках в пределах подстанции, опорные площадки для подъема трансформатора домкратами. Расширитель (рис. 2.27) представляет собой металлический сосуд, обычно цилиндрической формы, и имеет две емкости. Одна, основная емкость, предназначена для компенсации температурных колебаний объема масла в баке, другая – относительно меньшего объема – для компенсации колебания объема в контакторе переключающего устройства (РПН). Рис. 2.27. Расширитель: 1 – бак расширителя, 2 – маслоуказатель, 3 – маслоуказательное стекло, 4 – угольник, 5 – запирающий болт, 6 – крышка трансформатора, 7 – газовое реле, 8 – плоский кран, 9 – трубопровод, 10 – опорная пластина 62 Емкость расширителя должна обеспечивать постоянное наличие в нем масла при всех режимах работы трансформатора. Расширитель предохраняет масло трансформатора от непосредственного соприкосновения с воздухом, что защищает масло от преждевременного окисления. Существуют герметизированные трансформаторы с азотной защитой масла, у которых пространство между зеркалом масла и верхней стенкой расширителя заполнено азотом. Заливка маслом производится под вакуумом. 2.6.3. Системы охлаждения трансформаторов Потери мощности в трансформаторе пропорциональны его мощности в степени 3/4, а поверхность охлаждения пропорциональна его мощности в степени 1/2, это означает, что с увеличением мощности трансформатора его потери растут быстрее, чем поверхность охлаждения, и поэтому с увеличением мощности трансформаторов приходится применять более интенсивные системы охлаждения. Конструктивное выполнение трансформатора во многом определяется способом его охлаждения, который зависит от величины номинальной мощности. В силовых трансформаторах для отвода тепла от обмоток и магнитопровода применяют следующие способы охлаждения: – воздушное, – масляное, – посредством негорючего жидкого диэлектрика. Каждому виду охлаждения присвоено соответствующее условное обозначение. Трансформаторы с воздушным охлаждением (естественным или с дутьем) называются сухими. Различают сухие трансформаторы с воздушно-барьерной изоляцией обмоток и с обмотками (или одной обмоткой ВН), залитыми эпоксидным компаундом (литая изоляция). Сухие трансформаторы с воздушно-барьерной изоляцией обмоток общего назначения изготовляются мощностью до 2500 кВ∙А включительно и предназначены для установки в сухих, закрытых помещениях (относительная влажность воздуха до 80%). Их достоинства – пожаробезопасность, простота конструкции, отсутствие жидкого диэлектрика. Трансформаторы с литой изоляцией общего назначения выпускаются также мощностью до 2 500 кВ∙А. Но их дополнительными достоинствами, по сравнению с трансформатором с воздушно-барьерной изоляцией, являются: большой диапазон изменения температуры окружающего воздуха (от –45 до +40 °С), относительная влажность воздуха до 98% при температуре 25 °С, уменьшенный уровень шума. В эксплуатации сухие трансформаторы удобнее масляных, так как исключают необходимость периодической очистки и смены масла. Следует, однако, отметить, что воздух обладает меньшей электрической прочностью, чем трансформаторное масло, поэтому в сухих трансформаторах все изоляционные промежутки и вентиляционные каналы делают большими, чем в масляных. Из-за меньшей теплопроводности воздуха по сравнению с маслом электромагнитные нагрузки активных материалов в сухих трансформаторах приходится брать меньшими, чем в масляных, что приводит к увеличению сечения проводов обмоток и магнитопровода. Как следствие этого, масса активных частей (обмоток и магнитопровода) сухих трансформаторов больше, чем масляных. Сухие трансформаторы изготавливают на напряжения обмотки ВН до 20 кВ включительно. Сухие трансформаторы с естественным воздушным охлаждением могут иметь открытое (С), защищенное (СЗ) или герметизированное (СГ) исполнение. Трансформаторы типа СЗ закрывают защитным кожухом с отверстиями, а типа СГ – герметическим кожухом. Для повышения интенсивности охлаждения применяют обдув обмоток и магнитопро63 вода потоком воздуха от вентилятора. Сухие трансформаторы с воздушным дутьем имеют условное обозначение СД. Трансформаторы с масляным охлаждением (масляные - М). При мощности более 2 500 кВ∙А воздушного охлаждения уже недостаточно, и для повышения интенсивности охлаждения используют трансформаторное масло. В трансформаторах с масляным охлаждением магнитопровод с обмотками погружают в бак, наполненный тщательно очищенным минеральным (трансформаторным) маслом. Трансформаторное масло обладает более высокой теплопроводностью, чем воздух, и хорошо отводит тепло от обмоток и сердечника трансформатора к стенкам бака, имеющего большую площадь охлаждения, чем трансформатор. Погружение трансформатора в бак со специальным маслом обеспечивает также повышение электрической прочности изоляции его обмоток и предотвращает ее увлажнение и потерю изоляционных свойств под влиянием атмосферных воздействий. Естественное масляное охлаждение применяется, как правило, для трансформаторов мощностью до 6 300 кВ∙А включительно. В трансформаторах мощностью до 20–32 кВ·А выделяется сравнительно небольшое количество тепла, поэтому баки имеют гладкие стенки; в более мощных трансформаторах (40†1800 кВ·А) поверхность охлаждения бака искусственно увеличивают применением ребристых или волнистых стенок, либо окружают бак системой труб, в которых масло циркулирует за счет естественной конвекции. При мощности трансформаторов 10 000 кВ∙А и более применяется масляное охлаждение с воздушным дутьем. Обдувание поверхности радиаторов позволяет увеличить теплоотдачу на 50% и более. Трансформаторы снабжаются системой дутьевого охлаждения при помощи вентиляторов с электродвигателями. При мощности более 100 000 кВ∙А естественного масляного охлаждения уже недостаточно, и используют масляное охлаждение с принудительной циркуляцией масла, что значительно увеличивает отвод тепла от наиболее нагретых точек трансформатора. У самых мощных трансформаторов поверхности бака недостаточно для размещения необходимого числа радиаторов, поэтому переходят к принудительной циркуляции масла и воды (Ц) или к принудительной циркуляции масла и воздуха (ДЦ). К баку трансформатора подключают центробежный насос, который прогоняет горячее масло через воздушный или водяной охладитель. Охлаждение водой более эффективно, чем воздухом, стоимость системы охлаждения ниже и расход энергии меньше. В масляных трансформаторах масло во время работы нагревается и расширяется. При уменьшении нагрузки оно, охлаждаясь, возвращается к первоначальному объему. Поэтому масляные трансформаторы мощностью 25 кВ·А и выше снабжают дополнительным баком-расширителем, соединенным с внутренней полостью основного бака. При нагревании трансформатора изменяется объем масла, находящегося в расширителе. Объем его составляет около 10% от объема масла, находящегося в баке. Применение расширителя позволяет значительно сократить поверхность соприкосновения масла с воздухом, что уменьшает его загрязнение и увлажнение. Для более надежного предохранения масла от окисления трансформаторы большой мощности выполняют герметизированными с полной изоляцией масла, находящегося в расширителе, от атмосферного воздуха. Это осуществляется с помощью подушки, образующейся из инертного газа (например, азота – азотная защита), расположенной между поверхностью масла и гибкой растягивающейся мембраной. Трансформаторы с азотной защитой можно выполнять и без расширителя. Трансформаторы требуют проведения профилактических испытаний трансформаторного масла в процессе хранения, ввода в эксплуатацию, эксплуатации, проведения текущих и капитальных ремонтов. Кроме того, трансформаторы ТМ дополнительно требуют проведения систематических осмотров для определения степени увлажнения сорбента воздухоосушителя. При насыщении сорбента влагой требуется его замена на новый (на 64 приобретение которого требуется расход средств) или на регенерированный (на регенерацию требуется расход тепловой энергии). Трансформаторы с жидким негорючим диэлектриком. Эти трансформаторы имеют герметизированный бак, заполненный негорючим жидким диэлектриком (синтетические материалы – совтол и др.), и могут быть выполнены с естественным охлаждением (Н) или с воздушным дутьем (НД). Они пожаробезопасны и могут устанавливаться в закрытых помещениях. Их выпускают мощностью 160†2500 кВ·А при напряжении 6 и 10 кВ. Однако применяемая в трансформаторах жидкость (совтол) экологически небезопасна, поэтому в настоящее время для вновь проектируемых объектов совтоловые трансформаторы находят ограниченное применение. При маркировке трансформаторов используются условные обозначения систем охлаждения, приведенные в таблице 2.4 (ГОСТ Р 52719). Таблица 2.4 Условные обозначения систем охлаждения трансформаторов Вид системы охлаждения трансформаторов Сухие трансформаторы: Естественное воздушное при открытом исполнении Естественное воздушное при защищенном исполнении Естественное воздушное при герметичном исполнении Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха Масляные трансформаторы с минеральным маслом: Естественная циркуляция воздуха и масла Принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла Принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла Принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла Принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла Принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла Условное обозначение вида системы охлаждения: Российская Международная федерация маркировка (МЭК) С СЗ СГ СД AN ANAN ANAN ANAF М ONAN Д ONAF МЦ OFAN НМЦ ODAN ДЦ OFAF НДЦ ODAF Ц OFWF НЦ ODWF 2.6.4. Контрольно-измерительная и защитная аппаратура Современный силовой трансформатор снабжен рядом вспомогательных устройств, обеспечивающих его нормальную эксплуатацию и предупреждающих аварии. Газовое реле трансформатора и защитное реле РПН устанавливаются в маслопроводах, соединяющих бак трансформатора и контактор переключающего устройства с соответствующими отсеками расширителя. Они предназначены для отключения трансформатора при внутренних повреждениях в нем или в контакторе переключающего устройства. Газовое реле также сигнализирует о накоплении газа или воздуха в корпусе реле и о снижении уровня масла в трансформаторе. 65 При серьезной аварии, когда отключение трансформатора почему-либо запоздало, в баке может развиться значительное давление, способное разорвать его, для предотвращения такой возможности на крышке трансформатора устанавливается выхлопная труба, через которую выбрасываются избыточные массы газов и масла. Отверстие выхлопной трубы закрыто стеклянным диском (мембраной), которая лопается при резком повышении давления. Маслоуказатели устанавливают для контроля за уровнем масла в емкостях расширителя. Трансформатор снабжают двумя маслоуказателями, которые выполняют одновременно функции реле минимального и максимального уровней масла. Контакты маслоуказателя основной емкости расширителя и меньшего объема (для РПН), срабатывающие при минимальном уровне масла, задействованы на отключение, а срабатывающие при максимальном уровне масла – на сигнал. На правую шкалу циферблата нанесены метки, обозначенные числами в градусах Цельсия. Каждая из них означает уровень масла в расширителе при соответствующей средней температуре масла в трансформаторе. Встроенные трансформаторы тока предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления. Трансформаторы тока по назначению делятся на трансформаторы тока для измерений и трансформаторы тока для защиты. Один и тот же трансформатор тока может использоваться как для измерений, так и для защиты с соответствующим классом точности. По типу исполнения трансформаторы тока – встроенные, с одной вторичной обмоткой для измерения или защиты, с одним или несколькими коэффициентами. Трансформатор тока состоит из неразрезного ленточного кольцевого магнитопровода, выполненного из электротехнической стали с намотанной на него вторичной обмоткой. Первичной обмоткой служит ввод силового трансформатора. Термометр – это датчик-реле температуры, предназначенный для автоматического управления холодильными и нагревательными установками путем замыкания или размыкания электрической цепи управления при изменении температуры контролируемой среды. Воздухоосушители предназначены для очистки от влаги и промышленных загрязнений воздуха, поступающего в расширитель трансформатора при температурных колебаниях уровня масла. Воздухоосушитель представляет собой наполненный силикагелем цилиндр емкостью 2,5 и 5 кг. В нижней части воздухоосушителя помещен масляный затвор, работающий по принципу сообщающихся сосудов. Затвор предотвращает свободный доступ воздуха в воздухоосушитель и очищает засасываемый воздух от посторонних примесей. Воздухоосушитель имеет указатель уровня масла в масляном затворе. В верхней части цилиндра установлен патрон, заполненный силикагель-индикатором. Патрон снабжен смотровым отверстием, закрытым стеклянным диском. По мере увлажнения силикагельиндикатор в патроне меняет свою окраску с голубой на розовую. Затворы предназначены для установки на силовых масляных трансформаторах и реакторах в качестве запорных устройств в местах прохода масла. Затворы предназначены только для полного открытия или полного перекрытия трубопроводов. Промежуточное положение диска не допускается. Предохранительный клапан предохраняет бак от разрушения при внезапном повышении давления (газовом толчке), которое возникает вследствие интенсивного разложения масла во время повреждений внутри трансформатора. Клапан срабатывает при избыточном давлении внутри бака свыше 50 кПа. Термометры манометрические предназначены для измерения теплотехнических параметров и управления внешними электрическими цепями от сигнализирующих устройств. В зависимости от способа соединения термобаллона с корпусом термометры подразделяются на местные (с жесткой связью) и дистанционные. Соединение термобаллона 66 с корпусом для местных термометров осуществляется по двум исполнениям: с радиальным расположением термобаллона и с осевым расположением термобаллона. Рабочее положение корпуса для дистанционных термометров – вертикальное, для местных – вертикальное и горизонтальное. Термометры не предназначены для эксплуатации во взрывопожароопасных помещениях. Сигнализирующее устройство термометров должно выдерживать не менее 100 000 замыканий и размыканий, напряжение внешних коммутируемых цепей переменного тока до 220 В частотой 50 Гц. Термосифонный фильтр (рис. 2.28) служит для непрерывной регенерации масла в процессе работы трансформатора и представляет собой металлический сосуд, 4, заполненный силикагелем 3 и присоединенный трубами 6 и 7 к верхнему и нижнему патрубкам бака. Силикагель загружают в него через бункер 5, а отработанный высыпают через бункер 1. В бункерах установлены металлические решетки с сетками 2, предотвращающие попадание силикагеля в бак трансформатора. Циркуляция масла через фильтр основана на конвекции за счет разности температур верхнего и нижнего слоев масла. Термосифонные фильтры применяют в трансформаторах мощностью 160 кВ·А и более. Рис. 2.28. Термосифонный фильтр 2.7. Параметры и условные обозначения трансформаторов Основные параметры трансформатора определены ГОСТ: – номинальная мощность трансформатора (указывают также мощности основных обмоток трехобмоточных трансформаторов и мощность обмотки НН трехобмоточных автотрансформаторов); – номинальные напряжения основных обмоток на всех ответвлениях; – условное обозначение схемы и группы соединений обмоток; – вид переключения ответвлений (РПН, ПБВ), диапазон и число ступеней регулирования напряжения; – наибольший допустимый ток в общей обмотке автотрансформатора; – потери холостого хода и короткого замыкания на основном ответвлении; – напряжение короткого замыкания, приведенное к номинальной мощности (для трансформаторов с РПН указывают нормированные значения на основном и крайних ответвлениях, для остальных трансформаторов – на основном ответвлении); – ток холостого хода на основном ответвлении; – установленная мощность двигателей системы охлаждения; – полная масса (или транспортная масса); – удельная масса; – масса масла; – габаритные размеры. 67 Примечания: 1. Если потребителем выдвигаются дополнительные (специальные) требования по перегрузкам и, исходя из них, изготавливается трансформатор, то в перечень основных параметров включают параметры, характеризующие нагрузочную способность. 2. Расчетную температуру, к которой следует приводить потери и напряжение короткого замыкания, принимают равной: 115 °С – для трансформаторов с изоляцией классов нагревостойкости F, Н, С по ГОСТ 8865; 80 °С – для трансформаторов с системой охлаждения НЦ, НДЦ; 75 °С – для остальных трансформаторов. Схема условного обозначения трансформатора Для автотрансформаторов после класса напряжения ВН через черту дроби указывают класс напряжения СН или НН. Буквенная часть условного обозначения. Буквенная часть должна соответствовать следующему порядку обозначений: А – автотрансформатор; О или Т – однофазный или трехфазный трансформатор; Р – расщепленная обмотка НН; Буквы условного обозначения видов охлаждения: З – трансформатор с естественным масляным охлаждением или с охлаждением негорючим жидким диэлектриком с защитой при помощи азотной подушки без расширителя; Л – трансформатор с литой изоляцией; Т – трехобмоточный трансформатор (для двухобмоточного трансформатора букву не указывают); Н – трансформатор с РПН; С – трансформатор собственных нужд электростанций. После букв, перечисленных выше, могут быть предусмотрены дополнительные буквенные обозначения, такие как: Б – трансформатор для питания буровых установок; В – трансформатор с горизонтальным расположением вводов; Г – трансформатор с гофробаком; Д – трансформатор для питания электродегидраторов; Ж – трансформатор для железных дорог; З – трансформатор защищенный (с азотной защитой); К – трансформатор с кабельными вводами; Л – трансформатор с литой изоляцией; М – трансформатор для металлургического производства; Н – трансформатор с негорючим диэлектриком (мидель, силикон и т. д.); 68 П – трансформатор передвижной для железных дорог; П – трансформатор печной; П – трансформатор преобразовательный; С – трансформатор для собственных нужд генерирующих станций; С – трансформатор сухой; У – трансформатор, усиленный к толчкам нагрузки; Ф – трансформатор с форсированной системой охлаждения; Ш – трансформатор шахтный; Э – трансформатор для питания электропривода. Пример условного обозначения трансформатора: ТРДН – 40000/110 – трехфазный двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения, с масляным охлаждением, с дутьем и естественной циркуляцией масла, с РПН, номинальной мощностью 40 000 кВ∙А, класса напряжения 110 кВ. 2.8. Современные направления развития трансформаторов Герметизированные трансформаторы. Для более надежного предохранения масла от окисления трансформаторы выполняют герметизированными с полной изоляцией масла от атмосферного воздуха. Это осуществляется с помощью подушки, образующейся из инертного газа (например, азота – азотная защита), расположенной между поверхностью масла и гибкой растягивающейся мембраной (трансформаторы ТМЗ). Более совершенным является герметичный трансформатор с гофрированным баком с полным заполнением маслом, без расширителя и без газовой подушки. В таком трансформаторе контакт масла с окружающей средой полностью отсутствует, что исключает увлажнение, окисление и шламообразование масла. Перед заливкой масло дегазируется, заливка масла в бак производится при глубоком вакууме в специальной вакуумзаливочной камере. Масло в таких трансформаторах (в отличие от трансформаторов, у которых не осуществляется дегазация масла) практически не меняет своих свойств в течение всего срока службы трансформатора, поэтому отпадает необходимость проведения испытаний масла трансформатора ТМГ как при его хранении, так и при вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации. Для ограничения давления в баках при перегрузках трансформаторы снабжаются предохранительным клапаном. Гофрированные баки рассчитаны на срок службы трансформатора – 25 лет (10 000 циклов на воздействие максимального и минимального давлений). Энергосбережение в трансформаторах. Потери электроэнергии в трансформаторах значительны, и их необходимо снижать до возможного минимума путем: правильного выбора мощности и числа трансформаторов; рационального режима их работы; исключения холостых ходов при малых нагрузках; замены на энергосберегающие трансформаторы. Потери в трансформаторах подразделяются на два типа – «потери в стали» (в сердечнике) и «потери в меди» (в обмотках). Потери в стали составляет примерно 0,2–0,5% номинальной мощности трансформатора. Потери в меди связаны с сопротивлением медных обмоток и выделением джоулева тепла в них; величина этих потерь пропорциональна I2, и составляет 1–3% номинальной мощности. Энергосберегающие трансформаторы. Значительная доля потерь электроэнергии приходится на распределительные электрические сети с напряжением 0,38 кВ. Одной из причин потерь в линиях электропередачи является несимметричная нагрузка фаз, когда появляется ток в нулевом проводе – обычное явление в коммунально-бытовых и прочих сетях. Свести эти потери к минимуму и призваны трансформаторы с симметрирующим устройством. 69 Обмотка симметрирующего устройства включена в рассечку нулевого провода трансформатора из расчета того, что при несимметричной нагрузке и появлении тока в нулевом проводе поток, создаваемый симметрирующим устройством, равный по величине и направленный в противоположном направлении, компенсирует действие потока нулевой последовательности, предотвращая этим самым перекос фазных напряжений. с b a Рис. 2.29. Схема трансформатора с симметрирующим устройством СУ Кроме того, выравнивая систему фазных напряжений, эти трансформаторы эффективно решают еще одну задачу – обеспечение потребителей качественной электроэнергией. При наличии в сети нелинейных нагрузок (например, сварочных аппаратов, газоразрядных ламп и т. д.) форма кривой изменения выходного напряжения серьезно искажается. Для потребителя это выражается в скачках напряжения, которые приводят к тому, что КПД различных электроприборов, питающихся от этой сети, снижается. 70 Глава 3 ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ 3.1. Общие положения Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и тока (ТТ) применяются в цепях переменного тока электроустановок при высоких напряжениях и при больших токах, когда непосредственное включение контрольно-измерительных приборов, реле и приборов автоматики в первичные цепи технически невозможно, нерационально или недопустимо по условиям безопасности. На рисунке 3.1 показан принцип измерения напряжения и тока с помощью измерительных трансформаторов. Трансформаторы напряжения своей первичной обмоткой включаются параллельно в цепь высокого напряжения. Во вторичную цепь приборы включаются тоже параллельно. Вводы в аппарат и изоляция первичной обмотки выбираются по напряжению первичной цепи. Трансформаторы тока включаются иначе, их первичные обмотки включаются последовательно в электрическую цепь установки. Во вторичную обмотку также последовательно включаются измерительные приборы и приборы релейных защит. Измерительные трансформаторы как аппараты высокого напряжения устанавливаются в закрытых и открытых распределительных устройствах. Они соединены контрольными кабелями с приборами вторичных устройств, которые размещаются на панелях щитов, в помещениях постов управления машинного зала и распределительных устройств. Прежде чем приступать к изучению этих аппаратов, обратим внимание читателя на несколько важных фактов. Рис. 3.1. Схема включения измерительных трансформаторов тока и напряжения 1. Вторичные цепи всех измерительных трансформаторов обязательно заземляются, это обеспечивает безопасность эксплуатации. Если в процессе эксплуатации повреждается обмотка высокого напряжения, высокий потенциал попадает на вторичные цепи, пробивается изоляция контрольных кабелей и обмоток приборов и создается опасность для персонала. Заземление вторичных обмоток снижает напряжения во вторичных цепях при пробое изоляции до небольших значений. 2. Шкалы приборов, подключаемых к измерительным трансформаторам, градуируются в единицах первичных величин: первичного напряжения у ТН и первичного тока у ТТ. 71 3. Главная функция измерительных трансформаторов – обеспечивать высокую точность передачи данных на измерительные органы, приборы, устройства релейной защиты и автоматики. Поэтому, приступая к изучению этих трансформаторов, следует иметь в виду, что это не энергетические устройства, а метрологические, и как любые метрологические устройства, ТН и ТТ должны проходить аттестацию и поверку. 3.2. Трансформаторы напряжения (ТН) Трансформаторы напряжения применяются для преобразования высоких напряжений до величин, удобных для подключения контрольно-измерительных приборов (КИП), релейной защиты, автоматики. На рисунке 3.1 показано подключение однофазного ТН к измеряемой сети и к нагрузке. Основной и единственной функцией ТН является точная передача информации о параметрах измеряемого напряжения. Такими параметрами являются амплитуда (или действующее значение) и фазовый сдвиг. Точность измерений определяется погрешностями, которые трансформатор вносит при переходе сигнала с первичной обмотки на вторичную. 3.2.1. Погрешности ТН и меры по их уменьшению Для определения источников погрешностей разговор начнем с Т-образной схемы замещения (рис. 3.2).  1= U  , но как видно из схеВ идеальном ТН, т. е. без погрешностей, должно быть U 2 мы замещения, добиться идеальной передачи информации через ТН невозможно, т. к. при ' протекании тока нагрузки I 2 и намагничивающего тока Iμ на сопротивлениях схемы замещения происходят падения напряжений. Избавиться от этих падений напряжения в принципе невозможно, их можно только до предела уменьшить. I2' z1 U1 I U z2' z Рис. 3.2. Т-образная схема замещения трансформатора U 2' U1 I2' U U1 zК  U 2' 2 Рис. 3.3. Упрощенная схема замещения трансформатора jхК I2' rК I2' U 2' I2' Рис. 3.4. Векторная диаграмма для упрощенной схемы замещения трансформатора 72 Главным источником погрешности является падение напряжения от тока нагрузки I 2 . Небольшую погрешность вносит ток намагничивания, протекая по цепи z1  z , он вызывает потерю напряжения на сопротивлении z1 . Но эта погрешность незначительна и обсуждать ее не будем, это означает, что принимаем zμ= ∞ и переходим к упрощенной схеме замещения (рис. 3.3). На основании этой схемы запишем ' =U  - ΔU , U 2 1 где (3.1)  = z I' ΔU К 2 – падение напряжения на сопротивлении zк. Из уравнения (3.1), или из векторной диаграммы (рис. 3.4) видно, что основной при-  = z I , которое вызывает как чиной погрешности ТН является падение напряжения ΔU К 2 ' амплитудную погрешность ( U1  U2 ), так и угловую (наличие угла δ между векторами ' и U  ). U 2 1 Теперь не составляет труда указать способы повышения точности трансформаторов напряжения, это: – уменьшение тока нагрузки I2; – уменьшение сопротивления КЗ трансформатора. Для уменьшения I2 в цепь вторичной обмотки включают приборы с высокоомными обмотками (их также называют «вольтметровые обмотки»). Для уменьшения zК обмотки ТН выполняют так, чтобы они имели минимальные поля рассеивания (у ТН оно составляет всего 0,2–0,8%, для сравнения у силовых трансформаторов – 5–15%). Для уменьшения погрешности от намагничивающего тока добиваются индукции в магнитопроводе ~0,08 Тл по сравнению с соответствующими значениями для силовых трансформаторов ~ 1,6 Тл. Компенсация погрешностей ТН. Для уменьшения погрешностей помимо указанных выше способов используются также дополнительные методы компенсации. Метод 1. Витковая коррекция используется для уменьшения амплитудной погрешности, и ее эффект объясняется так. Если искусственно немного увеличить U2, это уменьшит амплитудную погрешность. Из теории трансформатора известно U1 w = 1 U2 w2 откуда U 2 = U1 w2 , w1 т. е. для уменьшения амплитудной погрешности надо немного уменьшить число витков w1. Метод 2. Для снижения угловой погрешности последовательно к основным обмоткам высокого напряжения подключаются компенсационные обмотки, располагаемые на стержнях других фаз. При сложении векторов напряжений основной и компенсационной обмоток суммарный вектор напряжения первичной обмотки смещается на угол компенсации до совпадения с вектором напряжения вторичной обмотки. ТН с такими обмотками называются компенсированными. 3.2.2. Паспортные параметры трансформатора напряжения 1. Номинальное первичное напряжение U1ном – это стандартное напряжение в соответствии со шкалой номинальных линейных напряжений. 73 2. Номинальные вторичные напряжения две группы – основные и дополнительные. U2ном . Вторичные обмотки ТН разбиты на Для основных обмоток приняты напряжения: 100 В или 100 3 В. Дополнительные обмотки устанавливаются на трансформатор для измерения напряжения нулевой последовательности U0, поэтому их номинальные напряжения определяются режимом нейтрали сети и равны: 100/3 В – для ТН, устанавливаемых в сети с изолированной или компенсированной нейтралью (здесь U0 может достигать фазного значения); 100 В – для ТН, устанавливаемых в сети с заземленной нейтралью. 3. Коэффициент трансформации kТ = U1ном . U 2ном 4. Погрешности трансформатора подразделяются на амплитудную и угловую (подробный анализ погрешностей см. ниже). Амплитудная погрешность k Т U 2 - U1 100 U1 считается положительной, если k Т U 2  U1 . ΔU = (3.2) Угловая погрешность определяется углом  между векторами первичного и вторичного напряжения и выражает в минутах. Угловая погрешность считается положительной, если вектор U 2 опережает вектор U 1 (см. векторную диаграмму на рис. 3.4). Метрологические характеристики ТН – это его основные характеристики; определяются величиной погрешностей и оформляются в виде классов точности. Группировка ТН по классам точности приведена в таблице 3.1. Таблица 3.1 Класс точности 0,2 0,5 1 3 Наибольшая погрешность амплитудная, % угловая, в минутах ±0,2 ±10 ±0,5 ±20 ±1 ±40 ±3 не нормируется Пределы погрешностей, указанные в таблице 3.1, отнесены к определенному диапазону изменения параметров сети, а именно:  частота 50 Гц,  диапазон измеряемого напряжения (0,8–1,2) U1ном,  нагрузка на вторичной обмотке (0,25…1,2) номинальной и cos2  0,8 . Класс точности ТН определяет его область использования и место подключения в главной электрической схеме энергообъекта: класс 0,2 применяется для точных измерений, поверок, приемных испытаниях оборудования, для подключения вычислительных машин, приборов автоматического регулирования частоты, градуировки эксплуатационных приборов и т. п., ими оснащаются электротехнические лаборатории электрических станций; класс 0,5 используется для подключения приборов, по которым ведутся финансовые и коммерческие расчеты; 74 класс 1 используется для технического учета; класс 3 используется в релейных защитах, устройствах автоматики, для питания сигнальных ламп и т. п. 5. Номинальная мощность S2ном – это такая предельная мощность приборов, подключаемых к вторичной обмотке, при которой еще обеспечивается заданный класс точности. Если мощность нагрузки превышает номинальную мощность ТН, он переходит в более низкий класс точности. В паспорте ТН обычно указываются номинальные мощности для нескольких классов точности. Нагрузка однофазного трансформатора определяется выражением U 22ном S2ном = z нагр где U 2ном – (3.3) , номинальное напряжение вторичной обмотки, В; z нагр = r2 + x2 – полное сопротивление вторичной цепи, Ом; r = zнагр cos υ2ном , x = zнагрsin υ2ном – соответственно, активное и реактивное сопротивление вторичной цепи (отметим, что с увеличением числа параллельно включенных приборов сопротивление вторичной цепи уменьшается, а нагрузка ТН увеличивается). Нагружать трансформатор напряжения можно вплоть до его максимальной мощности, допустимой по условиям нагрева конструкции. Максимальная мощность ТН примерно в 8–9 раз больше его номинальной мощности в высшем классе точности. Нагрузка ТН до максимальной мощности иногда применяется для подключения катушек реле и автоматов, сигнальных ламп, осветительных приборов и т.п. Точность измерений в этом случае значения не имеет. 3.2.3. Конструкции трансформаторов напряжения Конструктивно ТН выполняется либо как самостоятельный аппарат, либо встраивается в конструкции выключателей, комплектных экранированных токопроводов, комплектных распределительных устройств и т. д. Важнейшими конструктивными признаками ТН являются количество фаз и конструкция магнитной системы, эти признаки определяют и область использования ТН, и схемы включения обмоток. Трансформатор напряжения 3-фазные 1-фазные с изолированными вводами ВН и НН с броневым или групповым магнитопроводом с заземленными вводами ВН с 3-стержневым магнитопроводом Рис. 3.5. Классификация ТН по конструктивным признакам 75 Трансформаторы напряжения бывают однофазные и трехфазные, при этом для трехфазных ТН важнейшим признаком также является конструкция магнитопровода. Однофазные ТН изготавливаются на весь диапазон напряжений, трехфазные ТН применяются до 35 кВ включительно. По типу изоляции ТН выполняются сухими или масляными. В маркировке трансформатора буквы означают: Н – трансформатор напряжения; О – однофазный; Т – трехфазный; А – антирезонансный; С – сухой; М – масляный; Л – с литой изоляцией; Г – с газовой изоляцией; К – компенсированный или каскадный; З – заземляемый с одним заземленным вводом ВН; И – измерительный; Ф – в фарфоровой покрышке; Д – делитель; Е – емкостный. Например, НТМИ-10 – трансформатор напряжения, трехфазный, масляный, измерительный, на номинальное напряжение 10 кВ. Рассмотрим наиболее распространенные трансформаторы напряжения, выполненные в виде самостоятельной конструкции. Однофазные ТН. В первую очередь однофазные трансформаторы следует различать по схеме соединения вводов ВН. Трансформаторы с двумя вводами ВН и НН используются для измерения линейных напряжений (рис. 3.6 а). К ним относятся типы НОМ, НОС, НОСК и т. д. Трансформаторы с одним заземленным вводом высшего напряжения (рис. 3.6 б) предназначены для измерения фазных напряжений. В этих трансформаторах один конец обмотки ВН присоединен к заземленному баку, единственный ввод ВН расположен на крышке бака, вводы основной и дополнительной обмоток выведены на стенку бака. К ним относятся типы ЗНОМ, ЗНОЛ и т. д. Такие трансформаторы соединяются по схеме, показанной на рис. 3.11 в. Для новейших конструкций герметизированных элегазовых распределительных устройств (КРУЭ) применяются специальные трансформаторы типа ЗНОГ (заземляемый, напряжения, однофазный с газовой изоляцией). Рис. 3.6. Однофазные трансформаторы 35 кВ: а) с двумя вводами типа НОМ-35; б) с одним вводом типа ЗНОМ-35; 1- ввод ВН; 2 – коробка вводов НН; 3 – бак 76 Трансформаторы напряжения на 110 кВ фаза линии и выше выполняют каскадными типа НКФ либо с емкостным делителем типа НДЕ. Это 2 связано с трудностью создания изоляции, 1 обеспечивающей низкое значение напряжения КЗ. Трансформаторы напряжения НКФ (напряжения, каскадный, фарфоровый) для напряжения до 500 кВ изготовляются однофазными в фарфоровом кожухе, заполненном маслом, с металлической головкой – расширителем. Они состоят из нескольких ступеней (несколько трансформаторов), изолированных друг от друга, одна ступень выполняется примерно на 50 кВ. Поэтому число ступеней равно n = Uф/50. Каждый трансформатор изолирован на 1/n часть фазного напряжения, благодаря чему облегчается его изоляция. Обмотки ВН изолируются от магнитопровода также на Uф / n. Для равномерного распределения нагрузки между ступенями используются выравнивающие обмотки 2, включенные на соседних ступенях встречно. Наряду с каскадными ТН применяются емкостные делители напряжения (НДЕ). НДЕ а представляет собой ряд последовательно 2 включенных конденсаторов. Линейным конх цом НДЕ подключается к фазе линии, противоположный конец заземляется. Фазное на3 пряжение между конденсаторами последовательной цепи распределяется пропорциоРис. 3.7. Электрическая схема нально их емкостным сопротивлениям. К покаскадного трансформатора следнему конденсатору со стороны заземления параллельно подключается ТН. В современных конструкциях распределительных устройств в качестве делителя напряжения используются конденсаторы высокочастотной связи и высокочастотной защиты линий передачи высокого напряжения. В цепи первичной обмотки ТН устанавливается высокочастотный заградитель и регулируемый реактор, компенсирующий емкостное сопротивление делителя. u 77 3 а) Фаза ЛЭП б) 2 6 C1 8 Тр Uф C2 100 4 5 3B 6 100B 7 U2 U0 E 1 Рис. 3.8. Схемы емкостных устройств для измерения напряжения: а – схема НДЕ; б – схема конденсаторного ввода; 2 – цилиндры из бакелизированной бумаги со станиолевыми обкладками; 3 – токоведущий стержень; 4 – реактор; 5 – первичная обмотка трансформатора; 6 – вторичная обмотка трансформатора; 7 – конденсатор; 8 – разрядник Трехфазные ТН используются на напряжениях до 35кВ и их можно разделить на две группы. ТН с пятистержневым или групповым магнитопроводом. Пятистержневой магнитопровод либо три однофазных магнитопровода в одном баке обеспечивают замыкание магнитного потока нулевой последовательности по магнитопроводу. Такая конструкция магнитопровода позволяет помимо основных измерений фазных и линейных напряжений измерять напряжение нулевой последовательности в сетях с изолированной и компенсированной нейтралью. Основная обмотка имеет схему соединения Y0/Y0-0, дополнительная соединена по схеме разомкнутого треугольника (фильтр нулевой последовательости). Например, трансформатор типа НТМИ с естественным масляным охлаждением предназначен для измерения, контроля изоляции и защиты. Трехфазные трансформаторы с 3-стержневым магнитопроводом НТС, НТСК, НТМК – сухие и масляные и со схемой соединения обмоток Y/Y0-0. Это единственная группа ТН, у которых нейтраль обмотки ВН не выводится на крышку и не заземляется. Это вызвано 3-стержневой конструкцией магнитопровода. Действительно, если заземлить нейтраль, то при замыкании фазы на землю магнитные потоки нулевой последовательности будут замыкаться через кожух, стяжные болты, воздух и другие пути с большим магнитным сопротивлением, что приведет к перегреву конструкции трансформатора и выходу его из строя. 3.2.4. Схемы включения трансформаторов напряжения В трехфазных сетях необходимо измерять: 1) линейные и фазные напряжения; 2) напряжения относительно земли; 3) напряжение нулевой последовательности, появляющееся при контакте системы с землей. 78 Для измерения этих напряжений из однофазных или трехфазных ТН собираются схемы, каждая из которых имеет определенную область использования. Рис. 3.9. Схемы подключения трансформаторов напряжения: а - одного однофазного; б - двух однофазных по схеме неполного треугольника; в - трех однофазных, схема звезды; г - одного трехфазного трехстержневого; д - трехфазного компенсированного (НТМК) Рисунок 3.9 а – однофазный ТН применяется для получения одного междуфазного напряжения. Рисунок 3.9 б – схема используется в сетях с изолированной нейтралью, предусматривает включение двух однофазных ТН и дает все три междуфазных напряжения. Соответствующее включение обмоток трехфазных ваттметров, счетчиков и других приборов между двумя фазами позволяет равномерно распределять нагрузку. При этой схеме включение приборов между фазами А и С не рекомендуется. Эта схема целесообразна всегда, когда основной нагрузкой являются счетчики и ваттметры. Рисунок 3.9 в – схема звезда-звезда с заземленной нейтралью со стороны как первичного, так и вторичного напряжения. Эта схема является универсальной, позволяет измерять все междуфазные и фазные напряжения. В этой схеме могут использоваться три однофазных или один трехфазный ТН. На стержнях каждой фазы устанавливается дополнительная вторичная обмотка, соединенная в разомкнутый треугольник (фильтр напряжения нулевой последовательности), которая выполняет функцию контроля изоляции на землю. При появлении контакта сети с землей в этой обмотке появляется напряжение нулевой последовательности, равное 3U0. Требования и особенности эксплуатации ТН. При выборе и применении ТН в электрических установках надо иметь в виду следующее: 1. Нейтраль первичной обмотки ТН заземляется всегда независимо от режима нейтрали сети, за исключением случая использования ТН с трехстержневым магнитопроводом (у этих трансформаторов нейтраль не выводится на крышку бака и они имеют схему Y/Y0–0). 79 2. Во всех схемах без исключения для обеспечения безопасной работы на вторичной стороне один зажим вторичной обмотки обязательно заземляется, при схеме «звезда» заземляется нейтраль, при схеме «неполный треугольник» заземляется средний фазный провод; предохранители и автоматы на заземленных проводниках ставить нельзя. 3. Устройства различного назначения, например, измерительные приборы и реле, рекомендуется включать на разные ТН. 4. Для схем автоматики выбираются специальные ТН, которые могут отличаться схемами включения и параметрами от ТН, используемых для измерения. 5. При подключении измерительных приборов для обеспечения требуемой точности измерений подведенное первичное напряжение не должно отличаться от номинального напряжения более чем на 10%. 6. На время включения приборов синхронизации мощность нагрузки может превышать номинальную мощность ТН. Защита ТН. Для защиты трансформаторов напряжения от коротких замыканий в незаземленных проводах вторичной цепи устанавливаются предохранители. На стороне высшего напряжения до 35 кВ включительно ТН также защищаются предохранителями. Для напряжений 110 кВ и выше предохранители с необходимой отключающей способностью отсутствуют, поэтому ТН подключаются к измеряемому напряжению через разъединитель. 3.3. Антирезонансные трансформаторы напряжения Характеристика проблемы. Трансформаторы напряжения – важнейший элемент электроэнергетических систем, они устанавливаются в узловых точках электрических сетей, на шинах распределительных устройств и системообразующих линиях электропередачи. Однако они крайне подвержены повреждениям, причина которых – феррорезонансные явления в сетях. Вопросы устойчивости трансформаторов напряжения к феррорезонансу существовали давно, но приобрели свою значимость только в последние годы, что выразилось появлением в ГОСТ 1983-2001 нового термина «антирезонансный трансформатор напряжения». В России разработаны и выпускаются электромагнитные антирезонансные ТН почти на все классы напряжения. ТН классической компоновки не обладают антирезонансностью и по этой причине часто повреждаются. Феррорезонанс – сложное электромагнитное явление, чрезвычайно опасное для электротехнического оборудования, т. к. приводит к возникновению перенапряжений и сверхтоков. Проблема защиты от феррорезонанса до сих пор окончательно не решена. 3.3.1. Феррорезонанс напряжения К феррорезонансам относятся колебательные процессы в электрических цепях, содержащих нелинейную индуктивность. Феррорезонанс возникает при насыщении магнитопроводов электрических аппаратов (особенно трансформаторов). Как и любой резонансный процесс, феррорезонанс возникает при наличии колебательного контура и источника питания этого контура. При феррорезонансе в качестве индуктивности обычно выступает трансформатор напряжения, в качестве конденсатора – емкость электрических сетей или паразитные емкости отдельных элементов, находящихся рядом с трансформатором. Источником возбуждения феррорезонанса является напряжение нулевой последовательности, которое появляется при контакте фазы с землей. Физическую природу феррорезонанса поясним на примере контура с насыщающимся сердечником (рис. 3.10 а). На рисунке 3.10 в показаны вольт-амперные характеристики всех элементов контура UL=f(I) – для индуктивности, UС=IхС – для конденсатора, UR=IR – 80 для резистора и результирующая вольт-амперная характеристика контура, которая определяется уравнением  =U  +U  + U U L C R a) I в) б) L . UC U U L U U C C U U R UL UR U R I I b Рис. 3.10. К вопросу о природе феррорезонанса Результирующее напряжение U определяется геометрической суммой векторов, согласно приведенной векторной диаграмме (рис. 3.10 б). В точке b напряжения на индуктивности и емкости равны и находятся в противофазе. Покажем, что на результирующей характеристике U = f (I), изображенной на рисунке 3.11 участок а – b является участком неустойчивого состояния контура, и именно его наличие является причиной возникновения феррорезонанса. U a  U 2 U1 c   U1  U1 U 2 b  I I I I I1 I2 I I3 Рис. 3.11. К объяснению устойчивых и неустойчивых участков вольтамперной характеристики контура Пусть напряжение источника равно U1 и в контуре протекает ток I1. Рассмотрим действие случайных возмущений на эту цепь. При случайном увеличении тока на +∆I и последующем исчезновении возмущения ток уменьшится до значения I1, потому что для существования тока (I1+∆I) нет достаточ/ ного напряжения U1 < U1 . При случайном уменьшении тока на -∆I и последующем исчезновении возмущения ток увеличится до значения I1, так как для существования его пони// женного значения (I1-∆I) также нет условий U1 > U1 . Таким образом, на участках 0–а и b–c 81 после исчезновения возмущений цепь будет возвращаться к прежнему режиму, т. е. обеспечивается устойчивое состояние контура. Иная ситуация возникает на участке а-b. Рассмотрим контур при напряжении источника U1 и токе I2. При случайном кратковременном увеличении тока на +∆I ток лавинооб/ разно продолжит увеличиваться до значения I3, так как U1 > U 2 . При случайном, кратковременном уменьшении тока на -∆I ток лавинообразно продолжит уменьшаться до значе// ния I1, т. к. U1 < U 2 . То есть на участке а-b любое случайное изменение тока приведет к лавинообразному переходу контура на одно из устойчивых состояний. Таким образом, при включении контура на переменное напряжение в нем будут происходить следующие процессы (рис. 3.12). При увеличении напряжения источника от нуля до максимума изображающая точка плавно перемещается от 0 до точки а, далее скачком к точке с и далее плавно до точки d. При уменьшении напряжения изображающая точка плавно пройдет устойчивый участок d–c–b, далее скачком к точке e и плавно до 0. d U a c   e Рис. 3.12. К объяснению триггерного эффекта феррорезонанса b  I Таким образом, в цепи происходит скачкообразное изменение тока на двух участках характеристики a – c и b – d, это так называемый триггерный эффект феррорезонанса. Из приведенной физической картины понятно, что причиной феррорезонанса является наличие ямы a–b–c на вольт-амперной характеристике контура. Отсюда следует и метод подавления этого эффекта – достаточно поднять точку b до линии а – с, что приведет к исчезновению неустойчивого участка ВАХ. Из рисунка 3.10 в следует, что для этого достаточно увеличить активное сопротивление контура R. 3.3.2. Причины возникновения феррорезонанса Как видно из описания природы феррорезонанса, для его возникновения необходимо наличие электрического контура, содержащего нелинейную индуктивность, емкость и источник напряжения. Появление таких условий во многом определяется режимом нейтрали сети. Сети с изолированной нейтралью. В сетях 6–35 кВ феррорезонанс вызывается в основном трансформаторами напряжения. Одной из основных функций этих трансформаторов является измерение напряжения нулевой последовательности (контроль изоляции), что и определяет конструкцию их магнитной системы – это либо трѐхфазная группа из однофазных трансформаторов типа ЗНОМ, 3HOJI, либо пятистержневой НТМИ. Благоприятные условия для феррорезонанса возникают при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ). Во первых, в сети появляется напряжение нулевой последовательности U0, а на здоровых фазах ТН напряжение и магнитный поток возрастают в 1,73 раза, что приводит к насыщению магнитопровода. Таким образом, образуется необходимый для феррорезонанса колебательный контур с переменным индуктивным сопротивлением, возбуждаемый напряже82 нием U0. По этому поводу говорят, что образовался колебательный контур по цепи нулевой последовательности. Феррорезонанс чаще появляется в коротких электрических сетях, имеющих относительно небольшую емкость. Это, прежде всего, распределительные сети, состоящие в основном из воздушных линий, сети генераторного напряжения блоков электрических станций и сети собственных нужд, сети 6–10 кВ насосных и компрессорных станций магистральных нефте- и газопроводов. При определенных случайных сочетаниях параметров контура возникает феррорезонанс, при этом напряжение возрастает до 4 раз. В условиях феррорезонанса обычные ТН выдерживают не более нескольких десятков минут. Сети с глухозаземленной нейтралью. Анализ этих сетей проведем для напряжения 110 кВ и отдельно для напряжений 220 кВ и выше. Сети 110 кВ в России работают с эффективно заземленной или глухо заземленной нейтралью. Поэтому феррорезонансных процессов в нулевом канале здесь возникнуть не может. Однако если отдельный участок сети потеряет нейтраль, такие процессы возможны. Потеря нейтрали может произойти при разземлении нейтралей всех силовых трансформаторов 110 кВ. Иногда это делается либо для уменьшения токов при однофазных коротких замыканиях, либо для облегчения работы релейной защиты. В этом случае резонансные напряжения фаза–земля на участках сети с потерей нейтрали могут длительно повышаться до 2,5Uном.ф. Обычные ТН на столь большие повышения напряжения не рассчитаны и повреждаются в считанные минуты. Однако антирезонансный ТН-110, устойчивый к такому сверхсильному воздействию, до сих пор не создан. В настоящее время для создания антирезонансных свойств увеличивается активное сопротивление первичной обмотки. Так, у антирезонансных трансформаторов НАМИ-110 сопротивление первичной обмотки по сравнению с обычными НКФ-110 увеличено в 4 раза. Сети 220–330–500 кВ работают только с глухозаземленной нейтралью, т. е. нейтрали силовых трансформаторов и автотрансформаторов в этих сетях всегда заземлены. Поэтому феррорезонансные процессы появляются только на участках сети небольшой протяженности, например, на перемычках между выключателями или на сборных шинах, где установлены электромагнитные ТН. Индуктивность намагничивания этих ТН может вступать в феррорезонанс с емкостями конденсаторов, шунтирующих разрывы высоковольтных выключателей. Если конденсаторы отсутствуют, феррорезонанс невозможен. Современные элегазовые выключатели 330–500 кВ выполнены с двумя разрывами на фазу. Конденсаторы, шунтирующие эти разрывы, имеют емкость по 1 000 пФ и выше. Элегазовые выключатели 220 кВ одноразрывны, и шунтирующие конденсаторы у них отсутствуют. Однако у воздушных выключателей 220 кВ, находящихся в эксплуатации, конденсаторы сохраняются. Емкостные ТН 220–500 кВ антирезонансны по своей природе, т. к. емкость с емкостью не резонирует. Эти положительные свойства определили широкое распространение этого типа ТН за рубежом. 3.3.3. Схемы антирезонансных ТН Как следует из физической природы феррорезонанса, для его подавления необходимо реактивную энергию, запасенную в индуктивности и емкости, выделить в виде тепла в окружающую среду. С этой целью в конструкции ТН вводят элементы, на которых происходит преобразование реактивной энергии контура в тепло. Схема антирезонансного ТН для сетей 6–35 кВ. Поскольку феррорезонанс возбуждается напряжением нулевой последовательности, в антирезонансных ТН устанавливают 3-фазную обмотку, соединенную в треугольник (компенсационная обмотка). Как известно, 83 для токов нулевой последовательности ∆ является короткозамкнутым контуром, в котором и происходит преобразование энергии феррорезонанса в тепло. На рисунке 3.13 приведены схемы трансформатора классической конструкции НТМИ (рис. 3.13 а) и подобного ему по выполняемым функциям антирезонансного трансформатора типа НАМИ (рис. 3.13 б). НАМИ состоит из двух трансформаторов (трехфазного и однофазного), расположенных в одном корпусе. Антирезонансные свойства НАМИ обеспечиваются компенсационной обмоткой, соединенной в треугольник. Однофазный трансформатор включен в контур нулевой последовательности и предназначен для выполнения одной из основных функций ТН – регистрации U0. Рис. 3.13. Принципиальные схемы НТМИ и НАМИ на 6-35 кВ Принцип подавления феррорезонанса при напряжениях 110 кВ и выше. В НАМИ 220–330–500 кВ для подавления феррорезонанса в магнитопровод вставляются пластины из толстолистовой конструкционной стали. Это не мешает работе ТН в обычном режиме, т. к. нормальный магнитный поток сосредоточен в основном в ненасыщенной тонколистовой электротехнической стали и не попадает в толстые пластины. При феррорезонансе повышается магнитный поток, и тонколистовая сталь насыщается. Избыточный магнитный поток вытесняется из нее и проходит либо по воздуху, либо по конструкционной стали. Магнитная проницаемость ферромагнитной конструкционной стали намного выше, чем у воздуха, и поток проходит по ней. Магнитное поле проникает в глубину пластин и создает там потери на вихревые токи. Толщина пластин в стержне и в ярмах принята различной: в стержне 6 мм, а в ярмах 0,5–1,0 мм. При правильном выборе конструкционной стали потери энергии в ней всегда подавляют феррорезонанс и не допускают повреждения ТН. 3.4. Измерительные трансформаторы тока (ТТ) Трансформаторы тока применяются для преобразования измеряемого тока до величин, удобных для подключения контрольно-измерительных приборов (КИП), релейной защиты, автоматики. На рисунке 3.14 показано подключение однофазного ТТ с указанием стандартных обозначений обмоток. 84 I1 Л1 Л2 Рис. 3.14. Схема включения однофазного ТТ: I1 – измеряемый ток; Л1,Л2 – начало и конец первичной обмотки; И1,И2 – начало и конец вторичной обмотки; zнагр – сопротивление нагрузки ТТ (в качестве примера изображен амперметр) I2 И1 И2 А zнагр ТТ является метрологическим аппаратом, поэтому его основными характеристиками является точность передачи информации о параметрах измеряемого тока. Такими параметрами являются амплитуда (или действующее значение) тока и фазовый сдвиг. Точность измерений определяется погрешностями, которые трансформатор вносит при переходе сигнала с первичной обмотки на вторичную. 3.4.1. Погрешности ТТ и меры по их уменьшению Воспользуемся Т-образной схемой замещения трансформатора (рис. 3.15) и запишем уравнение баланса напряжений для вторичного контура этой схемы (направление обхода по контуру выбрано произвольно и показано стрелкой) I z + I' z + I' z' + I' z' = 0 , 1  2  2 2 2 нагр ( 3.4 ) откуда получаем I' = -I 2 1 z (z  + z'2 + z'нагр ) . ( 3.5 ) I2' I1 z1 z2' ' zнагр z Рис. 3.15. Т-образная схема замещения трансформатора тока Поскольку условием идеальной передачи информации через трансформатор тока является равенство I = I' 1 2 , ' ' то из уравнения (3.5) следует, что для идеального ТТ должно быть z 2 = 0, zнагр = 0, что на практике, конечно, реализовать невозможно, но зато эти условия определяют пути повышения точности ТТ: 1. Уменьшение z2. Сопротивление вторичной обмотки является в основном индуктивным и, как следует из теории электрических машин, оно создано полями рассеивания этой обмотки. Потому трансформаторы тока изготавливают с минимально возможным напряжением короткого замыкания Uк. 85 2. Уменьшение zнагр. Для уменьшения этого сопротивления в цепь вторичной обмотки включаются приборы с малым активным сопротивлением, такие как амперметры, токовые обмотки счетчиков, ваттметры и т. д. Однако более подробное исследование физических процессов ТТ обнаруживает дополнительные значимые источники погрешностей. Для объяснения этих погрешностей построим фрагмент векторной диаграммы трансформатора (рис. 3.16). I1  I ,r  I I ,а  I2' 2  С А Ф С В I I1 I2'  2 I2' О Е 2' Рис. 3.16. Фрагмент векторной диаграммы ТТ Рис. 3.17. Иллюстрация амплитудной и угловой погрешностей ТТ Напомним процесс построения векторной диаграммы трансформатора. 1. При включении трансформатора в сеть возникает намагничивающий ток Iμ , индуктивная составляющая тока Iμ,r создает магнитное поле в сердечнике Фс, активная Iμ,а идет на нагрев сердечника. 2. Главный магнитный поток Фс индуктирует в обмотках трансформатора электродвижущие силы Е 1 = Е 2 , которые отстают от потока на 90°. 3. При подключении к вторичной обмотке активно-индуктивного сопротивления (это ' ' ' измерительные приборы или РЗ) в обмотке появится ток I 2 , отстающий от Е 2 на угол ψ 2 . I = I + I' , откуда I = I + (- I' ) . μ 1 2 1 μ 2 ' 5. Согласно этому уравнению для получения вектора I1 берем вектор тока I 2 со знаком (–) и складываем с током Iμ . Остальная часть векторной диаграммы нас сейчас не ин4. Из теории трансформатора известно, что тересует. Построенные вектора токов переносим на рисунке 3.17, на котором видны обе составляющие погрешности ТТ: амплитудная погрешность, т. к. I1  I2 , и угловая погреш- ность, т. к. между векторами токов есть угол δ. Как видно из рисунка 3.17, основным источником погрешностей является намагничивающий ток Iμ . 86 Опуская более глубокий анализ погрешностей ТТ, сделаем следующие выводы: 1. Основным источником погрешностей трансформаторов тока является намагничивающий ток. По этой причине сечение магнитопровода выбирают так, чтобы индукция не превышала 0,08–0,1 Тл. 2. Наименьшие погрешности имеют место при замкнутой накоротко вторичной обмотке (zнагр = 0). Поскольку при измерении тока приборы включаются последовательно, то увеличение включенных приборов приводит к увеличению сопротивления нагрузки и, следовательно, к увеличению погрешности. 3.4.2. Паспортные параметры трансформатора тока 1. Номинальный первичный ток I 1Н – это ток, для измерения которого предназначен трансформатор. Шкала номинальных токов содержит значения токов от 1 до 40 000 А. 2. Номинальный вторичный ток I 2Н – это ток измерительных приборов, подключаемых к трансформатору. Обычно это 5 А, реже 1 или 2,5 А. Шкалы измерительных приборов градуируются в значениях первичного тока. 3. Номинальный коэффициент трансформации определяется отношением номинальных токов kТ = I1ном . I2ном 4. Погрешности трансформатора подразделяются на амплитудную и угловую. Амплитудная погрешность определяется в % k Т I2 - I1  100 , I1 погрешность считается положительной при k Т I2  I1 . f= Угловая погрешность определяется углом  между векторами первичного и вторичного токов. Эта погрешность считается положительной, если вектор I 2 опережает вектор ' I1 . Угловую погрешность выражают в минутах. 5. Классы точности. Принятые для ТТ классы точности приведены ниже в таблице. Нормированный класс точности соблюдается только в установленных пределах первичного тока, равных (1 – 1,2) I1ном . Класс точности 0,2 0,5 1 3 10 Наибольшая погрешность амплитудная, % Угловая, „ ±0,2 ±10 ±0,5 ±30 ±1 ±60 ±3 не нормируется ±10 не нормируется Класс точности ТТ определяет его область использования и место подключения в главной электрической схеме энергообъекта: класс 0,2 применяется для точных измерений, поверок, приемных испытаниях оборудования, для подключения приборов автоматического регулирования частоты, градуировки эксплуатационных приборов и т. п., ими оснащаются электротехнические лаборатории электрических станций; 87 класс 0,5 используется для подключения приборов, по которым ведутся финансовые и коммерческие расчеты; класс 1 используется для технического учета; классы 3, 10 используются для схем релейных защит, автоматики, где допустима погрешность 3% и выше. В некоторых схемах релейных защит и автоматики находят применение и специальные конструкции ТТ, например, с сердечниками для дифференциальной защиты и любых других защит или с сердечниками P для релейной защиты. 6. Номинальная мощность ТТ – это наибольшая мощность приборов, подключаемых к вторичной обмотке, при которой трансформатор еще обеспечивает заданный класс точности. Превышение номинальной мощности вызовет увеличение погрешностей и переход ТТ в более низкий класс точности. 3.4.3. Типовые схемы включения ТТ На рисунке 3.18 приведены наиболее распространенные схемы включение трансформаторов тока. а) б) в) г) Рис. 3.18. Схемы соединений ТТ: а – схема полной звезды; б – схема неполной звезды; в – двухфазная схема с включением реле на разность токов двух фаз; г – фильтр токов нулевой последовательности Схема полной звезды универсальная, но самая дорогая. Она позволяет измерять или использовать ток всех трех фаз. Более дешевая схема неполной звезды предусматривается для трехфазных систем с изолированной нейтралью. Включение ИТТ на разность токов двух фаз применяется только в специальных схемах релейных защит. Об особом свойстве трансформаторов тока. Поскольку первичная обмотка ТТ Ia Ia включается в рассечку измеряемой цепи, эти трансформаторы потеряли свойство «саморегулирования магнитного потока», и для них нормальный режим – это режим КЗ, а аварийный режим – холостой ход. Причина этого необычного свойства в следующем. В рабочем режиме в трансформаторе тока существует два главных магнитных потока, направленных встречно: Ф1 от пер- 88 вичного тока I1 и Ф2 от вторичного тока I2 . В результате в сердечнике существует магнитный поток Фс (рис. 3.19 а). а) б) Ф1 ФС Ф1 ФС  Ф1 Ф2 Ф2  0 Рис. 3.19. Соотношение магнитных полей в нормальном и аварийном режимах трансформации тока Если вторичная обмотка замкнута накоротко или включена на небольшое сопротивление нагрузки, магнитные потоки практически равны и в сердечнике остается небольшой рабочий поток Фс. Он обеспечивает рабочую индукцию в пределах 0,06–0,1 Тл. Но если по какой-то причине вторичная обмотка окажется разомкнутой, исчезнет поток Ф2, и тогда поток в сердечнике многократно возрастет до величины Ф1 (рис. 3.19 б). Индукция в сердечнике резко возрастает до (1,4–1,8) Тл, что вызовет два чрезвычайно опасных эффекта. 1. Потери в сердечнике пропорциональны Ф С , поэтому они возрастут в сотни раз. При нагреве начинает прогорать изоляция между пластинами сердечника, что приводит к еще большему нагреву. Это процесс развивается лавинообразно и иногда завершается расплавлением сердечника. Это получило название «пожар железа». 2. При многократном увеличении индукции сердечник насыщается и кривая потока принимает уплощенную форму (кривая Фс на рис. 3.20), что приводит к резким изменениям потока и всплескам ЭДС (кривая е2 на рис. 3.20), которые могут возрастать до10 кВ. Это опасно для персонала и изоляции вторичных цепей. Следовательно, в процессе эксплуатации вторичных устройств надо строго следить за тем, чтобы вторичная обмотка ИТТ всегда была замкнута, в частности: – при отключении прибора сначала закорачивают вторичную цепь ТТ, – во вторичные цепи категорически запрещено ставить защиты. Каждый тип конструкции характеризуется буквенной маркой, классом точности, первичным током и напряжением. 2 Рис. 3.20 . Кривые изменения тока i 1 , Конструктивно ТТ изготовляются: магнитного потока ФС и е2 1) как самостоятельные однофазные аппри разомкнутой вторичной цепи параты, которые устанавливаются в соответствии с главной схемой электрических соединений в конструкциях распределительных устройств; 89 2) в виде встроенных ИТТ, где сердечники надеваются с внутренней стороны на линейные вводы в баки силовых трансформаторов, баковых выключателей; 3) как обязательная составная часть в конструкциях шкафов комплектных распределительных устройств. Примеры обозначений трансформаторов тока: ТПФ-0,5/Р-6/400 – проходной с фарфоровой изоляцией, с двумя сердечниками (один класса 0,5 для измерительных цепей, другой – для релейной защиты), на 6 кВ, 400 А; ТШЛ-0,5/Д-20/12000 – шинный с литой изоляцией, с двумя сердечниками (один класса 0,5 для измерительных цепей, другой – для дифференциальной защиты), на 20 кВ, 12 кА. 90 Глава 4 КОММУТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ Проблема отключения токов в сетях высокого напряжения существует с тех пор как появились электропередачи высокого напряжения. В последние десятилетия выполнены значительные теоретические и практические работы, приведшие к росту отключающей способности, уменьшению массы и увеличению скоростных свойств высоковольтных выключателей. На разработку выключателей сильное влияние оказывают исследования в области физики плазмы. В последнее время особенно динамичное развитие высоковольтных выключателей наблюдается в таких гасящих средах как элегаз и вакуум. В результате исследований созданы эффективные методы изучения физических процессов гашения дуги. В настоящее время достигнуто понимание физики гашения дуги и влияния на это основных параметров энергосистемы. 4.1. Физические процессы при коммутации электрооборудования 4.1.1. Электрическая дуга и ее характеристики Электрический разряд в газе. Электрический разряд в газе – это прохождение электрического тока в газовой среде под действием электрического поля. На рисунке 4.1 приведена зависимость тока, проходящего через газовый промежуток, от приложенного напряжения. Рассмотрим каждый участок этой характеристики: 0–А – на этом участке заряды создаются только внешним ионизатором, пропорциональное увеличе` I ние тока на этом участке объясняется тем, что с увеличением электрического поля увеличивается количество зарядов, попадающих на электроды; А–В – участок насыщения, все заряды, созданные внешним ионизатором, попадают на электроды, поэтому величина тока не зависит от приложенного C напряжения и определяется только интенсивностью внешнего ионизатора; A Is В В–С – под действием электрического поля начинается интенсивное развитие процесса ионизации газа, ток резко возрастает, ухудшаются диэлектрические U0 U Рис. 4.1. Вольт-амперная свойства газа; характеристика газового разряда Точка С – при напряжении U0 газовый промежуток теряет диэлектрические свойства и превращается в проводник, возникает канал высокой проводимости. Процессы на участке 0–А–В–С называют несамостоятельным разрядом, потому что ток здесь определяется только внешним ионизатором. Начиная с точки С процесс называют самостоятельным разрядом, т. к. ток теперь зависит только от параметров самой сети. Напряжение U0 – начало самостоятельного разряда – называют начальным напряжением. Для самостоятельного электрического разряда в газе принята следующая классификация. Тлеющий разряд происходит при малых давлениях, из-за небольшого числа молекул газа промежуток не может приобрести достаточную проводимость. Плотность тока мала – 1–5 мА/см2, разряд охватывает все пространство между электродами. Пример тлеющего разряда – это разряд в лампах дневного света, газоразрядных трубках и т.п. 91 Искровой разряд возникает при малой мощности источника питания. Разряд развивается в виде узкого канала между электродами, легко распадается и возникает вновь. На переменном напряжении это проявляется в виде коротких искр. Дуговой разряд – это электрический разряд при большой мощности источника и малом сопротивлении электрической цепи. Ток разряда может достигать сотен и тысяч ампер. Такой ток способен сильно разогревать канал, увеличивая его проводимость, и тем самым еще более развивать разряд. Коронный разряд появляется в резко неравномерных полях, когда один или оба электрода имеют малый радиус кривизны, во много раз меньший, чем расстояние между электродами. Разряд существует только в области высокой напряженности электрического поля, т. е. около острых краев электродов. При коронном разряде не возникает сквозного канала проводимости, но при увеличении напряжения коронный разряд переходит в искровой или дуговой. В электроустановках высокого напряжения появляются в основном искровой, коронный и дуговой разряды. Процессы в электрической дуге. Обязательным условием возникновения и существования электрической дуги является наличие свободных зарядов – электронов и ионов. Такие заряды появляются в результате ионизации. Но одновременно с ионизацией происходит обратный процесс нейтрализация зарядов, т. е. деионизация. Процессы ионизации поддерживают развитие электрического разряда, процессы деионизации его разрушают. Процессы, поддерживающие дугу. Термоэлектронная эмиссия – это процесс испускания электронов из накаленной поверхности. При расхождении контактов резко возрастают переходное сопротивление контакта и плотность тока в последней площадке контактирования. Эта площадка нагревается до температуры плавления и образования контактного перешейка из расплавленного металла, который при дальнейшем расхождении контактов рвется. Происходит испарение металла контактов. На отрицательном электроде образуется раскаленная площадка, так называемое катодное пятно, которое служит основанием дуги и очагом излучения электронов в первый момент расхождения контактов. Плотность тока термоэлектронной эмиссии зависит от температуры и материала электрода. Она невелика и может быть достаточной для возникновения электрической дуги, но она недостаточна для ее горения. Автоэлектронная эмиссия – явление испускания электронов из катода под воздействием сильного электрического поля. Место разрыва электрической цепи может быть представлено как конденсатор переменной емкости. Через сопротивление цепи этот конденсатор заряжается, и напряжение на нем растет постепенно от нуля до напряжения сети. Одновременно увеличивается расстояние между контактами. Напряженность поля между контактами во время нарастания напряжения проходит через значения, превышающие 100 МВ/см. Такие значения напряженности электрического поля достаточны для вырывания электронов из холодного катода. Ток автоэлектронной эмиссии также весьма мал и может служить только началом развития дугового разряда. Таким образом, возникновение дугового разряда на расходящихся контактах объясняется наличием термоэлектронной и автоэлектронной эмиссий. Преобладание того или иного фактора зависит от значения отключаемого тока, материала и чистоты поверхности контактов, скорости их расхождения и от ряда других факторов. Ударная ионизация. Если свободный электрон обладает достаточной скоростью, то при столкновении с нейтральной частицей (атом, а иногда и молекула) он выбивает из нее электрон. В результате получатся новый свободный электрон и положительный ион. Вновь 92 полученный электрон может, в свою очередь, ионизировать следующую частицу. Для того чтобы электрон мог ионизировать частицу газа, он должен двигаться с некоторой скоростью выше критической. Скорость электрона зависит от разности потенциалов на длине его свободного пробега, поэтому указывают не скорость движения электрона, а то минимальное значение разности потенциалов, при котором электрон к концу пути приобретает необходимую скорость. Эту разность потенциалов называют потенциал ионизации. Потенциал ионизации для газов составляет 13–16 В (азот, кислород, водород), для паров металла ~ 7,7 В (для паров меди). На ударную ионизацию расходуется ~20–25% энергии дуги. Термическая ионизация – это процесс ионизации под воздействием высокой температуры. Температура столба дуги в среднем ≈16 000 К. При такой температуре резко возрастает число и скорость движения частиц. При столкновении быстро движущихся атомов и молекул большая часть их разрушается, образуя заряженные частицы, т. е. происходит ионизация газа. На термическую ионизацию расходуется ~70% энергии дуги. Поддержание дуги после ее возникновения практически обеспечивается термической ионизацией. Процессы, разрушающие дугу. Одновременно с процессами ионизации в дуге происходят обратные процессы, т. е. соединение заряженных частиц и образование нейтральных частиц. Эти процессы носят название деионизаци и включают в себя рекомбинацию и диффузию. Рекомбинация. Процесс, при котором различно заряженные частицы, приходя во взаимное соприкосновение, образуют нейтральные частицы, называется рекомбинацией. В электрической дуге отрицательными частицами являются в основном электроны. Непосредственное соединение электронов с положительным ионом ввиду большой разности скоростей маловероятно. Обычно рекомбинация происходит при помощи нейтральной частицы, которую электрон заряжает. При соударении этой отрицательно заряженной частицы с положительным ионом образуется одна или две нейтральные частицы. Диффузия. Диффузия заряженных частиц представляет собой процесс выноса заряженных частиц из дугового промежутка в окружающее пространство, что уменьшает проводимость дуги. Диффузия обусловлена как электрическими, так и тепловыми факторами. Плотность зарядов в столбе дуги возрастает от периферии к центру. Ввиду этого создается электрическое поле, заставляющее ионы двигаться от центра к периферии и покидать область дуги. В этом же направлении действует и разность температур столба дуги и окружающего пространства. Когда мощность обеих групп процессов равна, говорят о стационарном состоянии дуги, характеристики которой обсуждаются ниже. Распределение напряжения вдоль дуги. Электрическая дуга – это самостоятельный разряд в газе с большой плотностью тока (до 105 А/см2). ствол дуги II I III U Uа Рис. 4.2. Распределение напряжения вдоль дуги Uс Uк l 93 В дуге, горящей между двумя электродами, выделяются три характерные зоны (рис. 4.2): I – прикатодная, II – ствол дуги, III – прианодная. Катодное падение напряжения (Uк ≈ 10–20 В) зависит от материала электродов, рода и состояния газа. Анодное падение напряжения Uа = 2- 6 В. Таким образом, приложенное к дуге напряжение имеет три составляющих Uд = UК +UС +UА . (4.1) Если UC >> UК+UА, это означает, что определяющими являются процессы в столбе дуги, такую дугу называют длинной (это характерно, например, для выключателей). В электроустановках длина столба дуги может достигать десятков метров. Если UК+UА >> UC , дугу называют короткой, процессы в ней определяются явлениями у катода и анода и зависят от свойств материала электродов (это характерно для искровых промежутков разрядников). Понятие о критической длине дуги. Покажем, что для каждого энергетического состояния дуги существует такая длина, при которой она существовать не может и самопроизвольно гаснет. Это исключительно важное свойство дуги широко используется в электроэнергетике. UД I R U ист Рис. 4.3. К вопросу о критической длине дуги Рассмотрим электрическую цепь, в составе которой есть дуга с напряжением UД (рис. 4.3). Для этой цепи справедливо уравнение Uист = IR + UД = IR + ЕСlC + UК + UА , где ЕС – напряженность поля в стволе дуги. Отсюда определим ток дуги I= Uист - ЕСlC - U К - U А , R но поскольку при I = 0 дуга существовать не может, из последнего уравнения получаем критическую длину дуги Lкр = U ист - U К - U А . ЕС (4.2) При длине дуги, превышающей Lкр, приложенного напряжения недостаточно для горения дуги, и она гаснет. Дуга также гаснет при токе меньше критического Iкр, это объясняется тем, что выделение тепла уменьшается настолько, что термическая ионизация не способна поддержать существование дуги. Критические параметры дуги определяют по эмпирическим формулам: для чисто активной цепи Lкр = 0,082 UI0,25 м, для чисто индуктивной цепи Lкр = 0,113 UI0,25 м, 94 Iкр = 0,2  I ; Iкр = 0,45  I. Здесь U – действующее напряжение сети, кВ; I – действующее значение тока короткого замыкания в данной точке цепи, А. Ниже в таблице даны примеры критических длин дуги. U, кВ 35 110 I, А 10 10 Критическая длина дуги, м 7 20 Из этой таблицы видно, что ожидать самопогасания дуги можно только в сетях с U ≤ 35 кВ и при сравнительно небольших токах. И действительно, опыт эксплуатации показывает, что надежное самопогасание дуги имеет место только при замыканиях на землю в сетях 6–35 кВ при следующих токах U, кВ I, А 6 30 10 20 20–35 10 Это известная из нормативных документов таблица условий. Примечание. Эффект самопогасания дуги широко используется в электроэнергетике. Например, растяжение дуги за счет расхождения контактов разъединителя и ее выдувания позволяет отключать разъединителями токи холостого хода силовых трансформаторов. Таблица допустимых отключений дается в [15]. Самопогасание дуги также используется при гашении мощных открытых дуг в электроустановках путем кратковременного снятия напряжения. В практической эксплуатации это реализуется посредством устройств АПВ (автоматическое повторное включение). За время бестоковой паузы канал дуги охлаждается, интенсивно деионизируется и его электрическая прочность возрастает. При последующем включении напряжения дуга может не восстановиться. Длительность необходимой паузы зависит от ряда факторов. Опыт показывает, что для надежного гашения дуг на линиях электропередач достаточна пауза 0,2–0,3 с. Как правило, такая пауза не вызывает нарушения устойчивости энергосистемы и не создает перебоев в работе потребителей, поэтому кратковременное снятие напряжения является эффективным средством гашения дуг на линиях электропередач и обеспечения их бесперебойной работы. Большинство современных ЛЭП оборудованы устройствами АПВ. При коротком замыкании на линии устройство АПВ отключает линию, а затем автоматически включает ее. В большинстве случает (≈70–80%) АПВ успешно, т. е. после АПВ линия продолжает работать. И только в случаях устойчивого КЗ (обрыв провода, наброс проводов и т. д.) после АВП линия отключается. Вольт-амперные характеристики дуги. При горении дуги в ней одновременно протекают два качественно противоположных процесса: ионизации и деионизации. Если скорость образования ионов от процессов ионизации равна скорости исчезновения за счет деионизации, в дуге будет существовать баланс ионов, она будет устойчивой. Поддержание устойчивой температуры плазмы, а следовательно, и ее проводимости зависит от теплового равновесия в стволе дуги, при котором в каждый момент времени теплота, эквивалентная электрической мощности дуги PД = UД IД равна теплоте, отводимой от ствола дуги теплопроводностью и излучением. , Если это равновесие нарушается, дуга становится неустойчивой. 95 Зависимость тока дуги IД от напряжения UД на ней носит название вольт-амперной характеристики (ВАХ) дуги. Эти характеристики делятся на статические (снимаются при постоянном токе) и динамические (снимаются при переменном токе). Статическая ВАХ дуги. Характеристика UД = f ( IД ) снимается по точкам с фиксированными значениями тока. С ростом тока дуги увеличивается ее температура, что приводит к усилению термической ионизации, возрастает число ионизированных частиц в разряде, и это приводит к падению электрического сопротивления дуги Rд. Для дуги постоянного тока эта характеристика имеет падающий характер (рис. U Uист 4.4). A При увеличении тока сопроUд R 3 1 IR тивление дуги уменьшается так I резко, что напряжение на дуге UД = Uист=const 5 IДRД падает, несмотря на то, что ток в цепи возрастает. lкр Прямая АВ определяет падение напряжения IR. Точки 1 и 3 со4 l2 ˃ l1 ответствуют устойчивому режиму Uд горения дуги, точки 2 и 4 – неусl 1 2 I тойчивому, точка 5 – предельный B случай устойчивости дуги. Статическая характеристика Рис. 4.4. Статическая вольт-амперная дуги зависит от расстояния между характеристика электрической дуги электродами (или длины дуги), материала электродов и параметров среды, в которой горит дуга. Чем больше длина дуги, тем выше лежит ее статическая вольт-амперная характеристика. С ростом давления среды, в которой горит дуга, также увеличивается напряженность, и вольт-амперная характеристика поднимается. Охлаждение дуги также существенно влияет на эту характеристику. Чем интенсивнее охлаждение дуги, тем больше от нее отводится мощность. При этом должна возрасти мощность, выделяемая дугой, но это при заданном токе возможно только за счет увеличения напряжения на дуге. Таким образом, с ростом охлаждения вольтамперная характеристика располагается выше. Этим широко пользуются в дугогасительных устройствах коммутационных аппаратов. Динамическая ВАХ дуги. Кривая u Д = f (i Д ) снимается при изменении тока с некоторой постоянной скоростью. При изменении тока дуговой столб изменяет свое сечение и температуру. Эти процессы требуют времени, и поэтому новое установившееся состояние наступает не сразу, а с некоторым запаздыванием. То есть вследствие тепловой инерции дуги изменение ее сопротивления отстает от изменения тока. Рис. 4.5. Динамическая вольт-амперная характеристика дуги 96 Рассмотрим дугу со статической характеристикой 1–2 (рис. 4.5) и обсудим две крайние ситуации – предельно медленное и предельно быстрое изменение тока дуги. Пусть из точки а ток дуги медленно увеличивается, и настолько медленно, что тепловые процессы успевают за его изменением. Это означает, что при изменении тока изменение напряжения будет проходить по участку статической характеристики а→2. Теперь допустим, что ток внезапно увеличился, и настолько быстро, что дуга сохранит свое сечение и температуру, а следовательно, ее сопротивление не изменится Rд = const. Теперь изменение напряжения на дуге будет проходить по прямой а→b. При любой другой конечной скорости увеличения тока характеристика дуги будет находиться в заштрихованной области 2–а–b, и располагаться тем выше, чем быстрее увеличивается ток. При уменьшении тока дуги из точки а зона допустимых динамических характеристик дуги определяется линиями 1–а–0, причем характеристики располагаются тем ниже, чем быстрее уменьшается ток. При увеличении тока напряжение превышает значения, определяемые статической характеристикой, а при уменьшении тока напряжение меньше этих значений. При плавном изменении тока с некоторой скоростью напряжение не успевает следовать за изменением тока в соответствии со статической характеристикой. Динамические характеристики дуги переменного тока. Для изучения процессов коммутации необходимо иметь две динамические характеристики дуги: вольт-амперную и вольт-секундную. Они легко синтезируются из характеристик, приведенных на рисунке 4.5. При синусоидальном токе напряжение на дуге (рис. 4.6 а) сначала увеличивается на участке 1, а затем, в связи с ростом тока, падает на участке 2 (участки 1 и 2 относятся к первой половине полупериода). Рис. 4.6. Напряжение дуги при переменном токе: а) – напряжение дуги как функция тока; б) – напряжение дуги как функция времени После прохождения тока через максимум динамическая ВАХ возрастает по кривой 3 в связи с уменьшением тока, а затем уменьшается на участке 4 в связи с приближением напряжения к нулю (участки 3 и 4 относятся ко второй половине этого же полупериода). На рисунке 4.6 б показано изменение напряжения дуги во времени. Участки кривой 2–3 и 4–5 соответствуют процессу восстановления напряжения на полюсе выключателя. Этот процесс определяется не только параметрами цепи, но также остаточной проводимостью промежутка. 97 При переменном токе температура дуги является величиной переменной. Однако тепловая инерция газа оказывается довольно значительной, и к моменту перехода тока через нуль температура дуги хотя и уменьшается, но остается достаточно высокой. Все же имеющее место снижение температуры при переходе тока через нуль способствует деионизации промежутка и облегчает гашение электрической дуги переменного тока Электрическая дуга в магнитном поле. Электрическая дуга является газообразным проводником тока, и на этот проводник, так же как и на металлический, действует магнитное поле, создавая силу, пропорциональную индукции поля и току в дуге. Магнитное поле, действуя на дугу, увеличивает ее длину и перемещает элементы дуги в пространстве. Поперечное перемещение элементов дуги создает интенсивное охлаждение, что приводит к повышению градиента напряжения на столбе дуги. При движении дуги в среде газа с большой скоростью возникает расслоение дуги на отдельные параллельные волокна. Чем длиннее дуга, тем сильнее происходит расслоение дуги. Дуга является чрезвычайно подвижным проводником. Известно, что на токоведущую часть действуют такие силы, которые стремятся увеличить электромагнитную энергию контура. Поскольку энергия пропорциональна индуктивности, то дуга под действием своего собственного поля стремится образовывать витки, петли, так как при этом возрастает индуктивность цепи. Эта способность дуги тем сильнее, чем больше ее длина. Движущаяся в воздухе дуга преодолевает аэродинамическое сопротивление воздуха, которое зависит от диаметра дуги, расстояния между электродами, плотности газа и скорости движения. Опыт показывает, что во всех случаях в равномерном магнитном поле дуга движется с постоянной скоростью. Следовательно, электродинамическая сила уравновешивается силой аэродинамического сопротивления. С целью создания эффективного охлаждения дуга с помощью магнитного поля втягивается в узкую щель между стенками из дугостойкого материала с высокой теплопроводностью. Из-за увеличения теплоотдачи стенкам щели градиент напряжения в столбе дуги при наличии узкой щели значительно выше, чем у дуги, свободно перемещающейся между электродами. Это дает возможность сократить необходимую для гашения длину и время гашения. Способы воздействия на электрическую дугу в коммутационных аппаратах. Цель воздействия на столб возникающей в аппарате дуги состоит в увеличении ее активного электрического сопротивления вплоть до бесконечности, когда коммутационный орган переходит в изоляционное состояние. В основном это достигается двумя путями - интенсивным охлаждением столба дуги и удлинением дуги. Для успешного гашения электрической дуги в коммутационных аппаратах используются следующие средства: - увеличивают длину дуги путем расхождения контактов и увеличения числа разрывов на полюс выключателя; - перемещают дугу на металлические пластины дугогасительной (деионной) решетки, которые поглощают тепловую энергию столба дуги, и разбивают ее на ряд последовательно соединенных дуг; - перемещают столб дуги магнитным полем в щелевую камеру из дугостойкого изоляционного материала с большой теплопроводностью, где дуга интенсивно охлаждается, соприкасаясь со стенками; 98 - образовывают дугу в закрытой трубке из газогенерирующего материала – фибры; выделяемые под воздействием температуры газы создают высокое давление, что способствует гашению дуги; - уменьшают концентрацию паров металлов в дуге при гашении в вакууме, для чего на этапе проектирования аппаратов используют соответствующие материалы; - размыкают контакты синхронно перед переходом переменного тока через нуль, что существенно снижает выделение тепловой энергии в образовавшейся дуге, т. е. способствует гашению дуги; - применяют активные сопротивления, шунтирующие дугу и облегчающие условия ее гашения; - применяют элементы, шунтирующие межконтактный промежуток. 4.1.2. Восстанавливающее и пробивное напряжения Рассмотрим процесс отключения однофазной сети при коротком замыкании (рис. 4.7). Сеть содержит: синусоидальный источник напряжения u =Umsin(ωt+α) ; активное сопротивление R; индуктивность L; обладает паразитной емкостью С, которая создается элементами сети (включая паразитную емкость выключателя); сопротивление утечки Rш, которое определяется состоянием изоляции сети, а также сопротивлением, которое часто специально включают параллельно контактам выключателя. I U выкл. L R IИ Rш IC C U C =U B Рис. 4.7. Модель коммутируемой сети При появлении КЗ выключатель начинает отключение цепи, его контакты расходятся, и в появившемся разрыве возникает дуга. Так как в цепи протекает переменный ток, он через каждые полпериода проходит через нуль, и в этот момент времени дуга гаснет. Пока дуга горит, она своим сопротивлением шунтирует емкость, но в момент ее погасания происходят следующие изменения: исчезает шунтирующее действие дуги, и в результате схема меняет свой вид – появляется высокочастотный колебательный контур L-CR, конденсатор заряжается и на контактах выключателя появляется напряжение, которое пытается восстановить предыдущее состояние схемы. Это напряжение называют переходное восстанавливающее напряжение – UВ. В это же время в выключателе происходит еще один процесс. Ионизированный ствол дуги за счет расхождения контактов удлиняется и охлаждается, т. е. восстанавливает диэлектрические свойства. Это приводит к росту пробивного напряжения межконтактного промежутка – Uпр. Когда пробивное напряжение становится больше восстанавливающего Uпр > UВ, коммутация цепи завершается, в противном случае межполюсный промежуток пробивается, и дуга загорается вновь. В сущности, процесс отключения электрической цепи можно представить как противостояние двух напряжений – пробивного напряжения и восстанавливающего напряжения. 99 При Uпр >UВ коммутация цепи завершается, а иначе межполюсный промежуток пробивается, и дуга загорается вновь. Таким образом, исходя из приведенной выше картины физических процессов, введем следующие определения. Переходное восстанавливающее напряжение (ПВН) – это напряжение, появляющееся на полюсах выключателя непосредственно после погасания дуги. Это напряжение формируется коммутируемыми участками электрической сети. Пробивное напряжение Uпр – это напряжение, которое надо приложить к промежутку между полюсами, при котором диэлектрические свойства промежутка нарушаются и он становится электропроводящим. Пробивное напряжение формируется выключателем и поэтому полностью определяется конструкцией и его характеристиками. Законы изменения восстанавливающего и пробивного напряжений играют принципиальную роль в проектировании и эксплуатации электрических сетей и оборудования и требуют подробного анализа. Переходное восстанавливающееся напряжение. Для определения характеристик восстанавливающего напряжения запишем следующую систему уравнений для сети, изображенной на рисунке 4.7: где iш = uC Rш u = U m cos (ωt+α)   di  u = iR + L + uC  dt  i = i ш + iC   du = u Cq , iC = C C . dt (4.3) После подстановки формулы тока i во второе уравнение системы получим d 2 u C  R q  du C qR+1 u + + + u = C   dt 2 LC LC  L C  dt . Решение этого дифференциального уравнения состоит из вынужденной и свободной составляющих u C = u C.вын + u C.св , где вынужденная составляющая – это мгновенное значение напряжения сети после гашения дуги. Для определения свободной составляющей uС.св запишем характеристическое уравнение qR+1 R q  p2 +  +  p + =0 LC  L C и определим его корни p1,2 = -  ± a - 1 , где 1  RC+Lq  a=  . 4 LC  (Rq+1) Рассмотрим следующие случаи. 1) При а < 1 корни уравнения комплексные 1R b   =  +  , 2 L C 2 p1,2 = - σ ± jсв 100 2 где ωсв = 1  R q  qR+1  +  4 L C LC – частота собственных колебаний. Свободная составляющая процесса определяется уравнением UС .св = Ае t sin(св t   ), где А и  – постоянные интегрирования, определяемые из начальных условий. Таким образом, переходный процесс имеет колебательный характер с затухающей по экспоненте амплитудой. 2) При а > 1 корни уравнения р1 и р2 действительные и разные, при этом разряд контура проходит по экспоненте UС.св = А1е-р1t + А2е-р2 t . Переходный процесс имеет апериодический характер, что благоприятствует гашению дуги. 3) При а = 1 корни уравнения действительные и равные р1=р2=р. При этом UС.св = Ае-рt . Это граничный случай между апериодическим и колебательным процессами. Кривые изменения восстанавливающего напряжения и его компонентов при различных значениях коэффициента а приведены на рисунке 4.8. Рис. 4.8. Возможные режимы изменения восстанавливающего напряжения Выводы. Переходное восстанавливающее напряжение состоит из напряжения сети частотой 50 Гц, его называют возвращающее напряжение – U0, и напряжения, созданного разрядом высокочастотного контура Uсв UВ = U0 + Uсв . Частота Uсв на порядок выше рабочей частоты сети, так что в рассматриваемые промежутки времени процессы, происходящие с частотой 50 Гц, по отношению к высокочастотным колебательным процессам обычно рассматриваются как неизменные. Процесс восстановления напряжения характеризуется следующими показателями:  частотой восстанавливающегося напряжения fВ ;  скоростью повышения восстанавливающегося напряжения 101 du В dt ;  коэффициентом превышения амплитуды k a  U B U0 (это отношение наибольшей амплитуды восстанавливающегося напряжения к наибольшей амплитуде возвращающегося напряжения промышленной частоты). Частота восстанавливающегося напряжения наряду со скоростью его повышения служит в стандартах всех стран для характеристики успешности процесса отключения коротких замыканий в различных точках сети. Для повышения коэффициента а используют шунтирующие сопротивления Rш на контактах выключателя. Резистор, включенный параллельно дуговому промежутку, видоизменяет процесс восстановления напряжения, так что процесс из колебательного сдвигается в сторону апериодического. Апериодический процесс характеризуется меньшей скоростью и меньшим значением восстанавливающегося напряжения на полюсах, в результате чего время на деионизацию дугового промежутка увеличивается. Выключатель с шунтирующим резистором имеет два разрыва в каждом полюсе, из которых один шунтирован активным сопротивлением. На рисунке 4.9 показана схема включения такого сопротивления, где 1 – главные контакты, 2 – дугогасительные контакты. выкл. R L Rи 2 1 C 2 1 Rш Rш 1 2 Rш Рис. 4.9. Последовательность коммутации в выключателе с шунтирующим сопротивлением Отключение происходит в 2 этапа. Сначала размыкаются главные контакты 1 и гасится дуга, шунтированная резистором. Затем размыкаются дугогасительные контакты 2, на которых отключается ток, ограниченный сопротивлением Rш. Сопротивление должно быть достаточно малым, чтобы снизить скорость восстанавливающегося напряжения в первом разрыве, и вместе с тем достаточно большим, чтобы ограничить ток на второй стадии отключения. Обычно сопротивление шунтирующего резистора составляет несколько Ом или несколько десятков Ом. Шунтирующие резисторы выбирают так, чтобы сопровождающий ток на второй стадии отключения был невелик, и отключение его не представляло затруднений. Нормирование ПВН. Благоприятные условия работы выключателей невозможно обеспечить без согласования их характеристик, с параметрами существующего в энергосистеме восстанавливающего напряжения. С другой стороны, неоднозначность конкретных значений восстанавливающего напряжения в текущий момент затрудняет оценку этого напряжения. Поэтому для учета восстанавливающего напряжения при выборе выключателей разработаны специальные нормированные характеристики ПВН. Эти характеристики задаются в виде условных граничных линий, определяющих допускаемые пределы изменения восстанавливающегося напряжения системы в месте установки. Нормированные характеристики ПВН представлены в виде таблиц и графиков отдельно для эффективно заземленных сетей и сетей с изолированной или компенсирован- 102 ной нейтралью, потому что переходный процесс в указанных сетях протекает не одинаково. Для сетей до 35 кВ характеристика ПВН представляет собой ломаную линию (рис. 4.10 а), на которой максимальное значение ПВН установлено равным UВ = kаkпфUнб. раб., где Uнб.раб – наибольшее рабочее напряжение; kа=1,5 – коэффициент амплитуды; kпф=1,41,5 – коэффициент первой гасящей фазы. Координаты UВ1 =UВ / 3 и t1= 0,15t3 определяют линию запаздывания. а) б) UB UB не соот не соот. UB UB соответствует соответствует UB1 U B.расч UB U B1 t t t1 t 2 t1 t 3 t3 Рис. 4.10. Нормированная характеристика ПВН для выключателей: а) до 35 кВ включительно в незаземленных сетях; б) 110 кВ и выше в эффективно заземленных сетях Для эффективно заземленных сетей с номинальным напряжением 110 кВ и выше номинальная характеристика представлена на рисунке 4.10б. Первое условное напряжение U‟В1 = kпф Uнб.раб., где kпф = 1,3 – коэффициент первой гасящей фазы, определен по трехфазному КЗ на землю в эффективно заземленной сети. Максимальное значение ПВН установлено равным UВ = kаkпфUнб. раб., при kа =1,42,5; kпф= 1,41,5. Координаты t2 и t3 зависят от номинальных напряжений и тока отключения выключателя, а координаты линии запаздывания UВ1 =UВ /2 и t1= 0,5t3. В обоих случаях расчетная кривая ПВН энергосистемы должна пересекать линию запаздывания один раз и не должна выходить за пределы нормированной характеристики, определяемой координатами UВ и t3 (35 кВ), U‟В1, UВ, t2 и t3 (110 кВ). Если расчетная кривая пересекает нормированную характеристику, то выключатель не соответствует нормированию ПВН. Пробивное напряжение. Для увеличения этого напряжения необходимо из остаточного ствола дуги устранить заряженные частицы, т. е. деионизировать его. После обрыва дуги происходит естественная деионизация в ее стволе из-за прекращения подвода энергии. Температура остаточного ствола дуги падает по экспоненциальной зависимости: t = t окр -  t д - t окр  e 103 - t v , где t окр. – температура окружающей среды; t д – температура в стволе дуги перед обрывом; ѵ – тепловая постоянная времени дуги. Тепловая постоянная времени дуги ѵ ~ 104 с, поэтому температура ствола дуги падает чрезвычайно быстро и уже через несколько миллисекунд или доли миллисекунды достигает температуры окружающей среды. Кроме того, тепловая постоянная времени дуги зависит от охлаждения. Чем интенсивнее отводится тепло от ствола дуги, тем меньше постоянная времени дуги, и тем быстрее повышается ее сопротивление и электрическая прочность. Кроме того, на дугу влияют физические свойства среды, в которой она горит, и значение тока. Например, при токах до 5 А постоянная дуги в элегазе равна 1–2 мкс, в воздухе 100–200 мкс, а при токах более 100 А значения постоянной времени дуги в воздухе и в друU пр, кВ гих газах сближаются и составляют сотни микро16 секунд. Следует подчеркнуть значительное влияние на процесс деионизации физических свойств га12 сящей среды (рис. 4.11). Как видим, деионизирующие свойства элегаза в 8–10 раз выше, чем у воздуха. 8 4.1.3. Выключатели с многократными разрывами 4 воздух Для повышения коммутационной способности выключателя необходимо обеспечить максимальную скорость увеличения электрической прочности межконтактного промежутка (пробивРис. 4.11. Пробивное напряжение возного напряжения). И один из способов – это уведуха и элегаза при радиальном дутье личение длины дуги путем увеличения числа разрывов на полюс выключателя. Для каждого типа выключателя существует рациональное предельное напряжение на один разрыв полюса. Если номинальное напряжение выключателя больше этого напряжения, то ставят необходимое количество разрывов. Например, современные элегазовые выключатели на один разрыв имеют U = 174–245 кВ, поэтому выключатели на 220 кВ выполняются с одним разрывом на полюс, а на 330 кВ – с двумя разрывами. На рисунке 4.12 приведен пример полюса выключателя с четырьмя разрывами на полюс. 5 10 t, мкс 15 20 Рис. 4.12. Схема контактного устройства с 4-кратным разрывом: неподвижные контакты; подвижные контакты; v – скорость движения подвижной траверсы Суммарное расстояние между контактами полюса равно lраз = n  v  t , 104 где n – количество разрывов на полюс, v – скорость движения подвижной траверсы выключателя, t – текущее время с начала размыкания контактов. Можно было бы ожидать, что восстанавливающее напряжение, приложенное к полюсу выключателя, распределится между всеми разрывами равномерно, и гашение дуги на отдельном разрыве будет многократно облегчено, но этого не происходит по следующей причине. Восстанавливающее напряжение содержит высокочастотную составляющую 10– 100 кГц, и на таких частотах начинает проявляться действе паразитных емкостей выключателя. Рассмотрим это явление на выключателе с двумя разрывами (рис. 4.13). После погасания дуги на контактах выключателя появляются паразитные емкости между контактами С1 и между контактной системой и землей С2. Получившийся при этом емкостный делитель определяет распределение восстанавливающего напряжения между разрывами. Но так как для всех типов выключателей С1 << С2 , то UВ1 >> UВ2. Это приводит к неравномерному распределению восстанавливающего напряжения между разрывами. В результате чего на первом контакте напряжение оказывается максимальным и чаще всего превышает значение пробивного напряжения, и первый разрыв пробивается. Далее, максимальное напряжение появляется на втором разрыве и вновь происходит пробой. Таким образом, из-за паразитных емкостей все разрывы, сколько бы их не было, будут пробиты. Рис. 4.13. Влияние паразитных емкостей выключателя на распределение восстанавливающего напряжения между контактными разрывами Для борьбы с эффектом, вызванным паразитными емкостями, на выключателях устанавливаются дополнительные сопротивления в виде шунтов, выравнивающие напряжения на разрывах (рис. 4.14). Если Rш будет значительно меньше сопротивления емкости хС2, то влияние емкости будет нивелировано. Кроме того, введение активных соРис. 4.14. Схема шунтирования разрывов противлений дает еще один положительный эффект: процесс изменения восстанавливающего напряжения приближается к апериодическому, что приводит к уменьшению амплитуды восстанавливающегося напряжения и скорости его возрастания. В практиче- 105 ских случаях выбор значения сопротивления шунта может обеспечить срыв высокочастотных колебаний и превращение процесса восстановления напряжения в апериодический. 4.2. Характерные примеры отключения электрических цепей 4.2.1. Отключение чисто активного переменного тока Рассмотрим цепь с синусоидальным источником напряжения и активным сопротивлением (рис. 4.15). Уравнение баланса напряжений для этой цепи Um sin ωt = iR + Uд = iR + bνt , Uд = а + bνt и принято а = 0; текущее время коммутации. где напряжение на дуге этого уравнения выразим ток дуги i= t– Из Um bv bv sin  t t = I msin  t t, R R R Осциллограмма процесса коммутации представлена на рис. 4.16 б. Коммутация сопровождается повторными зажиганиями дуги до тех пор, пока за счет увеличения длины дуги не наступит условие bvt/R > Im. Рис. 4.15. Отключение цепи переменного тока с чисто активным сопротивлением: а) схема цепи, б) осциллограмма токов Вывод. Коммутация протекает легко, без перенапряжений, потому что из-за отсутствия индуктивности не возникают высокочастотные колебания, являющиеся источником перенапряжений. 4.2.2. Отключение чисто индуктивного переменного тока При отключении чисто индуктивной цепи переменного тока возникают максимально неблагоприятные условия для коммутации. Во-первых, в момент перехода тока через нуль возвращающее напряжение максимально U0=Um, и во-вторых, в сети возникает заряженный L–C–R контур (паразитные емкости в схеме не показаны). Осциллограмма процесса коммутации показана на рисунке 4.16. В момент размыкания контактов зажигается дуга с напряжением UЗ и одновременно начинает формироваться пробивное напряжение Uпр. В момент перехода тока через нуль начинается разряд L–C–R контура. При первом переходе тока через нуль коммутация ока- 106 залась не успешной, так как Uв > Uпр. На втором переходе тока через нуль цепь успешно отключается. Рис. 4.16. Отключение индуктивной цепи переменного тока Вывод. Это тяжелый режим коммутации, так как в моменты перехода тока через нуль восстанавливающее напряжение – максимально возможное за счет того, что в этот момент максимально напряжение сети. 4.2.3. Отключение малых емкостных токов Такими цепями являются линии электропередач в режиме холостого хода или установки конденсаторных батарей. Несмотря на малые токи, коммутация таких цепей имеет свою специфику, и к выключателям предъявляются особые требования. Физические процессы при коммутации малого емкостного тока иллюстрируются на схеме, изображенной на рисунке 4.17. 107 Рис. 4.17. Процесс отключения малых емкостных токов В момент времени t1 при переходе тока через нуль дуга гаснет. Через полпериода после момента t1 напряжение на источнике становится равным –Uф max, а напряжение на емкости С2 при этом остается неизменным, т. к. емкость отключена, и заряд с нее не стекает (на осциллограмме это напряжение Uc2). В результате в момент времени t2 на контактах выключателя действует восстанавливающее напряжение UВ = Uф+ UС2 = Uф+ UС2 ≈ 2Uф. Если к этому времени пробивное напряжение выключателя будет недостаточным, то произойдет повторное зажигание дуги. Но если зажжется дуга, то емкость С2 с напряжением Uc2≈Uф max соединится с источником с напряжением Uф max, в результате чего возникает колебательный контур, заряженный на напряжение 2 Uф max . Амплитуда колебаний контура будет ≈2Uф max , а всплеск перенапряжения при этом станет равным UВmax = Uф max + 2 Uф max ≈ 3 Uф max . Таким образом, для исключения перенапряжений при отключении емкостных токов выключатель должен иметь высокую скорость возрастания пробивного напряжения Uпр, так чтобы через полпериода после прохождения тока через нуль обеспечить условие Uпр ˃ 2 Uф max. 4.2.4. Отключение малых индуктивных токов Такие события особенно часто возникают при отключении ненагруженных трансформаторов. Возникающие при этом перенапряжения вызваны эффектом «среза тока». При отключении токов более 100А гашение дуги происходит при естественном переходе тока через нуль. Опасные перенапряжения при этом не возникают, так как электромагнитная энергия отключаемой цепи LI2/2 = 0, и восстанавливающее напряжение не превосходит величины 2Uф.max. При отключении малых токов (менее 20–25 А) возникает срез тока, т. е. досрочный резкий переход тока через нуль. 108 Механизм среза тока таков (рис. 4.18). В цепи тока существует высокочастотный контур с паразитными емкостями С1, С2 и индуктивностью L. Эти паразитные емкости созданы емкостью шин, вводов, трансформаторов тока и т. д. При встречном направлении тока цепи и тока контура, когда они станут равными, происходит срез тока. Срез тока опасен тем, что при почти Рис. 4.18. Срез тока при коммутации мгновенном исчезновении тока (это эквивамалых индуктивных токов лентно отключению цепи) электромагнитная энергия, запасенная в индуктивности цепи, перейдет в энергию емкости. LI2 CU 2  , 2 2 что и становится причиной перенапряжения U=I L . C Например, для силовых трансформаторов, имеющих значительные индуктивности, обусловленные полями рассеяния, и очень малые емкости при токах холостого хода в несколько десятков ампер перенапряжения достигают значений (4–5)Uф.max. Вывод. При отключении малых индуктивных токов причиной перенапряжения становится эффект «среза тока». Величина перенапряжения (4–5)Uф.max может быть опасна для всего электрооборудования. 4.2.5. Отключение неудаленных КЗ Если короткие замыкания возникают на достаточном удалении от выключателя (удаленные КЗ), то в формировании восстанавливающего напряжения на выключателе участвуют два контура, как L2 L1 со стороны источника, 1 2 так и со стороны точки КЗ (рис. 4.19). C1 C2 Но особенно U 0 трудные условия отключения возникают при КЗ на небольших U lК расстояниях (1–5 км) от выключателя. Такие КЗ U0 называют «неудаленными короткими замыканиями». Дело в том, U 01 U2 U1 что при неудаленных КЗ тяжесть коммутации U 02 вызывается не только большими токами, но и l очень большой скоростью восстанавливающеРис. 4.19. Схема замещения сети го напряжения. Последпри отключении неудаленного КЗ ний фактор вызван силь109 ным действием волновых процессов в линиях. Эти необычные условия характерны для сетей 110 кВ и выше и учитываются при проектировании сетей и выборе выключателей. Рассмотрим физические процессы, которые определяют коммутацию цепи при неудаленных КЗ. Пока цепь замкнута, напряжение относительно земли распределено вдоль линии равномерно, но после срабатывания выключателя и погасания дуги система оказывается разделенной на две части с начальными напряжениями, пропорциональными индуктивностям участков U 01 = U 0 L1 , L1 + L2 U 02 = U 0 L2 . L1 + L2 В момент появления КЗ в этой точке возникает электромагнитная волна с амплитудой – U02 и начинается разряд контуров L1C1 и L2C2. Напряжение первого ввода U1 определяется напряжением U01 и напряжением разряда контура L1C1. Напряжение второго ввода U2 определяется двумя эффектами – разрядом контура L2C2 и волновым процессом. При неудаленном КЗ частота изменения потенциала, вызванного волновым процессом, на порядок выше собственной частоты второго контура, и поэтому разрядом этого контура будем пренебрегать. Итак, от точки КЗ электромагнитная волна амплитудой –U02 движется к вводу 2 выключателя со скоростью света ν =с ξμ  300000 км/c, где ξ = 1, μ = 1 – диэлектрическая и магнитная проницаемость среды (принято для воздушной ЛЭП); с – скорость света. Достигнув разомкнутого контакта выключателя за время τ = lК/v, волна преломляется, и ее напряжение становится равным –2U02. За это время потенциал на линейном вводе 2 выключателя изменяется линейно от +U02 до –U02. Далее отраженная от разомкнутого ввода 2 волна движется обратно к точке КЗ, и потенциал у линейного вывода выключателя при этом изменяется линейно от –U02 до +U02. Таким образом, с учетом затухания потенциал U2 представляет собой зубчатую кривую с уменьшающей амплитудой (рис. 4.20 а). Период колебаний этой кривой Т = 2t, частота f = 1/Т = v/(2l). Так, например, при lК = 1,0 км f = v/(2lК) = 300000/(2·1,0) = 150 кГц. Восстанавливающее напряжение на выключателе равно разности потенциалов его вводов U B = U1 - U 2 , U1 = U02 + U01 (1  e at cos 01 t), U2 = U02 (1- t τ ) = U02 (1- vt l ). В результате уравнение восстанавливающего напряжения, действующего на полюсе выключателя, будет таким (рис. 4.20 б) UB = U01 (1  e at cos 01 t)  U02  vt l . 110 б) a) U UB U1 U0 U1 U0 U 01 U2 U 02 t t τ τ T Рис. 4.20. Восстанавливающее напряжение при отключении неудаленного КЗ: а) напряжения, действующие на вводах выключателя, б) восстанавливающее напряжение на полюсе выключателя Из полученных результатов видно, что при расстояниях от места КЗ до подстанции до 5–6 км (неудаленное КЗ) собственная частота восстанавливающегося напряжения значительна. Работа выключателя в этом случае утяжеляется за счет высокой скорости восстановления напряжения и повышения амплитуды напряжения. При анализе процессов отключения во всех случаях удаленных и неудаленных КЗ следует учитывать волновой характер распространения тока и напряжения по линии и отражение этих волн от неоднородностей линии. На рисунке 4.21 показан характер изменения пробивного напряжения (кривая 1) и восстанавливающегося напряжения (кривая 2) выключателя при разном удалении КЗ от выключателя. Пилообразный вид кривой 2 объясняется наложением отраженных от места КЗ волн, вызывающих периодическое уменьшение тока. Рис. 4.21. Кривые изменения восстанавливающегося напряжения и электрической прочности при различных удалениях КЗ от выключателя При пересечении кривых 1 и 2 происходит повторное зажигание дуги. На рисунке 4.21 г, д показано, что при достаточном удалении места КЗ пересечения уже не происходит, хотя амплитуда кривой восстанавливающегося напряжения достаточно велика, но крутизна кривой меньше, чем в предыдущем случае, и повторного зажигания дуги не происходит. Как показывает опыт и расчеты, пересечение кривых восстанавливающегося напряжения и электрической прочности наиболее вероятно при определенном удалении места 111 КЗ от выключателя, не превышающем 4–5 км, но и не ближе 1 км. Эту зону и называют зоной неудаленных замыканий. 4.3. Высоковольтные выключатели 4.3.1. Общие сведения Высоковольтные выключатели предназначены для оперативной и аварийной коммутации, как в ручном, так и в автоматическом режимах. Выключатели служат для коммутации (включения и отключения) всех токов цепи, возможных в эксплуатации: рабочих токов, токов КЗ, емкостных токов длинных линий и конденсаторных батарей. Выключатель должен обеспечивать многократную коммутацию номинальных токов (до 150 000 циклов включений и отключений) и токов КЗ (до 100 циклов включений (В) и отключений (О)). С одной стороны, выключатель должен надежно и быстро в течение нескольких полупериодов отключать токи короткого замыкания, а с другой стороны – надежно отключать малые индуктивные и емкостные токи без появления при этом опасных коммутационных перенапряжений. Конструкция выключателя должна быть простой, эксплуатация его легкой; он должен обладать высокой ремонтопригодностью, иметь высокий коэффициент готовности, т. е. при очень низкой продолжительности использования (от одной до трех минут в год) выключатель должен всегда быть готовым к работе. Наконец, выключатель должен, находясь во включенном состоянии, неограниченно долго выдерживать воздействие номинальных тока и напряжения, а также кратковременные термические и динамические воздействия сквозных токов короткого замыкания. Отличительной чертой высоковольтного выключателя от всех других коммутационных аппаратов является наличие в его конструкции специального устройства для гашения дуги. В состав высоковольтного выключателя входят контактная система с корпусом, дугогасительное устройство, токоведущие части, приводной механизм и изоляционная конструкция. Гашение дуги в высоковольтных выключателях. При горении дуги в высоковольтном выключателе в ней одновременно протекают два противоположных процесса: ионизации и деионизации. Если скорость образования ионов вследствие термической и ударной ионизации равна скорости исчезновения ионов вследствие рекомбинации и диффузии, в дуге будет существовать баланс ионов, и она будет устойчивой. Следовательно, успешность отключения тока и гашение дуги в выключателе зависят от скорости протекания двух процессов: восстановления электрической прочности дугового промежутка Uпр и восстановления напряжения на контактах выключателя UВ. Чтобы дуговой промежуток не был пробит восстанавливающимся напряжением, необходимо из промежутка как можно быстрее устранить заряженные частицы, т. е. деионизировать его. Среда, в которой дуга гасится, и механизмы ее гашения являются определяющими для выключателей, и по этому признаку производится основная классификация высоковольтных выключателей: элегазовые, вакуумные, воздушные, масляные, электромагнитные. Историческая справка. С начала 80-х гг. прошлого века произошел технологический прорыв в производстве высоковольтных коммутационных аппаратов: на смену масляным и воздушным выключателям пришли элегазовые и вакуумные выключатели. В настоящее время на напряжения 110 кВ и выше элегазовые выключатели практически вытеснили все другие типы аппаратов. Создавшееся положение в области коммута- 112 ционной техники объясняется тем, что на современном этапе развития физики, химии и техники не найдено дугогасящих сред лучших, чем элегаз или вакуум. Электрическая прочность элегаза при атмосферном давлении в 3 раза выше, чем у воздуха, а при давлении элегаза 0,3–0,4 МПа его электрическая прочность выше, чем у трансформаторного масла; отключающая способность элегазовых коммутационных аппаратов при одинаковых условиях на два порядка выше, чем у воздушных выключателей. Элегазовому оборудованию также присущи: компактность; большие межревизионные сроки, вплоть до отсутствия эксплуатационного обслуживания в течение всего срока службы; широкий диапазон номинальных напряжений (6–1150 кВ); пожаробезопасность и повышенная безопасность обслуживания. Вакуумные аппараты характеризуются максимальными значениями электрической прочности промежутков, максимальной скоростью восстановления электрической прочности при отключении токов, минимальными массой подвижных частей и энергией привода, минимальными габаритами и массой аппарата в целом, максимальным ресурсом. Ресурс лучших вакуумных выключателей достигает в настоящее время 2 млн коммутаций номинального тока и 100 операций при отключении КЗ. При этом габариты и материалоемкость аппаратов уменьшаются при сохранении основных параметров и повышении надежности. Каждое из указанных видов оборудования обладает своими преимуществами. Если вакуумные аппараты требуют менее мощных приводов и имеют, как правило, более высокий коммутационный ресурс, то элегазовые выключатели при коммутациях создают меньшие перенапряжения и, соответственно, облегчают работу изоляции другого энергетического оборудования. При выборе элегазовой или вакуумной аппаратуры решающее значение могут иметь условия, в которых работают аппараты. Например, элегазовые аппараты предпочтительны для применения в цепях электродвигателей ограниченной мощности при сравнительно небольших длинах соединительных кабелей, а также в качестве выключателей нагрузки (в том числе в составе КРУЭ). Вакуумные выключатели особенно эффективны там, где необходимы частые коммутации и большой ресурс. 4.3.2. Элегазовые выключатели Это один из самых современных типов высоковольтных выключателей. В качестве среды для гашения дуги в них используется элегаз, который обладает большой электрической прочностью и отличными дугогасящими свойствами. Название элегаз (электрический газ) для шестифтористой серы дал в 1947 г. советский физик Б. Гохберг, он же первым высказал предположение о возможности применения элегаза в качестве изоляционной среды для электрооборудования высокого напряжения. Технические характеристики элегаза. Элегаз (шестифтористая сера-SF6) относится к группе электроотрицательных газов, особенностью которых является способность молекулы захватывать свободные электроны и присоединять их к себе. Действие элегаза подобно губке, всасывающей влагу: таким же образом элегаз как бы всасывает в себя электроны из дугового промежутка. В результате этого эффекта в стволе дуги присутствуют в основном два типа тяжелых медленно движущихся частиц – молекулы с отрицательным зарядом и имеющие такую же скорость положительные ионы, поэтому они легко рекомбинируют, превращаясь в нейтральные молекулы. Вероятность такой рекомбинации на несколько порядков выше, чем рекомбинация быстрых электронов и медленных положительных ионов. Интенсивная рекомбинация электрически заряженных частиц быстро понижает проводимость межконтактного промежутка и резко повышает скорость увеличения его электрической прочности после погасания дуги. 113 Элегаз негорюч, бесцветен, не имеет запаха и совершенно не ядовит. В химическом отношении он так же неактивен по отношению к другим веществам, как и азот. Одним из его немногочисленных недостатков является способность разлагать влагосодержащие синтетические изоляционные материалы при соприкосновении с ними. Поэтому рекомендуется применять в элегазовых конструкциях стойкие изоляционные материалы, например, тефлон. Другим недостатком элегаза является его переход из газообразного состояния в жидкое уже при достаточно высоких температурах (при давлении 1,5 МПа Тсж= 6 °С, при давлении 1,25 МПа Тсж= 0 °С, при давлении 0,3 МПа Тсж= –40 °С). Это означает, что в выключателях с высоким давлением элегаза должен предусматриваться подогрев, либо надо использовать принципы гашения дуги при низком давлении. Кроме того, под влиянием теплоты дуги элегаз расщепляется на ядовитые составляющие. Состав продуктов разложения зависит от интенсивности дуги и от посторонних включений в элегазе: воздуха или влаги. Анализ продуктов разложения элегаза является надежным средством диагностики состояния выключателя, указывающим, когда нужно ремонтировать оборудование и какова наиболее вероятная причина аварии. Конструкции дугогасительных устройств. По способу гашения дуги в элегазе различаются следующие элегазовые выключатели: – автокомпрессионные: дутье создается посредством компрессионного устройства (элегазовые выключатели с одной ступенью давления); – с электромагнитным дутьем: гашение дуги в дугогасительном устройстве обеспечивается вращением дуги под действием поперечного магнитного поля, создаваемого отключаемым током; – с дугогасительным устройством продольного дутья: предварительно сжатый газ поступает из резервуара с относительно высоким давлением элегаза (элегазовые выключатели с двумя ступенями давления); – с дугогасительным устройством продольного дутья: повышение давления элегаза происходит за счет разогрева газовой среды дугой отключения в специальной камере (элегазовые выключатели с автогенерирующим дутьем). В настоящее время автокомпрессионные элегазовые выключатели вытеснили с международного рынка воздушные и маломасляные выключатели различного назначения и успешно конкурируют с вакуумными выключателями на средние классы напряжения. Эти выключатели имеют простую конструкцию, малое количество движущихся элементов, малый уровень шума и не выбрасывают пламени и газов в окружающее пространство. Автокомпрессионные элегазовые выключатели по сравнению с воздушными выключателями отличаются более высокой отключающей способностью на один разрыв, меньшими массой и объемом, более высокой надежностью, в таких выключателях отсутствуют многие механические, пневмомеханические элементы и системы воздушных выключателей, которые в совокупности вызывают более 40% всех аварий по механическим причинам. Рис. 4.22. АвтопневмаАвтокомпрессионное дугогасительное устройство располотическое дутьевое жено в баке с элегазом при давлении всего 0,3–0,4 МПа, что деустройство элегазового лает ненужной установку для подогрева газа. Схема устройства выключателя приведена на рисунке 4.22. При отключении между неподвижным контактом 1 и подвижным контактом 2 возникает дуга. Вместе с контактом 2 движутся сопло 3 из фторопласта (дугостойкий изоляционный материал), перегородка 4 и ци- 114 линдр 5. Поршень 6 неподвижен. Элегаз сжимается, и его поток, проходя через сопло 3, продольно обдувает дугу и гасит ее. Дугогасительная камера интенсивного продольного дутья (система двух давлений). Продольное дутье в этом устройстве создается при переходе элегаза из резервуара с высоким давлением (1,5–2,0 МПа) в камеру, где поддерживается низкое давление (0,2– 0,3 МПа). После гашения дуги отработанный элегаз проходит осушение и очистку и перекачивается компрессором в резервуар высокого давления. Система двух давлений имеет ряд недостатков, которые стали причиной неширокого распространения таких выключателей. Во-первых, при давлении 1,5 МПа газообразное состояние элегаза может быть только при температуре не ниже 6 °С. Следовательно, в таком выключателе устанавливаются подогреватели, поддерживающие постоянную температуру в резервуаре высокого давления. Во-вторых, необходимо иметь автономную компрессорную установку и устройства для очистки и осушения отработанного элегаза. Рис. 4.23. Элегазовый выключатель на 12 кВ: 1 – вывод, 2 – изоляционный корпус, 3 – дутьевое сопло, 4 – подвижный главный контакт, 5 – подвижный контакт, 6 – неподвижный дугогасительный контакт, 7 – неподвижный контакт, 8 – изоляционная тяга Дугогасительная камера такой конструкции обладает высокой отключающей способностью: номинальный ток отключения при одном разрыве на номинальном напряжении 220 кВ равен 40 кА при высокой начальной скорости восстановления напряжения (больше 3 кВ/мкс). На основе унифицированных конструкций дугогасительных камер этого типа создана модульная серия элегазовых выключателей на напряжения до 750 кВ и мощности отключения до 50 ГВА. Созданы опытные образцы выключателя на напряжение 1150 кВ и номинальный ток отключения до 40 кА. Существуют и другие системы гашения дуги в элегазе, например, электромагнитное гашение, при котором дуга перемещается в элегазе под действием магнитного поля и ох115 лаждается при этом встречным потоком газа. Такая система эффективна в выключателях на большие номинальные токи отключения и на напряжения 6–20 кВ. Применяются также дугогасительные устройства с гашением открытой дуги в элегазе. В таких устройствах турбулентное воздействие газа на ствол дуги очень мало, поэтому мала и отключающая способность таких камер. Однако они с успехом применяются для короткозамыкателей, в которых основной операцией является замыкание контактов, а не их размыкание. Достоинства элегазовых выключателей:  возможность применения на все классы напряжений свыше 1 кВ;  гашение дуги происходит в замкнутом объеме без выхлопа в атмосферу;  относительно малые габариты и масса;  пожаро- и взрывобезопасность;  быстродействие и способность работать в любом цикле АПВ;  высокая отключающая способность;  высокая отключающая способность при особо тяжелых условиях отключения (отключение неудаленных коротких замыканий и др.);  надежное отключение малых индуктивных и емкостных токов в момент перехода тока через нуль без среза и возникновения перенапряжений;  малый износ дугогасительных контактов;  бесшумная работа;  возможность создания серий с унифицированными узлами;  пригодность для наружной и внутренней установки.      Недостатки элегазовых выключателей: сложность и дороговизна изготовления – при производстве необходимо соблюдать высокую чистоту и точность; высокие требования к качеству элегаза; температурные недостатки SF6, необходимость подогрева и использования смесей элегаза с азотом, хладоном и другими веществами, позволяющими работать элегазовым выключателям в условиях низких температур окружающей среды; необходимость специальных устройств для наполнения, перекачки и очистки SF6; относительно высокая стоимость SF6. 4.3.3. Вакуумные выключатели Электрическая прочность вакуума (высокоразреженного газа) во много раз превышает электрическую прочность других сред, применяемых в выключателях. Объясняется это увеличением длины среднего свободного пробега электронов, атомов, ионов и молекул по мере уменьшения давления. В вакууме длина свободного пробега частиц превышает размеры вакуумной камеры. Кроме того, и восстановление пробивного напряжения при отключении тока протекает в вакууме значительно быстрее, чем в других газах (рис. 4.24). Эти свойства нашли применение в вакуумных выключателях. Рис. 4.24. Графики восстановления пробивного напряжения различных газовых сред 116 На рисунке 4.25 изображена дугогасящая камера вакуумного выключателя. В камере создается глубокий вакуум (давление ≈ 1,3∙10-5Па). Коммутационная камера (4) находится между двумя керамическими изоляторами (3). Неподвижный и подвижный контакты подключаются к внешним токовым вводам. Неподвижный контакт жестко прикрепляется к корпусу выключателя, а подвижный контакт – к приводу выключателя, который может перемещаться в вакуумной камере без нарушения вакуума только на несколько миллиметров за счет наличия металлического сильфона («гармошка» из металла, цельнотянутая или сварная). Рис. 4.25. Вакуумная камера: 1 - неподвижный контакт; 2 - место подключения; 3 - изолятор (керамический); 4 - коммутационная камера; 5 - металлический сильфон; 6 - направляющая шайба; 7 - подвижный контакт; 8 - резьба для присоединения к приводу Принцип гашения дуги в вакууме. В момент расхождения контактов площадь точек соприкосновения уменьшается, плотность тока в них возрастает настолько, что металл контактов плавится и испаряется в вакууме. Между контактами образуется проводящий мостик, состоящий из паров металла. Загорается так называемая вакуумная дуга, которая погаснет при переходе тока через нуль. Малая плотность газа в колбе выключателя обеспечивает высокую скорость диффузии электрических зарядов из ствола дуги. Уже через 10 мкс после перехода тока через нуль пробивное напряжение достигает своего полного значения 100 МВ/м. Если к этому времени раствор контактов окажется достаточным и пробивное напряжение будет больше восстанавливающегося напряжения, дуга погаснет окончательно. В противном случае произойдет повторный пробой промежутка и повторное зажигание дуги. Обычно вакуумные выключатели отключают цепи при первом переходе тока через нуль. Пары металла конденсируются на поверхности контактов в течение нескольких микросекунд после погасания дуги и теряют свои токопроводящие свойства. Также пары металла в малом количестве конденсируются на поверхности коммутационной камеры (4), которая защищает керамические изоляторы (3) от напыления проводящим металлическим слоем и, тем самым, защищает от нарушения их изоляционные свойства. После конденсации паров металла изоляционный промежуток между контактами восстанавливает свои изоляционные свойства, коммутация, как правило, завершается на первом полупериоде. О конструкции контактов. Дуга в вакуумных выРис. 4.26. Контактные ключателях может быть диффузная или сжатая. системы: Диффузная дуга в вакууме характеризуется равноа) RMF (radial magnetic field) мерным распределением над контактной поверхностью и радиальная; равномерным распределением тепловой нагрузки по поб) АMF (axial magnetic field) аксиальная верхности контактов. При номинальном токе вакуумной камеры электрическая дуга всегда диффузного типа. Эрозия контактов незначительна. 117 При увеличении отключаемого тока электрическая дуга преобразуется из дуги диффузного типа в дугу сжатого типа благодаря эффекту Холла (пинч-эффект). Дуга сжимается и с ростом тока сосредоточивается в одной точке, вызывая этим термическую перегрузку контактов. При отключении токов до 10 кА дуга диффузная и равномерно распределена по поверхности контактов. При более высоких токах дуга становится сжатой и для исключения термической перегрузки контактов при токах КЗ до 50 кА используется контактная система с радиальным магнитным полем (RMF-система). Спиральная геометрия контактов создает радиальное магнитное поле во всей области нахождения ствола дуги, располагаемого по окружности контактов. Электромагнитная сила является самогенерируемой и действует тангенциально, вызывая быстрое вращение дуги вокруг оси контакта. Таким образом, дуга принудительно вращается и охватывает большую поверхность, по сравнению с фиксированной сжатой дугой. При токах КЗ более 50 кА используется контактная система с аксиальным магнитным полем (AMF-система). Идея AMF состоит в наличии одного витка в структуре контакта выключателя, который создает аксиальное магнитное поле, удерживающее дугу равномерно распределенной по поверхности контакта при любой величине отключаемого тока, т. е. создает диффузионную дугу. Срез тока. Определенные проблемы возникают при отключении вакуумным выключателем малых токов (до нескольких десятков ампер). Здесь возможен срез тока, т. е. обрыв цепи тока до его естественного перехода через нуль (рис. 4.27), что объясняется очень быстрой деионизацией межконтактного промежутка. Срез тока вызывают значительные перенапряжения, которые объясняются законом электромагнитной индукции е = - L di dt . Для надежности работы вакуумного выключателя и увеличения срока его службы весьма существенной iдуги является износостойкость контактов, которые распыляются во время горения дуги. При сильном распылении металла срез тока t контактов может образоваться такое количество паров металла, что гашение дуги окажется невозможным. Наиболее сильное распыление наблюдается у контактов из мягких металлов – латуни и меди. Тугоплавкие металлы, такие как вольфрам или молибден, распыляются сравнительно мало. Рис. 4.27. Иллюстрация С одной стороны, с увеличением отключаемого тока рассреза тока пыление металла растет, и поэтому для повышения отключающей способности выключателя контакты должны быть тугоплавкие. С другой стороны, повышение тугоплавкости контактов увеличивает ток среза, что неблагоприятно сказывается на отключениях, вызывая опасные перенапряжения. Например, при контактах из вольфрама ток среза в 2,5 раза больше, чем при контактах из меди. Металлы, применяемые для контактов, должны обладать механической прочностью, высокой проводимостью, стойкостью относительно эрозии и сваривания, обеспечивать отключение больших токов и давать малый ток среза. Применение получили бинарные сплавы: Си-Вi, Си-Те, Ag-Вi и др. Ресурс вакуумных камер составляет 100–250 тыс. операций включения и отключения. Для некоторых типов камер ресурс достигает 2 млн операций. Благодаря высокому ресурсу эти выключатели широко применяются в установках с частыми операциями включения и отключения: в электрических печах, трансформаторах с регулированием под нагрузкой, в качестве контакторов для управления мощными двигателями и т. д. 118 Достоинства и недостатки вакуумных выключателей. 1. Высокая износостойкость при коммутации номинальных рабочих токов и номинальных токов отключения. 2. Самый большой срок службы среди всех известных типов выключателей (ресурс от 100–250 тыс. операций включения и отключения рабочих токов до 100 коммутаций КЗ). 3. Минимальные эксплуатационные затраты (обслуживание сводится к смазке механизма и привода, проверке износа контактов по меткам 1 раз в 5 лет или через 5–10 тыс. циклов «включение-отключение»). 4. Полная взрыво- и пожаробезопасность. 5. Широкий диапазон температур окружающей среды. 6. Повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата. 7. Произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств, в том числе и шкафы с несколькими выключателями с двух- и трехъярусным их расположением. 8. Бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малым выделением энергии в дуге и отсутствием выбросов при отключении токов КЗ. 9. Отсутствие загрязнения окружающей среды. 10. Высокая надежность и безопасность эксплуатации. К недостаткам вакуумных выключателей следует отнести повышенный уровень коммутационных перенапряжений, что во многих случаях вызывает необходимость принятия специальных мер по защите оборудования. Источником опасных воздействий, сопровождающих процесс отключения, является срез тока в вакуумной камере до его естественного перехода через нулевое значение. При этом магнитная энергия, запасенная в индуктивности нагрузки, колебательным образом переходит в собственную емкость нагрузки и кабеля присоединения. Упрощенно это можно объяснить так LI2 CU 2  2 2 , откуда получаем оценку перенапряжения U=I L C. Таким образом, кратность возникающих перенапряжений зависит от соотношения индуктивности и емкости отключаемого присоединения. 4.3.4. Воздушные выключатели В воздушных выключателях для гашения дуги используется сжатый воздух, обдувающий дугу в продольном или поперечном направлении. Принцип гашения дуги сжатым воздухом заключается в том, что межконтактный промежуток обдувается чистым сжатым воздухом, лишенным заряженных частиц. При этом дуга интенсивно охлаждается, а ее сечение уменьшается. Одновременно этот же поток воздуха выносит из межконтактного промежутка продукты горения дуги, представляющие собой хорошо проводящую среду. Место этих продуктов занимает свежий неионизированный воздух, так формируется пробивное напряжение выключателя Uпр. Существует два типа дугогасительных камер: камеры поперечного дутья – в них поток гасящего воздуха перпендикулярен оси ствола дуги (рис. 4.28 а) и камеры продольного дутья – в них поток сжатого воздуха параллелен стволу дуги (рис. 4.28 б, в). 119 Рис. 4.28. Схемы дугогасительных устройств с воздушным дутьем: 1 – контакты; 2 – изоляционный корпус; 3 – дуга; 4 – изоляционное сопло; 5 – металлическое сопло-контакт Камеры продольного дутья имеют преимущественное распространение во всем диапазоне напряжений от 3 до 750 кВ. Камеры поперечного дутья из-за громоздкости конструкции применяются ограниченно. Важным элементом дугогасительной камеры воздушного выключателя является сопло. При отключении сжатый воздух выбрасывается из сопла в дуговой промежуток со скоростью звука. Сопла выполняются как из металла, так и из изоляционного материала, могут быть неподвижными и подвижными. Устройство контактной системы с изоляционными неподвижными соплами показано на рисунке 4.28 б, в, а на рисунке 4.28, г, д показана система с соплообразными контактами. Давление воздуха в камерах составляет 2–4 МПа. Скорость истечения воздуха зависит от поперечного сечения канала. Условия истечения воздуха из дугогасительной камеры и отключающая способность выключателя существенно зависят от расстояния между контактами. При большом расстоянии отключающая способность дугогасительного устройства понижена, т. к. скорость воздуха вдоль дуги относительно мала, что ослабляет процесс деионизации. В выключателях с камерами двустороннего дутья оптимальный промежуток между контактами составляет всего 25–35 мм. Эффект воздушной пробки. Под действием дуги воздух, поступающий в сопло, нагревается и резко увеличивает свой объем. От этого у входа в сопло образуется пробка Рис. 4.29. Иллюстрация из горячего воздуха, препятствующая истечению воздуха из эффекта пробки сопла. При большом токе сопло оказывается закупоренным в течение большей части полупериода. Пробка открывается только перед переходом тока через нуль. Этот эффект сказывается на характеристике пробивного напряжения выключателя. Эффект пробки замедляет процесс восстановления электрической прочности проме- 120 жутка, в результате чего кривые пробивного напряжения выключателя имеют S-образную форму (рис. 4.29). С увеличением отключаемого тока запаздывание увеличивается, а скорость восстановления электрической прочности уменьшается. Нижняя пунктирная кривая соответствует случаю неудовлетворительной работы выключателя, поскольку процесс восстановления электрической прочности промежутка протекает слишком медленно. Приведенные характеристики объясняют известное свойство воздушных выключателей – «чувствительность» к скорости восстанавливающегося напряжения. С увеличением давления и сечения выходного отверстия сопла отключающая способность выключателя увеличивается, но вместе с этим увеличиваются расход воздуха, объем ресивера (стальной цилиндр с запасом сжатого воздуха) и размеры клапанов. Опыт показывает, что оптимальные условия работы дугогасительного устройства воздушного выключателя с одним разрывом при давлении воздуха 2 МПа соответствуют напряжению 55–60 кВ, а при давлении 4 МПа – напряжению 110–125 кВ. Выключатели для более высоких номинальных напряжений строят только с многократным разрывом цепи, с несколькими дугогасительными устройствами, включенными последовательно. Хорошо рассчитанные воздушные выключатели гасят дугу после первой полуволны, самое позднее – после третьего перехода тока через нуль. Применение соплообразных контактов ограничивается электрической прочностью промежутка между контактным стержнем и контактом-соплом. Отводить в процессе отключения сопло от стержня на очень большое расстояние нельзя, т. к. при этом эффект уплотнения воздуха перед соплом (которое необходимо для быстрого повышения электрической прочности) будет проявляться недостаточно. Наиболее благоприятный для гашения дуги раствор контактов в таких конструкциях составляет всего 35–40 мм. Но этого расстояния недостаточно, чтобы выдержать приложенное к выключателю напряжение, поэтому необходимое изоляционное расстояние создается включенным последовательно с дугогасительными контактами и находящимся вне камеры специальным отделителем, нож которого начинает двигаться после погасания дуги. После размыкания отделителя подача сжатого воздуха в камеру прекращается, и главные контакты смыкаются под действием пружины. Последующее включение выключателя производится ножом отделителя. С учетом неудовлетворительной работы открытых отделителей в условиях гололеда созданы выключатели, у которых контакты отделителя находятся внутри фарфоровой покрышки и размыкаются сжатым воздухом. В выключателях без отделителя раствор контактов увеличивается до необходимой изолирующей длины, а межконтактный промежуток заполняется сжатым воздухом. Поэтому конструкции воздушных выключателей могут быть разделены на две основные группы: 1) выключатели с опорожняющимися гасительными камерами и отделителями; 2) выключатели воздухонаполненные без отделителей. Повышение отключающей способности воздушных выключателей достигается увеличением числа разрывов дуги, например, у выключателя 750 кВ достигает шестнадцати. Для выравнивания распределения напряжения между разрывами параллельно им подключают шунтирующие сопротивления. Для уменьшения шума при отключениях воздушных выключателей они снабжаются глушителями на выхлопной части. Воздушные выключатели строятся на напряжения от 3 до 750 кВ, на номинальные токи до 4 кА (генераторные выключатели до 20 кА) и на широкий диапазон мощности отключения от 300 MBA (10 кВ) до 85 000 MBA (750 кВ). 121 4.3.5. Масляные выключатели Дугогасящие свойства минерального масло объясняются большим содержанием водорода (до 70%) в продуктах разложения масла. Водород обладает высокой охлаждающей способностью. Процесс отключения в масле протекает следующим образом. При расхождении контактов выключателя между ними возникает дуга, которая разлагает и испаряет масло, образуя вокруг себя газовый пузырь (рис. 4.30). Отдавая теплоту на испарение и разложение масла, ствол дуги интенсивно охлаждается. Охлаждение дуги способствует ее деионизации, которая усиливается еще больше благодаря циркуляции масла в зоне горения дуги. Давление, создающееся в газовом пузыре вследствие расширения газа, также увеличивает диэлектрическую прочность остаточного ствола дуги. Рис. 4.30. Горение дуги в газовом пузыре: а – открытая дуга; б – дуга в гасительной камере Масляные выключатели с открытой дугой. Масляные выключатели в течение многих десятилетий являлись основным типом выключателей, обеспечивавшим электрические станции и сети. Главный недостаток этих выключателей состоит в опасности пожаров и даже взрывов. Этот недостаток ограничивает их применение для внутренней установки. Давления, возникающие в масляных выключателях при отключении мощностей КЗ, находящихся в пределах их отключающей способности, обычно не превосходят 0,5–0,7 МПа. При несоответствии отключающей способности выключателя отключаемой мощности давление значительно выше и иногда приводит к взрывам бака, пожарам и разрушениям в помещениях распределительных устройств. Достоинства и недостатки выключателей с открыРис. 4.31. Дугогасительная той дугой, относящиеся частично и к другим типам маскамера масляного выключателяных выключателей, состоят в следующем: конструкля с продольным дутьем: ция выключателей относительно проста, стоимость их 1 - неподвижный контакт; сравнительно невелика, их можно устанавливать на от2 - дуга; крытых подстанциях, эксплуатация выключателей не 3 - подвижный контакт сложна. Этим достоинствам противостоят серьезные недостатки, главным из которых является воспламеняемость и горючесть масла и продуктов его разложения (водорода и ацетилена) в присутствии кислорода воздуха. При выбросе 122 горячих масляных паров и продуктов разложения масла из выхлопной трубы может произойти вспышка выхлопных газов при простом соприкосновении их с кислородом воздуха. Другим крупным недостатком масла является его обуглероживание при горении в нем дуги. Присутствие углерода в масле не ухудшает его дугогасящих свойств, но уменьшает электрическую прочность. Масляные выключатели с дугогасительными камерами. Значительное увеличение отключающей способности выключателей дает размещение контактов выключателя в дугогасительной камере, располагаемой в общем объеме масла, находящегося в баке выключателя. На рисунке 4.31 показана схема работы дугогасительной камеры с продольным дутьем. При размыкании контактов в камере возникает дуга, которая разлагает масло и создает в камере высокое давление до 6–7 МПа. Под давлением уменьшается сечение дуги и повышается электрическая прочность дугового промежутка, что ускоряет гашение дуги. После того как стержень покинет камеру, происходит выхлоп газов через освободившееся отверстие, при этом поток газа, двигаясь вдоль дуги, интенсивно охлаждает ее, что приводит к усиленной деионизации. Действие дугогасительной камеры тем эффективнее, чем больше отключаемый ток. Дугогасительные камеры масляных выключателей выполняются с продольным, поперечным или смешанным дутьем. Баковые выключатели с дугогасительными камерами изготавливаются в диапазоне номинальных мощностей отключения (до 25ГВА) на напряжения до 330 кВ включительно. Малообъемные масляные выключатели. В этих выключателях масло служит только для гашения дуги и не выполняет изоляционных функций, как в баковых выключателях. Изоляция полюсов между собою и по отношению к земле выполняется из фарфора, стеатита, литой смолы. Изоляцией между полюсами выключателя служит также воздух. Достоинством этих выключателей является малое количество масла, небольшие габариты и масса, а также относительно низкая стоимость. Во всех конструкциях малообъемных выключателей с продольным, поперечным или смешанным дутьем при размыкании контактов возникает сильная струя масла, которая интенсивно охлаждает ствол дуги и деионизирует его. При этом наиболее эффективным оказывается поперечное масляное дутье. Значительно меньшая взрыво- и пожароопасность делает возможной установку их не только в открытых, но и в закрытых распределительных устройствах. Однако сильная зависимость отключающей способности от отключаемого тока, сложность многократных АПВ и неприспособленность к частым повторным срабатываниям ограничивает их применение. 4.3.6. Классификация и параметры выключателей По назначению: Сетевые выключатели на напряжения от 6 кВ и выше, применяемые в электрических цепях (кроме цепей электрических машин и электротермических установок) и предназначенные для пропускания и коммутирования тока в нормальных условиях работы цепи, а также для пропускания в течение заданного времени и коммутирования тока в заданных ненормальных условиях, таких как условия короткого замыкания.  Генераторные выключатели на напряжения от 6 до 20 кВ, применяемые в цепях электрических машин (генераторов, синхронных компенсаторов, мощных электродвигателей) и предназначенные для пропускания и коммутаций тока в нормальных условиях, а также в пусковых режимах и при коротких замыканиях.  123  Выключатели для электротермических установок, применяемые в цепях крупных электротермических установок (например, сталеплавильных, руднотермических и других печей) и предназначенные для пропускания и коммутаций тока в нормальных условиях, а также в различных эксплуатационных режимах и при коротких замыканиях.  Выключатели специального назначения.      По виду установки: Опорные (основная изоляция на землю опорного типа). Подвесные (основная изоляция на землю подвесного типа). Настенные (укреплены на стенах закрытых распредустройств). Выкатные (имеют приспособления для выкатки из ячеек распредустройств). Встраиваемые в комплектные распределительные устройства. По категориям размещения и климатическому исполнению: пять категорий размещения (вне и внутри помещений с различными условиями обогрева и вентиляции); шесть климатических исполнений (У, ХЛ, ТВ, ТС, Т и О). В соответствии с ГОСТ Р 52565-2006 выключатели характеризуются следующими параметрами:  Uном – номинальное напряжение (напряжение сети, в которой работает выключатель);  Iном – номинальный ток (ток, при котором он может работать длительное время); принята следующая шкала номинальных токов (А): 200; 400; 600; 800; 1000; 1 250; 1 600; 2 000; 2 500; 3 150; 4 000; 5 000; 6 300; 8 000; 10 000; 12 500; 16 000; 20 000; 25 000; 31 500;  Iоткл – номинальный ток отключения – это наибольший ток короткого замыкания (действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций; принята следующая шкала номинальных токов отключения (кА): 2,5; 3,2; 4,5; 6,3; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5; 35,5; 40; 45; 50; 56; 63; 71; 80; 90; 100; 112; 125; 140; 160; 180; 200; 224; 250;  допустимое относительное содержание апериодического тока в токе отключения;  Iвкл – номинальный ток включения (ток КЗ, который выключатель с соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов и других повреждений при Uном и заданном цикле операций);  устойчивость при сквозных токах КЗ, которая характеризуется токами термической стойкости Iтерм и предельным сквозным током;  параметры восстанавливающегося напряжения при номинальном токе отключения (скорость восстанавливающегося напряжения, нормированная кривая, коэффициент превышения амплитуды восстанавливающегося напряжения);  tс – собственное время отключения (промежуток времени от момента подачи команды на отключение до момента начала расхождения дугогасительных контактов);  tоткл – время отключения (интервал времени от подачи команды на отключение до момента погасания дуги во всех полюсах). По времени отключения выключатели делятся на 4 группы: 1) сверхбыстродействующие tоткл.= 0,040,06 с; 2) быстродействующие 0,08  tоткл. 0,12 с; 3) ускоренного действия 0,12  tоткл. 0,2 с; 4) небыстродействующие tоткл . 0,2 с;  tвкл – время включения (интервал времени от момента подачи команды на включение до возникновения тока в цепи).  цикл операций. Под циклом операций понимают перечень коммутационных операций, которые обязан совершить аппарат: О – операция отключения; 124 ВО – операция включения и немедленно следующая за ней операция отключения; tбт – гарантируемая для выключателя минимальная бестоковая пауза при АПВ (время от погасания дуги на всех полюсах до появления тока при последующем включении). Для выключателей, допускающих автоматическое повторное включение (АПВ), должны быть обеспечены циклы: 1) О – tбт – ВО – 180 с – ВО; 2) О – 180 с – ВО – 180 с – ВО. Выключатели с Uном ≤ 220 кВ должны также выполнять работу в цикле 3) О – tбт – ВО – 20 с – ВО. Выключатели без АПВ должны выдерживать только цикл 2. Время tбт для различных выключателей находится в пределах 0,3–1,2 с. Причем для выключателей, предназначенных для работы при быстродействующем АПВ (БАПВ), это время принимается равным 0,3 с. 4.3.7. Реклоузер Историческая справка. Реклоузеры под именем «пункт секционирования воздушных линий» существовали с начала 60-х гг. прошлого века. Тогда они использовались для обеспечения надежного электроснабжения предприятий и населенных пунктов, подключенных к воздушным ЛЭП. Из-за низкой надежности воздушных линий вероятность короткого замыкания на участках была высокой, что часто приводило к отключению всей линии. Решением проблемы было разделение воздушной линии на секции с возможностью вывода из эксплуатации только аварийного участка на время ликвидации аварии. Секционирование ЛЭП производилось с помощью пунктов секционирования – это были небольшие модульные сооружения с масляным выключателем или выключателем нагрузки. Современное развитие реклоузеров вызвано появлением компактных и быстродействующих вакуумных выключателей. Использование компактных, высоконадежных вакуумных выключателей позволило автоматизировать работу пунктов секционирования, которые стали именоваться автоматическими пунктами секционирования – АПС. При этом АПС приобрели главную черту, которая сделала их реклоузерами – необслуживаемость. Рис. 4.32. Расположение реклоузера на опоре Реклоузер – это автономное устройство, использующееся для автоматического отключения и повторного включения цепи переменного тока по предварительно заданной последовательности циклов отключения и повторного включения с последующим возвратом в исходное состояние, сохранением включенного положения или блокировкой в отключенном положении. Реклоузер включает в себя комплекс элементов управления, необходимых для обнаружения токов короткого замыкания и управления реклоузером. Дело в том, что около 80% повреждений в сетях неустойчивы и самоустраняются в течение нескольких секунд. Причинами подобных повреждений являются схлестывание проводов, касание проводов ветвями деревьев, перекрытие изоляторов в результате грозо125 вых воздействий, птицы и животные и др. Установлено, что отключение и последующее автоматическое включение линии при неустойчивом повреждении приводит к устранению причины и, следовательно, исключает длительные перерывы электроснабжения. По сути реклоузер является автоматическим выключателем, который размыкает линию при отклонении ее параметров от заданных значений, например, при превышении током порогового значения. По общепринятой классификации реклоузер относится к комплектным распределительным устройствам наружной установки (КРУН). Однако ряд особенностей отличает его от КРУН и позволяет выделить в отдельный класс: 1. Реклоузеры могут размещаться на опорах ЛЭП, не требуют фундаментов и ограждений. 2. Реклоузеры относятся к классу необслуживаемых устройств, т е. могут годами работать без присутствия человека, что особенно важно для труднодоступных и удаленных районов. 3. Реклоузеры не только выполняют функции защиты, но и обладают «зачатками интеллекта» – после аварии на линии реклоузер несколько раз пытается восстановить электроснабжение и, при неудаче, посылает сообщение оператору. 4.4. Синхронизированные выключатели Синхронизированным выключателем называют выключатель, контакты которого размыкаются в строго определенный момент времени с опережением момента прихода отключаемого тока к нулю приблизительно на 1,5–2,5 мс. При этом скорость движения контактов настолько велика, что к моменту нулевого значения тока и погасания дуги расстояние между контактами оказывается достаточным, чтобы обеспечить необходимую электрическую прочность промежутка и исключить возможность повторного зажигания дуги. Полное время отключения короткозамкнутой цепи синхронизированным выключателем не превышает одного периода. Время горения дуги составляет только 1,5–2,5 мс. Конструирование синхронизированных выключателей вызвано стремлением уменьшить продолжительность КЗ в мощных электрических системах, повысить устойчивость параллельной работы станций, уменьшить энергию, выделяющуюся в дуговом промежутке выключателя и, следовательно, облегчить процесс отключения. Конструкция синхронизированного выключателя и система управления его значительно сложнее обычного выключателя. Действительно, чтобы обеспечить синхронизированное отключение, необходимо: 1) с достаточной точностью определить момент подачи командного импульса на отключение с постоянным временем опережения; 2) обеспечить исключительно большую скорость размыкания контактов. Решение первой задачи возлагается на синхронизирующее устройство, второй – на специальный привод выключателя. Предложено множество способов и конструктивных решений поставленных задач. В настоящее время число таких выключателей исчисляется единицами. 4.5. Выбор выключателей Общие требования выбора. Выбор аппаратов и проводников электроустановки ведется с учетом следующих факторов:  допустимый нагрев токами в длительных режимах;  термическая и электродинамическая стойкость в режиме КЗ;  соответствие окружающей среде и роду установки; – допустимые потери напряжения в нормальном и аварийном режимах. 126 4.5.1. Расчетные условия для выбора выключателей Под расчетными условиями понимаются наиболее тяжелые, но достаточно вероятные условия, в которых может оказаться электрический аппарат или проводник при различных режимах работы. Выбор выключателей начинают с определения расчетных условий, по которым проводятся электромагнитные расчеты и определяются необходимые для выбора расчетные величины. При расчетах учитываются режимы работы электроустановок. Для электроустановок характерны четыре режима: нормальный, аварийный, послеаварийный и ремонтный. Аварийный режим является кратковременным режимом, а остальные – продолжительными. Расчетные условия продолжительных режимов. Продолжительный режим – это режим, при котором температура элементов электроустановки достигает установившихся значений. При этом продолжительный режим может существовать в двух вариантах – нормальном и утяжеленном. Нормальный режим установки – это режим, предусмотренный планом эксплуатации, когда все элементы рассматриваемой установки находятся в рабочем состоянии или в состоянии готовности. Утяжеленный режим появляется при вынужденном отключении части присоединений вследствие их повреждения или в связи с профилактическим ремонтом. При этом рабочие токи других присоединений могут заметно увеличиться. Рабочие токи в шинах и проводах РУ в утяжеленном режиме не должны превышать номинальных значений во избежание повреждений контактных соединений и аппаратов, к которым они примыкают. Таким образом, для выбора оборудования необходимо располагать значениями рабочих токов присоединений нормального и утяжеленного режимов. По данным нормального режима определяется экономическое сечение проводников. По данным утяжеленного режима определяется расчетный продолжительный ток Iпрод.расч., по которому определяют номинальные продолжительные токи аппаратов, сечения проводников, сопутствующие наибольшей допускаемой температуре в продолжительном режиме. Для нахождения Iпрод.расч рассматривают различные утяжеленные продолжительные режимы и из них выбирают самый тяжелый Iпрод.расч = max{ Iпр }. В качестве примера рассмотрим несколько характерных случаев определения утяжеленного продолжительного режима электрооборудования. 1. Если рабочий ток IР протекает по n параллельным линиям, то утяжеленным режимом является отключение одной из них: Iпрод.расч= IР / (n-1). 2. Если два параллельно включенных трансформатора несут нагрузку IР, то рассматривается случай отключения одного трансформатора. Если неизвестны фактические величины перегрузок, их длительность, условия охлаждения, то принимается Iпрод.расч = 1,5 Iт.ном, где Iт.ном – номинальный ток трансформатора. 3. Для генераторов утяжеленным режимом считается работа с напряжением на 5% выше номинального: Iпрод.расч = 1,05  Pном . 3 U ном cosυ 127 Расчетные условия режимов короткого замыкания. Расчетная схема. Расчетная схема, как правило, включает в себя все элементы электроустановки и примыкающей части энергосистемы, исходя из условий, предусмотренных продолжительной работой электроустановки с перспективой не менее чем в 5 лет после ввода ее в эксплуатацию. В отдельных, частных случаях расчетная схема может содержать не все элементы электроустановки, если при этом расчетом доказана возможность существования более тяжелых расчетных условий, что может иметь место, например, при вводе в работу после ремонта одной из параллельных цепей электроустановки. Расчетный вид короткого замыкания. Расчетный вид КЗ принимается в зависимости от степени воздействия тока КЗ (табл. 4.1). Вид проверки Электродинамическая стойкость Термическая стойкость Коммутационная способность Вид оборудования Электрические аппараты, жесткие проводники и поддерживающие их конструкции Гибкие проводники Все оборудование кроме цепей генераторного напряжения электростанций Таблица 4.1 Расчетный вид КЗ 3-фазное КЗ 2-фазное КЗ 3-фазное КЗ 3-фазное или 2-фазное КЗ, Цепи генераторного напряжения элекдающее больший нагрев оборутростанций дования 3-фазное или 1-фазное КЗ, Выключатели дающее больший ток При проверке выключателей на термическую стойкость расчетным видом КЗ в общем случае является трехфазное КЗ. При проверке выключателей на электродинамическую стойкость расчетным видом КЗ всегда принимается трехфазное КЗ. При проверке выключателей на коммутационную способность расчетным видом КЗ может быть трехфазное или однофазное КЗ, в зависимости от того, при каком виде КЗ ток КЗ имеет наибольшее значение. Если для выключателя задается разная коммутационная способность при трехфазных и однофазных КЗ, то проверку следует производить отдельно по каждому виду КЗ. Расчетная точка короткого замыкания. Расчетная точка КЗ находится непосредственно с одной или с другой стороны от выключателя в зависимости от того, когда для него создаются наиболее тяжелые условия в режиме КЗ. Случаи двойных коротких замыканий на землю допускается в общем случае не учитывать. Расчетная продолжительность короткого замыкания зависит от вида проверки. При проверке выключателей на термическую стойкость в качестве расчетной продолжительности КЗ следует принимать сумму времени действия токовой зашиты (с учетом действия АПВ) ближайшего к месту КЗ выключателя и полного времени отключения этого выключателя. При наличии зоны нечувствительности у основной защиты – по сумме времени действия защиты, реагирующей на КЗ в указанной зоне, и полного времени отключения выключателя присоединения. При проверке выключателей на коммутационную способность в качестве расчетной продолжительности короткого замыкания (τ) следует принимать сумму минимально возможного времени действия релейной защиты данного присоединения и собственного времени отключения выключателя. 128 4.5.2. Краткая характеристика тока КЗ Если электрическая цепь подключена к источнику синусоидального напряжения Um sin(ωt+α) и в цепи происходит короткое замыкание, то появляется ток КЗ, который равен сумме двух токов: периодического iп и апериодического iа iк = iп + iа = 2Iп sin (ωt +α - υК ) + iа0е-t/Tа , (4.5) где Iп – действующее значение периодической составляющей тока, iа0 – апериодическая составляющая тока в момент времени t=0, Та = Lк/rк – постоянная времени цепи КЗ, υК – фазовый сдвиг между напряжением и током, вызванный сопротивлением цепи КЗ. Поскольку в электроэнергетике принято выбирать и проверять оборудование по максимально тяжелым режимам, то следует найти такой режим, при котором ток короткого замыкания i к будет максимальным. Из уравнения (4.5) следует, что наиболее тяжелый режим короткого замыкания цепи возникает при условиях, перечисленных ниже: α = 0, т.е. короткое замыкание возникает в момент перехода напряжения через ноль; υК = 900 – при КЗ цепь имеет чисто индуктивное сопротивление. Кривые изменения токов КЗ для этих условий показаны на рисунке 4.35. Обратим внимание на следующее: 1) в момент появления КЗ (t=0) периодический и апериодический токи равны, но имеют разные знаки; 2) через полпериода (через 0,01 с) оба тока имеют одинаковый знак, и полный ток короткого замыкания становится максимальным, это значение тока называют ударным (iуд) i уд = iп + iа = 2Iп + 2Iп е-0,01 Та = 2Iп (1+ е-0,01 Та ) . Ударный ток часто записывают через ударный коэффициент i уд = 2Iп (1+е-0,01 Та ) = 2Iп.  к уд . Из осциллограммы токов видно, что за 0,01 секунды апериодический ток несколько уменьшается, и степень этого уменьшения определяется постоянной времени Та: чем меньше Та, тем быстрее затухает апериодический ток и тем меньше ударный ток. Значение Та существенно зависит от положения точки КЗ в системе: чем ближе короткое замыкание к шинам мощной станции, тем больше постоянная времени и тем больше ударный коэффициент. i iуд iа iк 2I п t Рис. 4.33. Осциллограммы тока КЗ и его составляющих 0,01 с 2I п iп При проектировании систем электроснабжения Та рассчитывается для каждой конкретной электрической схемы, а при проектировании и изготовлении электротехнического оборудования на заводах используют нормативное значение Та =0,045 с, что соответствует 129 среднему значению в большинстве точек энергосистемы. Это позволяет определить нормативное значение ударного коэффициента к уд =1+е-0,01 0,045 =1,8 . На рисунке 4.34 даны осциллограммы токов при коротком замыкании и при условиях, которые учитываются при проектировании. 1. Если на источнике отсутствует автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), то при коротком замыкании ЭДС источника уменьшается, и периодическая составляющая в переходном процессе затухает от значения Iп0 до значения Iп∞ . 2. Если на источнике установлена система АРВ (она существует на всех современных станциях), то при КЗ сначала происходит посадка напряжения, а после срабатывания АРВ форсируется система возбуждения генераторов, и ЭДС возрастает. iк iк (без АРВ) iк 2Iп. (c АРВ) t t 2Iп.0 Рис. 4.34. Затухание периодической составляющей тока КЗ без АРВ и при действии АРВ 4.5.3. Параметры выбора выключателей Выключатели выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, по роду установки и условиям работы, по конструктивному выполнению и коммутационной способности. Выбранные выключатели проверяют на стойкость при сквозных токах КЗ. Коммутационная способностью выключателя – это способность отключать и включать короткозамкнутые цепи при определенных условиях. Коммутационная способность выключателя включает в себя две компоненты – отключающую способность и включающую способность. Отключающая способность выключателя характеризует возможность отключать токи без разрушения контактной системы и других элементов конструкции выключателя. Коммутируемые выключателем токи могут содержать как симметричную, так и асимметричную (смещенные относительно оси времени) составляющие. В соответствии с этим для характеристики отключающей способности выключателя установлены следующие понятия: Iоткл.ном – номинальный ток отключения выключателя, это наибольшее допускаемое действующее значение чисто симметричного отключаемого тока или наибольшее допускаемое действующее значение периодической составляющей асимметричного отключаемого тока к моменту размыкания дугогасительных контактов; βнорм – нормированное содержание апериодического тока в полном токе КЗ; представляет собой отношение апериодической составляющей тока в момент размыкания дугогасительных контактов (τ) к амплитуде номинального тока отключения, выраженное в процентах 130 βнорм = iа.τ 100% . 2IОТК Нормированная асимметрия установлена как функция наименьшего времени  от момента возникновения КЗ до момента размыкания дугогасительных контактов. Время  принимают равным сумме собственного времени отключения выключателя и минимального времени срабатывания релейной защиты, принимаемого равным 0,01 с. Выключатель должен надежно отключать симметричные и асимметричные токи, не превышающие номинальных значений, при наибольшем рабочем напряжении, нормированных параметрах восстанавливающегося напряжения и при номинальных циклах операций. Рис. 4.35. Кривая для определения нормированного процентного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе Кривая на рисунке 4.35 определяет допустимую долю асимметричного тока в полном токе КЗ, который выключатель надежно отключит при наибольшем рабочем напряжении, нормированных параметрах восстанавливающегося напряжения и при номинальных циклах операций. При этом если βнорм ≤ 20%, принимают βнорм = 0. Включающая способность выключателя характеризует способность включать короткозамкнутую цепь без разрушения выключателя и определяется: – номинальным током включения Iвкл,ном – это наибольшее допустимое значение действующего периодического тока, который выключатель способен включить без разрушения конструкции (обычно заводы-изготовители обеспечивают условие Iвкл,ном = Iоткл,ном); – наибольшим мгновенным значением тока iдин.ном . Кроме того, для выключателей заводы-изготовители обеспечивают условие iдин.ном = 2,55∙Iоткл,ном. Предельный сквозной ток (iпр.скв ) – максимальное мгновенное значение тока КЗ, который выключатель во включенном положении пропускает без повреждений при номинальном напряжении и заданном цикле операций. Нормированные циклы операций включения и отключения. Для выключателей, предназначенных для работы с АПВ, нормированы следующие циклы: 1) О – tБТ – ВО – 180 с – ВО; 2) О – 180 с – ВО – ВО, где О – отключение КЗ, ВО – включение на КЗ и немедленное отключение, tБТ – нормированная бестоковая пауза в пределах от 0,3 до 1,3 с. Для выключателей, не рассчитанных на режим АПВ, установлен только второй цикл. Ток термической стойкости (Iтерм ) - нормированный ток, термическое действие которого электрический аппарат способен выдержать при коротком замыкания в течение нормированного времени термической стойкости t терм. Ток электродинамической стойкости электрического аппарата при коротком замыкании – нормированный ток, электродинамическое действие которого электрический аппарат способен выдержать при коротком замыкании без повреждений, препятствующих его дальнейшей исправной работе. 131 Временные характеристики выключателя: Собственное время отключения (tс) – время от подачи команды до момента начала расхождения контактов в первом полюсе. Полное время отключения (tоткл) – время от подачи команды до момента погасания дуги в последнем полюсе. Время включения (tвкл) – время от подачи команды до момента возникновения тока в цепи. Алгоритм выбора выключателей. 1. По номинальному напряжению Uном.в. ≥ Uном.у, где Uном.в. и Uном.у. – соответственно, номинальные напряжения выключателя и установки. 2. По расчетному току продолжительного режима Iном.в ≥ Iпрод.расч, где Iном.в – номинальный ток выключателя; Iпрод.расч. – расчетный ток продолжительного режима. 3. По отключающей способности. Если апериодический ток установки меньше тока, допускаемого выключателем (βрасч < βном), то по отключающей способности выключатели выбираются только по периодической составляющей тока КЗ: I откл.ном ≥ I п τ, где Iп τ – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя (τ); I откл.ном – номинальный ток отключения выключателя. Если βрасч > βном , то выключатели выбираются по полному отключаемому току  β  2Iоткл.ном 1+ норм  = 100   2Iп.τ + i а.τ , где βнорм – степень асимметрии отключаемого тока, т. е. номинальное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %; τ – наименьшее время отключения от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов; iа τ – значение апериодической составляющей тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя. При наличии автоматического повторного включения (АПВ) отключающая способность выключателя снижается, что учитывается введением коэффициента КАПВ:  β  2Iоткл.ном К АПВ 1+ норм  = 2Iп.τ + i а.τ .  100  4. По включающей способности. При выборе выключателя по включающей способности должны быть соблюдены следующие неравенства: i дин.ном  i уд    Iвкл.ном  Iп.0   где Iп.0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ. Необходимость соблюдения двух неравенств объясняется тем, что соотношение для номинальных токов i,дин.ном = 2,55∙Iоткл,ном установлено заводами-изготовителями, в то время как отношение расчетных токов iуд / Ιп.о может быть большим или меньшим 2,55. В первом случае достаточна проверка по первому неравенству, во втором случае – по второму. 132 Выключатель, выбранный по номинальному напряжению, номинальному продолжительному току и коммутационной способности проверяется на электродинамическую и термическую стойкость при КЗ. Проверка на электродинамическую стойкость i дин.ном  i уд , где i дин.ном – амплитудное значение тока динамической стойкости выключателя; ударный ток трехфазного КЗ (определяется расчетом). Проверка на термическую стойкость выключателя: i уд – I2терм  t терм  ВК , где t терм – время протекания тока термической стойкости, t терм = 4с при U≤ 35 кВ, t терм = 3с при U ≥ 110 кВ, ВК – расчетный тепловой импульс тока КЗ. В учебном проектировании значение теплового импульса тока КЗ можно определять упрощенно по формуле (кА2c) 2 Bк = Iп.0  t + Ta  , где t – расчетное время действия тока КЗ, с; Ta – постоянная времени затухания апериодической составляющей, с; Iп.0 – начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА. Расчетное время действия тока КЗ определяется по выражению t = tв + tз , где t в – время отключения выключателя, с; tЗ – время срабатывания релейной защиты, с. Значение tЗ зависит от ступени селективности релейной защиты. Приближенно его можно принять равным 0,3–0,5 с (для быстродействующих защит). Значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ зависит от места короткого замыкания. Для учебного проектирования можно принять Та= 0,01 – 0,2 с. 4.6. Разъединители, отделители, короткозамыкатели Разъединитель – это коммутационный аппарат, используемый для замыкания и размыкания электрических цепей без тока. В разомкнутом состоянии разъединитель создает видимый разрыв с целью безопасного ремонта оборудования – это его основная функция. Кроме того, разъединители наружной установки допускается использовать для разрыва зарядных токов воздушных и кабельных линий, а также токов холостого хода силовых трансформаторов и токов небольших нагрузок. Поэтому контакты разъединителей часто снабжаются дугогасительными рогами. Отличительной чертой разъединителей, а также отделителей и короткозамыкателей в сравнении с выключателями является отсутствие дугогасительных устройств. Разъединители выпускаются как для внутренней, так и для наружной установки на всю шкалу токов и напряжений. Они выполняются как трехполюсными на общей раме (при U≤ 35 кВ), так и однополюсными при более высоких напряжениях. Это обусловлено 133 тем, что при напряжениях свыше 35 кВ требуемые расстояния между фазами достаточно велики и общая рама получается громоздкой и тяжелой. Основным элементом разъединителя являются его контакты. Они должны надежно работать при номинальном режиме, при перегрузках и сквозных токах короткого замыкания. В разъединителях применяют высокие контактные нажатия. При больших токах контакты выполняют из нескольких (до восьми) параллельных пластин. Применяют пластины прямоугольного, швеллерного и круглого сечения. Для осуществления коммутационных действий разъединители имеют приводы: ручной (оперативная штанга, рычажный или штурвальный) и двигательный (электрический, пневматический). Во избежание ошибочных действий, т. е. размыкания под током, разъединитель всегда блокируется с выключателем. Блокировка допускает оперирование разъединителем только при отключенном выключателе. По исполнению блокировка может быть механической, механической замковой, электромагнитной замковой. Конструктивное различие между отдельными типами разъединителей состоит, прежде всего, в характере движения подвижного контакта (ножа). По этому признаку выделяют разъединители: – вертикально-поворотного и горизонтально-поворотного типов с вращением ножа в плоскости, параллельной или перпендикулярной осям поддерживающих изоляторов данного полюса; – катящегося типа (с прямолинейным движением вдоль размыкаемого промежутка либо только ножа, либо ножа совместно с изолятором); – со складывающимся ножом, со сложным движением ножа и др. Основные требования, предъявляемые к разъединителям: 1. Контактная система должна надежно пропускать номинальный ток сколь угодно длительное время и иметь необходимую динамическую и термическую стойкость. 2. Разъединитель и механизм его привода должны надежно удерживаться во включенном положении при протекании тока КЗ. В отключенном положении подвижный контакт должен быть надежно фиксирован. 3. Промежуток между разомкнутыми контактами должен иметь повышенную электрическую прочность. 4. Привод разъединителя должен блокироваться с выключателем. Разъединители для внутренней установки. Для внутренней установки выпускаются однополюсные и трехполюсные разъединители вертикального рубящего типа на напряжения, как правило, не выше 20 кВ. В большинстве из них применены линейные контакты, которые при относительно небольшой силе нажатия имеют меньшее сопротивление, чем плоские контакты. Токоведущие части выполняются из двух или более параллельных пластин. При токе КЗ электродинамическая сила стремится сблизить их друг с другом, и этим еще сильнее прижимает подвижные контакты к стойкам неподвижного контакта, что исключает самопроизвольное размыкание контактов, опасное возможностью пожара и разрушениями в электроустановке. Управление разъединителями осуществляется вручную с помощью ручных, электродвигательных или пневматических приводов. 134 Рис. 4.36. Разъединитель однополюсный РВО10/600 Рис. 4.37. Контактная система разъединителя серии РВ Разъединитель серии РВО (Р – разъединитель, В – для внутренней установки, О – однополюсный) выпускается на токи до 600 А. Числа в наименовании означают напряжение (кВ) и ток (А). Трехполюсные разъединители серии РВ выпускаются на напряжение от 6 до 35 кВ и номинальный ток до 600 А. На рисунке 4.37 показана в увеличенном масштабе его контактная система. Подвижный контакт 1 выполнен в виде двух параллельных шин. При КЗ электродинамическая сила прижимает шины 1 к стойкам неподвижного контакта 2. При номинальном токе контактное нажатие создается пружинами 3, которые воздействуют на подвижный контакт через стальные пластины 4. Магнитный поток, создаваемый проходящим по шинам током, замыкается вокруг них и через стальные пластины 4. В системе возникают электродинамические силы такого направления, чтобы возросла энергия магнитного поля. Пластины приближаются к шинам 1 и попадают в зону более сильного магнитного поля. Электромагнитная энергия при этом возрастает. Таким образом, создается сила, притягивающая стальные пластины к шинам и увеличивающая контактное нажатие. Разъединители для наружной установки. Разъединители для наружной установки должны иметь изоляцию, рассчитанную для работы в неблагоприятных атмосферных условиях (загрязнение, влага, снег), а также обладать повышенной механической прочностью, позволяющей производить операции с разъединителями при наличии гололеда на контактах. Разъединители на 10 кВ с вертикальным движением ножа выполняются без льдоломающих устройств. Разъединители выше 10 кВ снабжены такими устРис. 4.38. Разъединитель горизонтальноройствами: у разъединителя серии РЛНЗ поворотного типа серии РЛНД (Р – разъединитель, Л – линейный, Н – наружной установки, 3 – с заземляющими ножами) при отключении нож сначала поворачивается на 90°, а затем поднимается на требуемое расстояние; у разъединителя серии РОНЗ (О – однополюсный) льдоломающее устройство расположено в неподвижном контакте и 135 выполнено в виде лопатки, которая может поворачиваться на 90° вокруг своей вертикальной оси. Разъединители горизонтально-поворотного типа серии РЛНД (Д – двухколонковый) устанавливаются на напряжения от 10 до 750 кВ, серии РНД – на напряжение 330–500 кВ. Включение и отключение полюса производятся либо вращением одного изолятора, на котором установлен нож разъединителя, либо одновременно вращением обоих изоляторов, связанных между собой тягами (рис. 4.38). Рис. 4.39. Конструкция разъединителя РЛНД: а) основной цепи, б) цепи заземления На рисунке 4.39 приведены наиболее важные части разъединителя. Основание разъединителя (рис. 4.39 а) состоит из сварной рамы из профильной стали (221), поворотных оснований (70), поперечной тяги (68). Поворотные основания – это закрытая конструкция, не требующая ухода при эксплуатации. Крепится на шпильках для регулировки. На изоляторах (201) установлены поворотные головки (284). Это тоже закрытая конструкция, не требующая ухода. Токопроводы (5 и 6) – сварная алюминиевая конструкция. Контактные пальцы (66) выполняются из сплава медь–хром–цирконий с покрытием серебром. Непосредственно контакт (67) выполняется из меди с покрытием серебром. Высоковольтные выводы (17) имеют плоскую присоединительную поверхность с 4 отверстиями для номинальных токов до 1 600 А; с 8 отверстиями для номинальных токов выше 1 600 А. Приводной механизм (75) – моторный или ручной привод. На рисунке 4.39б представлены основные части заземлителя. Заземление (79) выполнено гибкой связью из меди, вал заземлителя (337) – из оцинкованной трубы, труба (23) – из алюминия. Контактный палец (20) – также металлокерамика медь–хром– цирконий с покрытием серебром, а заземляемый контакт (18) – медь с покрытием серебром. Приводной механизм (77) – моторный или ручной привод. Разъединители имеют независимые приводные механизмы для разъединителя и заземлителя. При отключении или включении привод проходит через мертвую точку перед моментом достижения конечного положения. Это предотвращает самопроизвольное отключение или включение разъединителя или заземлителя: при коротких замыканиях; при внешних воздействиях (штормовой ветер или землетрясение). Блокировка разъединителей и выключателей. Отключение разъединителя при прохождении через него номинального тока ведет к тяжелой аварии, возможно поражение людей. Образующаяся дуга очень подвижна, быстро удлиняется, что ведет к перемыканию полюсов и возникновению КЗ. Во избежание таких последствий разъединители блокиру136 ются с выключателями с помощью механических, механических замковых и электромагнитных замковых блокировок. В первом случае рычаг привода разъединителя оказывается свободным только при отключенном положении механизма выключателя. При такой блокировке очень трудно связать механизм выключателя со многими приводами разъединителей. В каждом отдельном случае приходится конструировать свой блокирующий механизм применительно к конструкции распредустройства. В силу этого подобная блокировка применяется редко. При механической замковой блокировке на выключателе и связанном с ним разъединителе установлены специальные замки, которые могут быть открыты специальным ключом. Ключ находится в замке, установленном на выключателе. Его можно вынуть из замка только при отключенном состоянии выключателя. Разъединитель может включаться и выключаться только в том случае, когда ключ находится в его замке. Операции с другими разъединителями при этом невозможны, т. к. отсутствует связь приводов выключателя и разъединителей. Более совершенна электромагнитная замковая блокировка (рис. 4.40). Для операции с разъединителем ключ в виде электромагнита должен быть вставлен в замок. Концы катушки 2 электромагнита выведены на штыревые контакты 3. Если выключатель, связанный с данным разъединителем, отключен, то через его размыкающие блок-контакты и гнезда 4 подается напряжение на катушку 2. При нажатии на кольцо 1 якорь 5 опускается и под действием электромагнитной силы сцепляется с запирающим плунжером 6. В результате деталь 8 привода разъединителя будет освобождена, а штифты 7 войдут в паз А ключа, не допуская его снятия с замка. Для блокировки всех разъединителей достаточно одного ключа на все распределительное устройство. Отделитель предназначен для автоматического включения–отключения силовых трансформаторов или участков сети при отсутствии тока нагрузки (т. е. в режиме ХХ). Представ ляет собой разъединитель, который быстро (за 0,5–1 с) отключает обесточенную цепь после подачи команды на его привод. В основу конструкции отделителя положен разъединитель. Приведение в движение ножей отделителя осуществляется пружинным приводом с электромагнитным управлением. Во включенном положении пружины привода заведены. При подаче команды на отключение пружина освобождается, и контакты расходятся за время 0,4–0,5 c. Выбор отделителя производится по следующим параметрам: Рис. 4.40. Пример электромагнитной блокировки выключателя 1. По номинальному напряжению………………… Uном  Uу . 2. По току продолжительного режима……………. Iном  Iраб.max . 3. По термической стойкости……………………… I2терм.в t т  Вк . 4. По электродинамической стойкости…………… i дин  i уд . Короткозамыкатель предназначен для создания искусственного КЗ при внутренних повреждениях силовых трансформаторов с целью отключения их выключателем, который установлен на питающем конце линии. Это быстродействующий контактный аппарат, с помощью которого по сигналу релейной защиты создается искусственное КЗ сети. Для 137 включения короткозамыкателя подается команда на электромагнит привода, который освобождает защелку механизма. Под действием пружины нож заземляет контакт. Время включения короткозамыкателя 0,15–0,25 с. Выбор короткозамыкателей производится по следующим параметрам: 1. По номинальному напряжению …………… Uном  Uу . 2. По термической стойкости ………………… I терм.в t т  Вк . 2 3. По электродинамической стойкости………. i дин  i уд . Аналогично проверяется заземляющие ножи. Выключатели нагрузки. Выключатели нагрузки – это промежуточный аппарат между выключателем и разъединителем. Они не рассчитаны на разъединение токов КЗ, но могут включать и отключать рабочие токи линий и трансформаторов. В большинстве случаев выключатели нагрузки устанавливаются совместно с предохранителями, которые действуют при КЗ и сверхтоках. Этот комплект называется ВНП. Он часто используется вместо силового выключателя небольшой или средней мощности. Основные элементы выключателя нагрузки – дугогасящие камеры, изготовленные из пластмассы и имеющие газогенерирующие вкладыши из оргстекла. При возникновении дуги оргстекло выделяет большое количество газов, которые образуют поток, гасящий дугу. Согласно ПУЭ выключатели нагрузки ВНП могут применяться для трансформаторов мощностью до 1 000 или 1 600 кВА, для электродвигателей 3–6 кВ и мощностью 600–1 500 кВт. Рекомендуется устанавливать выключатели нагрузки после предохранителей (ПК), т. к. в случае возникновения аварии на зажимах выключателя ПК отключит линию. Выбор выключателей нагрузки производится по следующим параметрам: 1. По номинальному напряжению………………………. Uном  U у . 2. По току продолжительного режима………………….. Iном  Iраб.max . 2 3. По термической стойкости……………………………. I терм.в t т  Вк . 4. По электродинамической стойкости…………………. i дин  i уд . Предохранители. Предохранители служат для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий, конденсаторов, электродвигателей и трансформаторов напряжения. Плавкие предохранители выполняют операцию автоматического отключения цепи при превышении тока определенного значения. При наступлении недопустимой перегрузки или аварии сгорает плавкая вставка предохранителя, и возникшая при этом дуга гаснет в дугогасительном устройстве. После срабатывания предохранителя необходимо сменить плавкую вставку или патрон, чтобы подготовить аппарат для дальнейшей работы. Различают токоограничивающие предохранители, в которых процесс отключения оканчивается раньше, чем ток достигнет максимального значения (применяются до 35 кВ), и выхлопные предохранители, в которых дуга гаснет при переходе тока через нуль (применяются до 110 кВ). На подстанции 6–10 кВ малой и средней мощности и на маломощных ответвлениях крупных подстанций применяются кварцевые предохранители типа ПК. Они имеют следующие важные свойства: значительный ток отключения, быстродействие при КЗ достигает 0,005 с. Они называются токоограничивающими, т. к. при больших значениях отключаемого тока предохранители (проволоки) плавятся и испаряются в доли полупериода, и ток резко падает, не достигнув своего ударного значения. При работе предохранителей во138 зникают перенапряжения, для ограничения которых во вставках применяют две проволоки, которые имеют разное сечение. Такие предохранители срабатывают незаметно, поэтому в них применяются указатели. Номинальные токи плавких вставок выбираются так, чтобы не возникло ложное срабатывание вследствие толчков тока при выключении трансформаторов на ХХ или электродвигателей. Предохранители серии ПКТ предназначены для защиты электрических цепей переменного тока, серии ПКН – для защиты трансформаторов напряжения на номинальное напряжение от 3 до 35 кВ. Предохранители серий ПКЭ предназначены для защиты силовых электрических цепей переменного тока и трансформаторов напряжения на номинальное напряжение 6 кВ в комплектных распределительных устройствах экскаваторов и передвижных автоэлектростанций. В условном обозначении предохранителя после обозначения серии первая цифра показывает номинальное напряжение, кВ, вторая и третья – пределы значения номинального тока патрона предохранителя, А, последняя цифра – номинальный ток отключения, кА. На открытых подстанциях 10–110 кВ применяются газогенерирующие – стреляющие предохранители типа ПСН. Конструкция ПСН основана на использовании дугогасительных свойств винипласта, который выделяет газы под воздействием высокой температуры дуги, образующейся при перегорании плавкой вставки. Поэтому при его срабатывании получается выхлоп газов, напоминающий выстрел, с последующим появлением снопа пламени. Для наружной установки выпускаются предохранители выхлопного типа ПВТ. В этом предохранителе при перегорании плавкой вставки контактный нож освобождается и, откидываясь под действием своей пружины, теряет гибкую связь. В результате этого на месте перегоревшей плавкой вставки возникает дуга. Под действием тока дуги стенки винипластовых трубок выделяют газ, повышающий давление в трубке и создающий продольно-поперечное дутье. Гибкая связь под действием пружины и выделяющихся газов выбрасывается из патрона. После отключения между ножом и концом трубки образуется воздушный промежуток, обеспечивающий надежную изоляцию в месте разрыва. Общими недостатками схем с предохранителями является недостаточная чувствительность к перегрузкам, большой разброс защитных характеристик, возможность возникновения неполнофазного режима, увеличение времени перерыва питания по сравнению с релейной защитой. Все это ограничивает применение предохранителей, и они применяются на менее ответственных установках. Выбор предохранителей производится по следующим параметрам: 1. По номинальному напряжению…………………………….. Uном  U у . 2. По току продолжительного режима предохранителя……… Iном  Iраб.max . 3. По отключающей способности……………………………… Iоткл.ном  Iпτ . При выборе предохранителей по отключающей способности за расчетный отключающий ток нужно принимать действующее значение начального периодического тока КЗ. Для ряда токоограничивающих предохранителей типа ПКТ и ПКТУ отключающая способность не ограничена. При включении нескольких предохранителей последовательно они должны проверяться на селективность (вначале сгорает предохранитель, ближайший к месту КЗ). Селективность работы предохранителей с защитами смежных элементов сети проверяется путем сопоставления защитной времятоковой характеристики предохранителя с защитными характеристиками отходящих и питающих линий. Характеристика защиты, расположенной ближе к источнику питания, должна быть выше характеристики защиты, расположенной ближе к потребителю. Времятоковая характеристика предохранителей должна идти выше времятоковой характеристики нагрузки при нормальном режиме. 139 Предохранители, установленные в цепях двигателей, должны проверяться по пусковому току двигателя (не должны перегорать при нормальном пуске). Предохранитель, расположенный в первичной цепи силового трансформатора, должен выдерживать 10-кратный номинальный первичный ток (10 I1ном) в течение 0,1 с. 140 Глава 5 РЕАКТОРЫ Реактор – это электромагнитное статическое устройство, у которого используется единственный рабочий параметр – его индуктивность. По назначению реакторы делятся на следующие группы. Токоограничивающие реакторы. Используются для ограничения тока КЗ, а также поддерживают достаточный уровень напряжения на шинах при повреждениях за реактором. Применение этих реакторов позволяет использовать менее дорогое оборудование электроустановки. Дугогасящие (заземляющие) реакторы. Используются для компенсации емкостных токов на землю. Шунтирующие реакторы. Предназначены для компенсации зарядной мощности линий, включаются между токоведущими элементами и землей. Фильтровые (сглаживающие) реакторы. Входят в состав резонансных LC-фильтров низких частот и служат для уменьшения содержания высших гармоник в кривой тока нагрузок и преобразователей. Коммутационные реакторы. Используются в цепях принудительной искусственной коммутации автономных инверторов или других преобразователей с конденсаторной коммутацией. 5.1. Токоограничивающие реакторы Уже на первых электростанциях типа ТЭЦ пришлось принимать меры по ограничению токов КЗ, чтобы облегчить режимы коммутации выключателей и обеспечить термическую стойкость кабелей распределительной сети. И в первую очередь эта задача решалась с помощью токоограничивающих реакторов. Хотя применение этих реакторов связано с дополнительными потерями напряжения и энергии, их экономическая эффективность очень высока. Сам по себе реактор – дешевый аппарат, но дает значительное снижение затрат на сооружение станций, подстанций и сетей. В настоящее время с ростом мощностей энергоустановок актуальность использования токоограничивающих реакторов только растет. По конструкции обмотки токоограничивающие реакторы делятся на одинарные и сдвоенные и имеют соответствующее графическое и буквенное обозначение в электрических схемах (рис. 5.1). б) а) LR LR Рис. 5.1. Условные обозначения токоограничивающих реакторов: а) одинарный, б) сдвоенный По месту включения в схему электроустановки токоограничивающие реакторы делятся на линейные и секционные. 5.1.1. Линейный одинарный реактор Линейный одинарный реактор представляет собой катушку индуктивности, включенную в цепь присоединения последовательно. В паспорте реактора указывается его 141 индуктивное сопротивление хР, активное сопротивление мало и в расчетах не тывается. Значение хР относительно небольшое, в основном в пределах (0,1–2) Ом. Для трехфазных сетей реактор выполняется в виде трех отдельных катушек (рис. 5.2). В электрических схемах токоограничивающий реактор выполняет две функции: 1) ограничивает ток короткого замыкания; 2) формирует на шинах подстанции остаточное напряжение при КЗ за реакто- Рис. 5.2. Три фазы токоограничивающего реактора ром. Поясним эти свойства на примере подстанции, электрическая схема которой приведена на рисунке 5.3. Подстанция подключена к энергосистеме с сопротивлением х С, и в одном присоединении последовательно включен реактор с сопротивлением х Р. Такие присоединения называют реактированными. При коротком замыкании на линии без реактора ток КЗ ЕС ограничивается только сопротивлением системы хС I К1 I К1 = хР IК 2 ЕС , хС (5.1) при этом в результате КЗ напряжение на сборных шинах становится равным нулю, и все потребители подстанции теряют питание. При КЗ на реактированном присоединении ситуация будет иной. Во-первых, уменьшается ток КЗ Рис. 5.3. К вопросу о функциях токоограничивающего реактора I К2 = ЕС , хС + хР (5.2) а во-вторых, за счет падения напряжения на реакторе на шинах подстанции остается напряжение, равное Uост = х Р IК2 . (5.3) Это напряжение называют остаточным напряжением Uост, и согласно действующим нормативам сопротивление реактора рекомендуется выбирать так, чтобы Uост ≥ 0,6Uном . Наличие Uост позволяет сохранить неповрежденные присоединения в рабочем состоянии, что значительно повышает надежность электроснабжения. Оценка эффективности реактора. Энергосистема, как правило, обслуживает большое количество потребителей, поэтому ее мощность значительно больше мощности отдельного присоединения. Это позволяет оценить соотношения сопротивлений системы и реактора. Сопротивления энергосистемы и реактора в именованных единицах равны х С = х С*  zС.ном = х С*  142 UС.ном 3IС.ном , (5.4) х Р = х Р*  z Р.ном = х Р*  U Р.ном 3  IР.ном , (5.5) где UС.ном, IС.ном, UР.ном, IР.ном – номинальные напряжения и токи, соответственно, системы и реактора. Так как номинальный ток системы во много раз больше тока присоединения (а значит и тока реактора), то из (5.4) и (5.5) следует, что в именованных единицах хР >> хС . Полученный результат позволяет утверждать, что в реактированных присоединениях ток КЗ определяется главным образом сопротивлением реактора. Кроме того, это означает, что при КЗ за реактором напряжение в основном будет приложено к реактору, т. е. остаточное напряжение на шинах Uост будет близко к номинальному. С другой стороны, сопротивление реактора выбирают так, чтобы в нормальном режиме на реакторе падало небольшое напряжение (δU ≤ 0,02Uном), а это, в свою очередь, означает, что сопротивление нагрузки присоединения значительно больше сопротивления реактора zнаг>>хР. Все эти выводы иллюстрируются на рисунке 5.4. хC Uш хP хC Iк Uш хP Iном zнагр Uном Iк х C Iк х P Uш U ост хр•IР  Рис. 5.4. Распределение напряжения при КЗ (а) и номинальном режиме (б) Uном  Uном δU 90 IР Из векторной диаграммы (рис. 5.4) также следует, что потеря напряжения на реакторе равна δU = х Р I Р sin υ , где υ – угол сдвига фаз между током и фазным напряжением за реактором. В нормальном режиме работы подстанции обычно соs υ ≈ (0,8-0,9), а это означает, что sin υ ≈ 0, чем обеспечивается небольшое падение напряжения в рабочем режиме. Но при КЗ цепь становится индуктивной, а sin υ ≈1, чем объясняется основное падение напряжения на реакторе. Очевидно, что с увеличением сопротивления реактора уменьшается ток КЗ и увеличивается Uост, что положительно влияет на работу энергосистемы, но с другой стороны увеличение хР приводит к увеличению потери напряжения в сети, которая может достиг143 нуть недопустимой величины. Возникает вопрос о границе эффективности применения линейных реакторов, которую обсудим ниже. С одной стороны, токоограничивающее действие реактора характеризуется отношением токов короткого замыкания Iк2 и Iк1. Согласно (5.1) и (5.2) хС Iк 2 1 = = Iк1 (х С + х Р ) (1+х Р х С ) . (5.6) Отсюда следует, что при малом значении х Р /х С токоограничивающий эффект значительный ( IК2 /IК1 уменьшается резко), но по мере увеличения сопротивления реактора этот эффект слабеет (рис. 5.5). С другой стороны, оценка величины остаточного напряжения показывает следующее U ост = x Р  I К2 = x Р ЕС , xР + хС или в относительных единицах U ост хР хС хР = = . EС хС + хР 1+ х Р х С Рис. 5.5. К вопросу об оценке токоограничивающего эффекта реактора Графики на рисунке 5.5 позволяют обосновать существующее требование к выбору рационального значения хР. Установка реактора считается целесообразной при условии х Р х С  4  5. 5.1.2. Сдвоенный реактор К реактору предъявляются противоречивые требования: с одной стороны, для обеспечения высоких токоограничивающих свойств сопротивление реактора должно быть как можно больше, а с другой стороны, в нормальном режиме его сопротивление должно быть предельно малым, чтобы иметь небольшие потери напряжения на реакторе. В сдвоенном реакторе это противоречие в значительной степени разрешено. Сдвоенный реактор представляет собой катушку индуктивности от средней точки, которой сделан отвод (рис. 5.6). В нормальном режиме ток нагрузки подается к точке 3 и разветвляется к точкам 1 и 2. Половины катушки 3-1 и 3-2 называются плечами реактора. В паспорте сдвоенного реактора указывается сопротивление плеча и обозначается хР. Особые свойства сдвоенного реактора определяются взаимодействием магнитных полей плеч реактора, что приводит к изменению его сопротивлений при изменении режима реактора. Режимы сдвоенного реактора. Различают три режима сдвоенного реактора – сквозной, продольный, одноцепный. Сквозной режим (рис. 5.6) – это нормальный, эксплуатационный режим реактора, при котором ток от средней точки распределяется по плечам реактора. Так как направление намотки на обоих плечах одинаковое, то при протекании токов плеч в противоположных направлениях создаются встречные магнитные поля, которые взаимно компенсируют 144 друг друга. В результате сопротивление плеча х пл по отношению к его паспортному значению хР резко уменьшается, и, соответственно, уменьшается падение напряжения на плече. Определим падение напряжения, например, на плече 1, приняв r1 = 0. В плече индуктируется ЭДС самоиндукции и ЭДС взаимоиндукции от соседнего плеча ω LР I1  I1 3 I3 I2  ω M  (- I2 ) , поэтому 1 падение напряжение на плече будет равно Δ U1 = ω LР  I1 - ω M  I2 . Знак «–» обусловлен противоположным направлением токов I1 и I 2 . Рассмотрим случай равной нагрузки плеч I1 = I2 2 Рис. 5.6. Сквозной режим реактора Δ U1 = ω ( LР - M ) I1 = ω LР (1 - M LР ) I1 = х Р (1 - kсв ) I1 , где k св = М LР – коэффициент связи, х пл = х Р (1 - k св ) – индуктивное сопротивление плеча. Выводы. 1. В сквозном режиме сопротивление плеча уменьшается в (1 – kсв) раз относительно паспортного значения, в таком же соотношении уменьшается и падение напряжения на реакторе: х пл = х Р (1 - k св ) , ΔU = х Р (1- k св) I пл sin  . 2. В сквозном режиме магнитные поля плеч направлены встречно, поэтому между плечами возникает сила отталкивания. С увеличением kсв возрастают электродинамические силы, которые стремятся одно плечо оторвать от другого. Бетонный корпус реактора плохо работает на растяжение, что снижает его электродинамическую стойкость. Поэтому реакторы изготавливаются с kсв ≤ 0,6. Наибольшее распространение получили реакторы 0,4 ≤ kсв ≤ 0,5. При таких значениях коэффициента связи потеря напряжения в номинальном режиме уменьшается на (40–60)%. Продольный режим (рис. 5.7) возникает при коротком замыкании в одном из плеч реактора, при этом второе плечо подпитывает точку КЗ. I U 1 U 2 U 2 1 Рис. 5.7. Схема реактора в продольном режиме 145 В продольном режиме токи в ветвях имеют одно направление, и поэтому падение напряжения на реакторе будет равно ΔU = ΔU1 + ΔU2 = 2  ΔU1 = 2  ω (LР + M) I = 2  ω LР (1+ k св ) . Здесь знак «+» объясняется тем, что магнитные поля плеч направлены одинаково. Сопротивления плеч увеличены по сравнению с паспортным значением х пл.1 = х пл.2 = х Р 1+k св  , а суммарное сопротивление плеч в режиме КЗ возрастает значительно и равно х = хпл.1 + х пл.2 = 2  х Р (1+ kсв ) . Вывод. Резкое увеличение сопротивления реактора для продольного тока КЗ облегчает режим КЗ, а согласное направление магнитных полей плеч создает силу притяжения, что неопасно для конструкции реактора, так как бетон хорошо выдерживает сжимающие усилия. Одноцепный режим (рис. 5.8) возникает при отключении нагрузки от одного из плеч, но при этом на разомкнутом плече возможно появление повышенного напряжения. Оценим этот эффект. Ток плеча I1 своим магнитным полем индуктирует ЭДС в плече 2 Е 2 = ω М  I1 = ω LР М  I1 = х Р k св  I1 . LР Из рисунка 5.8 видно, что напряжение на разомкнутом плече определяется суммой напряжения сети U3 и электродвижущей силой Е2 , и будет равно U2 = U3 + Е2 = U3 + х Р k св I1 или в относительных единицах I1 U2* = 1 + Е2* = 1+ х Р k св I1* U3 3 В рабочем режиме повышение U2 неопасно, но проблемы возникают при КЗ в рабочем плече. Ниже приведен пример, показывающий, что напряжение на разомкнутом плече реактора может на 40–60% превысить напряжение сети, что уже Е2 2 1 опасно для изоляции оборудования. Рис. 5.8. Схема реактора в одноцепном режиме При коротком замыкании на плече 1 напряжение у среднего зажима равно U3,к = х Р Iк , а на разомкнутом плече U2,к = U3,к + х Р k св Iк = х Р Iк + х Р k св Iк = х Р (1+ k св )Iк . или в относительных единицах U 2,к* = U 2,к Uф.ном = 3х Р (1+ k св )Iк Uном Например, при хР = 0,4 Ом, сопротивлении системы хС=0,05 Ом, kсв=0,5 и Uном =10 кВ при трѐхфазном КЗ получим: Iк = 1,05  Uном = 3(х Р + х С ) 1,05 10 = 13,5кА 3(0,4 + 0,05) , 146 что приводит к повышению напряжения на вводе реактора на 40% 3  0,4(1+ 0,5)  13,5 = 1,4 . 10 U 2,к* = Поэтому, во избежание чрезмерного повышения напряжения на разомкнутых вводах сдвоенных реакторов ограничивают kсв ≤ 0,6. Схема замещения сдвоенного реактора представлена на рисунке 5.9 и справедлива для всех режимов его работы. x P k св I1 +I 2 I1 I2 x P (1+k св ) x P (1+k св ) Рис. 5.9. Схема замещения сдвоенного реактора Сдвоенные реакторы применяют в цепях отходящих кабельных линий и понижающих трансформаторов. При подключении кабельных линий каждый сдвоенный реактор обеспечивает питания двух линий, что в 2 раза уменьшает число реакторов по сравнению с обычными реакторами и этим уменьшает стоимость распределительных устройств. Еще большую экономию дает применение групповых сдвоенных реакторов. В ряде случаев сдвоенные реакторы устанавливаются в цепях трансформаторов понижающих подстанций с одним или двумя трансформаторами. 5.1.3. Понятие о сопротивлении реактора Трехфазный реактор состоит из трех расположенных рядом индуктивных катушек, поэтому в каждой фазе трехфазного реактора индуктируется несколько ЭДС: самоиндукции от тока своей фазы и взаимоиндукции от токов двух соседних фаз. Активные сопротивления r и собственные индуктивности L одинаковы во всех трех фазах, но взаимные индуктивности MAB, MBC и MCA неодинаковы вследствие несимметричного расположения фаз относительно друг друга. Определим падение напряжения на примере одной фазы реактора  = (r + jωL) I + jωM I + jωM I ΔU A A AB B AC C . Если принять, что r = 0 и MAB = MCA = М, то получим  = jω (L - M) I ; ΔU A A  = jω (L - M) I ; ΔU B B  =jω (L - M) I . ΔU C C (5.7) Разность L – М = L' является эквивалентной индуктивностью фазы, по которой заводы-изготовители указывают номинальное сопротивление реактора 147 х Р = ωL, Ом . Такое определение сопротивления реактора означает, что паспортное значение сопротивления реактора гарантировано только при соответствующем взаимном расположении фаз, определенных заводом изготовителем. О монтаже реакторов. При установке реакторов в помещениях необходимо обеспечить защиту окружающих ферромагнитных конструкций (колонны, балки, арматура железобетонных стен и перекрытий) от чрезмерного нагревания индуктированными токами. С этой целью заводы-изготовители указывают минимальные расстояния от соответствующих конструкций и междуфазные расстояния (рис. 5.10). Несоблюдение монтажных размеров приводит к отклонению от паспортного значения сопротивления. Относительное сопротивление реактора. Согласно общепринятому определению относительное сопротивление реактора равно х *Р = хР zф.ном , где zном=Uф.ном/Iф.ном – номинальное фазное сопротивление сети, где используется реактор х*Р = А при установке в сети 6 кВ х*Р  3IР.ном х Р U ном . Отсюда следует, что относительное сопротивление реактора для сетей с разным напряжением будет разным. Так, например, реактор с параметрами Uном=10кВ, Iном=1000 А, хР =0,56 Ом, установленный в сети 10 кВ, имеет относительное индуктивное сопротивление Рис. 5.10. Способы установки трехфазных реакторов х*Р  IР.ном х Р = Uф.ном 3 1000  0,56  0,097. 10000 3 1000  0,56  0,165. 6000 Потеря напряжения на реакторе при токе I равна ΔU = х Р I  sinυ (5.8) или в долях от номинального фазного напряжения сети, где установлен реактор, ΔU* = хРI 3 I sinυ = х*Р sinυ U ном Iном (5.9) Секционные реакторы. Эти реакторы включаются между секциями сборных шин (рис. 5.11). При эксплуатации секционированных схем стараются сбалансировать поступление и отбор мощности по секциям, поэтому в нормальном режиме перетоки мощности между секциями невелики, что позволяет выбирать сопротивление секционных реакторов достаточно большим. Если секционный реактор установлен на источнике, то на время ре148 монта источника, например, генератора, реактор шунтируется выключателем или разъединителем для уменьшения потерь, т. к. в это время вся мощность на секцию поступает с соседних секций. 5.1.4. Классификация и конструкции токоограничивающих реакторов G 1 G 2 3 G 3 Реакторы имеют различное устройство и конструктивное исполнение и классифицируются по следующим признакам: Рис. 5.11. Схема включения секци• по месту включения в схему – секционные, лионного реактора: нейные, заземляющие; 1 секционный выключатель, • по своей электрической схеме – одинарные, 2 шунтирующий выключатель, сдвоенные; 3 - реактор • по конструкции магнитной системы – без магнитопровода, с магнитопроводом; • по конструкции магнитопровода – со стержневой, броневой, бронестержневой, тороидальной, цилиндрической и навитой магнитной системой; • по уровню регулирования – нерегулируемые, регулируемые, насыщающиеся; • по системе охлаждения – с масляной или сухой изоляцией. В настоящее время для ограничения токов КЗ в установках 6–10 кВ, реже 35кВ используют нерегулируемые реакторы с линейной характеристикой – это индуктивные катушки без стального сердечника. Основными параметрами токоограничивающих реакторов являются: – конструкция: Р – реактор; Б – бетонный; С – сдвоенный; – способ установки: В – вертикальный; Ст – ступенчатый; Г – или отсутствие буквы – горизонтальный; – Uном – номинальное напряжение, кВ; – Iном – номинальный ток, кА; – хР – номинальное индуктивное сопротивление, Ом – Iт – ток термической стойкости, кА; – iдин – ток динамической стойкости, кА; – ΔР – потери на фазу, кВт; – kсв – коэффициент связи (для сдвоенных реакторов). Бетонные реакторы. Наибольшее распространение получили бетонные реакторы типа РБ. Витки обмотки изолированы друг от друга и скрепляются между собой бетонными вертикальными колонками, которые образуются путем заливки бетона в специальные формы для предотвращения смещения витков под действием собственной массы и электродинамических усилий при КЗ. Номинальный ток бетонных реакторов Iном = 150– 4000 А, напряжение Uном – до 35 кВ включительно. При коротких замыканиях обмотки и детали испытывают значительные механические напряжения, обусловленные электродинамическими усилиями, поэтому при их изготовлении используется бетон с высокой прочностью. Все металлические детали реактора изготавливаются из немагнитных материалов. При больших токах применяют искусственное охлаждение. Бетонные реакторы выполняются как естественно-воздушного, так и воздушно-принудительного охлаждения («дутьѐ» – в маркировке добавляется буква «Д»). Фазные катушки реактора располагают так, чтобы поля катушек были направлены встречно, это необходимо для преодоления продольных динамических усилий при КЗ. В 149 качестве обмоточного материала используется многожильный медный или алюминиевый кабель большого сечения. Масляные реакторы. Применяются в сетях с напряжением выше 35 кВ. Масляный реактор состоит из обмоток медных проводников, изолированных кабельной бумагой, которые укладываются на изоляционные цилиндры и заливаются маслом или иным электротехническим диэлектриком. Жидкость служит одновременно изолирующей и охлаждающей средой. Для снижения нагрева стенок бака от переменного поля катушек реактора применяют электромагнитные экраны и магнитные шунты. Электромагнитный экран представляет собой расположенные концентрично относительно обмотки реактора короткозамкнутые медные или алюминиевые витки вокруг стенок бака. Экранирование происходит за счет того, что в этих витках индуцируется электромагнитное поле, направленное встречно и компенсирующее основное поле. Магнитный шунт – это пакеты листовой стали, расположенные внутри бака около стенок, которые создают искусственный магнитопровод с магнитным сопротивлением, меньшим, чем у стенок бака, что заставляет основной магнитный поток реактора замыкаться по нему, а не через стенки бака. Масляные реакторы выполняются с Iном = 200–1000 А; Uном = 35 кВ с размещением всех фаз реактора в одном баке. При Uном > 35 кВ каждая фаза размещается в отдельном баке. Сухие реакторы. Сухие реакторы относятся к новому направлению в конструировании токоограничивающих реакторов и применяются в сетях с номинальным напряжением до 220 кВ. В одном из вариантов конструкции обмотки сухого реактора выполнены из кабеля с кремнеорганической изоляцией намотанного на диэлектрический каркас. Кремнеорганическая изоляция обеспечивает высокую термостойкость, устойчивость к электродинамическим нагрузкам, эластичность, герметичность, неизменность диэлектрических и механических свойств при длительной эксплуатации. Броневые реакторы. Несмотря на тенденцию изготавливать токоограничивающие реакторы без ферромагнитного магнитопровода (вследствие опасности насыщения магнитной системы при КЗ), в России тем не менее выпускаются реакторы с сердечниками броневой конструкции из электротехнической стали. Преимуществом данного типа токоограничивающих реакторов являются меньшие массо-габаритные показатели и стоимость (за счет уменьшения в конструкции доли цветных металлов). Недостаток: возможность потери токоограничивающих свойств при ударных токах, значительно превышающих номинальный для данного реактора. 5.1.5. Электродинамическая и термическая стойкость реакторов При коротких замыканиях токи в обмотках реактора могут увеличиваться в 10–20 раз по сравнению с номинальным током. При этом возникают значительные электродинамические силы от взаимодействия проводников в пределах каждой катушки, а также от взаимодействия катушек между собой. Силы взаимодействия катушек трехфазного реактора зависят от их взаимного положения и направления токов. 1. Если катушки трехфазного реактора намотаны одинаково и оси их совпадают, то при двухфазном и трехфазном КЗ сила, приложенная к верхней фазе, направлена вверх. При этом изоляторы работают на растяжение, что нежелательно. Поэтому в трехфазных реакторах с вертикальным расположением фаз изменяют направление намотки средней фазы с тем, чтобы изменить направление силы, приложенной к верхней фазе, на обратное. 2. Если оси катушек параллельны, например, при горизонтальном расположении фаз, силы взаимодействия катушек значительно меньше, чем при вертикальном расположении. 150 Направление намотки катушек не влияет на электродинамическую стойкость трехфазного комплекта, т. к. силы взаимодействия направлены всегда перпендикулярно осям катушек. 3. В сдвоенных реакторах особенно велики силы взаимодействия между катушками в пределах каждой фазы, т. к. они тесно примыкают друг к другу. При противоположно направленных токах электродинамические силы стремятся оттолкнуть катушки друг от друга. Поэтому сквозной режим при КЗ чрезвычайно опасен и должен быть исключен во избежание повреждения реактора. С этой целью линии, присоединенные к плечам сдвоенного реактора, не должны быть включены параллельно на приемном конце. Если токи в катушках направлены согласно (продольный режим), электродинамические силы стремятся сблизить их между собой. Такой режим не опасен, поскольку каркас работает на сжатие. Электродинамическая стойкость реакторов характеризуется номинальным током электродинамической стойкости (мгновенное значение полного тока) Iдин, max, соответствующим максимальному допускаемому ударному току КЗ. При этом указывается тип реактора и расположение фаз. При горизонтальной установке приводятся также минимальные расстояния между осями катушек. Термическая стойкость реакторов характеризуется номинальным током термической стойкости Iтер (это действующее значение синусоидального тока с постоянной амплитудой) и номинальной продолжительностью его действия tтер. При проверке реактора на электродинамическую и термическую стойкость должны соблюдаться условия I дин, max ≥ I уд, max , I2тер t тер  ВК , где ВК – расчетный тепловой импульс при коротком замыкании за реактором. Реактор, стойкий динамически, обычно обладает и достаточной термической стойкостью. 5.1.6. Типовые схемы включения реакторов Наиболее распространенные схемы включения линейных и секционных реакторов приведены на рисунке 5.12. Характерными чертами этих схем являются:  «глухое» подключение реактора к шинам, т. е. только через разъединитель;  выключатели устанавливают после реактора, что позволяет использовать более дешевые выключатели с меньшими токами отключения. 151 А Б В Г Д Е Ж И З Рис. 5.12. Типовые схемы включения линейных и секционных реакторов 5.1.7. Выбор токоограничивающих реакторов Первоначально реактор выбирается по номинальному напряжению Uном.р  U уcт , остальные пункты выбора определяются местом включения реактора в схеме электроустановки – это либо линейные, либо секционные реакторы. Выбор линейных реакторов. В качестве линейного реактора используются как одинарные, так и сдвоенные реакторы. 1. Определяется номинальный ток реактора по току утяжеленного режима цепи 152 Iном.р  I утяж . Для одинарного реактора утяжеленный режим возникает при отключении резервной цепи питания потребителей. Для сдвоенного реактора утяжеленный режим определяется для одного плеча из условия, что часть присоединенных к плечу реактора линий работают в утяжеленном режиме. 2. Определяется сопротивление линейного реактора, исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня. Например, известно, что без реактора начальный периодический ток короткого замыкания в линии равен Iп.0 и он превышает допустимое значение тока Iдоп для оборудования, установленного на этой линии Iп.0 ≥ Iдоп. Требуется уменьшить ток Iп.0 до величины, удовлетворяющей условиям эксплуатации установленного оборудования Iп.0.треб ≤ Iдоп. Для этого определяем необходимое сопротивление реактора: – результирующее сопротивление цепи КЗ замыкания до установки реактора xК = U ср 3  Iп.0 . – требуемое сопротивление цепи короткого замыкания для обеспечения Iп.0.треб x Ктреб = U ср 3  Iп.0.треб . Отсюда требуемое сопротивление реактора равно x ртреб = x Ктреб - x К . По каталогам выбирается реактор с ближайшим большим индуктивным сопротивлением х Р  x Р , после чего определяется фактическое значение результирующего сопротивления цепи КЗ с учетом реактора: треб x рез = x К + x Р . Примечание. В большинстве случаев при выборе реактора проблемным оборудованием являются либо отключающие аппараты (выключатели, предохранители), либо кабельные линии. 1) Если за реактором устанавливается выключатель с номинальным током отключения Iотк.ном, то исходным условием является Iдоп =Iотк.ном. 2) Если за реактором подключен кабель, то обычно допустимый ток КЗ в питающей сети равен току термической стойкости головного участка кабеля Iтер,каб, поэтому исходным условием является Iдоп =Iтер,каб. Ток термической стойкости кабеля определяется выражением, А: с S I тер.каб = , t отк +Т а где tотк – время отключения КЗ, равное сумме времени действия защиты и времени отключения выключателя, с; Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с (при КЗ за кабелем может быть принята 0,01 с, при КЗ за реактором – 0,1 с); S – поперечное сечение жилы кабеля, мм2; 153 с – функция от Uном, типа и материала жил кабеля. После выбора сопротивления реактор проверяется: 1) на электродинамическую стойкость по условию iдин ≥ iуд, где iуд  ударный ток при трехфазном кротком замыкании за реактором; iдин – ток электродинамической стройности реактора (по каталогу); 2) на термическую стойкость по условию BК  I2тер  t тер , где Iтер – ток термической стойкости и tтер – время термической стойкости (по каталогу), BК – расчетный тепловой импульс при КЗ за реактором; 3) на потерю напряжения в рабочем режиме: для одиночного реактора ΔU Р% = x Р 3  Iраб U ном sinυ 100 ; для сдвоенного реактора ΔU Р% = x Р 1-k св   3  Imax  sinυ 100 , U ном где kсв = М/L – коэффициент связи, определяется по каталогу на реактор. Допускается потеря напряжения в реакторе Uдоп ≤ (1,5  2)%. Если Uр превосходят Uдоп, то проверяется возможность установки реакторов с меньшим сопротивлением. Если необходимо, определяется уровень остаточного напряжения на шинах при коротком замыкании за реактором U ост % = x Р 3  Iп.0.рез U ном 100 . По условиям самозапуска двигателей Uост должно быть не менее 65–70%. Расстояние между реакторами и стенами, полом и потолком ячейки выбираются по рекомендациям каталогов. Точно так же выбираются расстояния между осями реакторов при горизонтальной и ступенчатой установке. Выбор секционных реакторов электростанций. На ТЭЦ с поперечными связями выбор секционных реакторов предшествует выбору линейных реакторов, и расчет ведется в следующей последовательности: 1. После компоновки главной электрической схемы ТЭЦ в схеме ГРУ определяют схему включения секционных реакторов: прямолинейную (разомкнутую) при числе секций до трех и кольцевую при числе секций более трех. 2. Анализируются возможные перетоки мощности между секциями в нормальном режиме и при отключении питающих присоединений – генераторов, трансформаторов связи, и по результату анализа выбираются номинальные токи секционных реакторов. Индуктивное сопротивление секционного реактора предварительно принимают в пределах xР= 8  12%. 3. Производят расчет токов КЗ на шинах ГРУ при наличии секционных реакторов и без них. Эти токи являются расчетными при выборе выключателей в присоединениях трансформаторов собственных нужд, которые и принимают, как самые тяжелые. 4. Обосновывают необходимость ограничения тока КЗ в ГРУ ТЭЦ. Если ток КЗ Iп,0 без секционных реакторов оказывается выше максимального значения тока электродина- 154 мической стойкости iдин выключателей, выпускаемых на данное напряжение, то установка секционных реакторов технически необходима. 5.2. Дугогасящие реакторы (ДГР) В компенсированных сетях нейтрали генераторов или нейтрали двух-трех трансформаторов заземляют через дугогасящие реакторы. Если индуктивное сопротивление такого реактора будет равно емкостному сопротивлению сети ωL = 1/(3ωС), то емкостный ток сети IС в месте замыкания компенсируется индуктивным током IL дугогасящих реакторов, что способствует погасанию дуги. Это позволяет замедлить процесс разрушения изоляции и тем самым отдалить переход однофазного замыкания в междуфазное короткое замыкание. 5.2.1. Конструкции дугогасящих реакторов Для создания достаточной индуктивности в ДГР используется ферромагнитный магнитопровод, и в этом отношении конструкции реакторов близки к конструкциям масляных трансформаторов: в бак, заполненный трансформаторным маслом, помещается магнитная система с обмоткой. Основные конструктивные отличия дугогасящих реакторов различных типов определяются выполнением магнитной системы, которая должна обеспечить достаточно высокую линейность ВАХ и обладать средствами регулирования индуктивности. Дугогасящие реакторы выпускаются нерегулируемого и регулируемого исполнения, а регулируемые реакторы подразделяются на ступенчато-регулируемые и плавнорегулируемые. Ступенчато-регулируемые ДГР. К этому типу относится реактор с распределенным воздушным зазором (рис. 5.13). Распределенный воздушный зазор 1 обеспечивает линейность вольт-амперной характеристики реактора при изменении напряжения от нуля до фазного значения (рис. 5.13 б). Обмотка 2 имеет ответвления 3 для ступенчатого регулирования индуктивности. Рис. 5.13. Дугогасящий реактор с магнитопроводом с распределенным воздушным зазором 155 Указанную конструкцию магнитопровода имеют реакторы типа ЗРОМ (3 – заземляющий, Р – реактор, О – однофазный, М – масляный). Недостаток этих реакторов в том, что для изменения индуктивности приходится отключать реактор от сети и вручную переключать ответвления. Плавно-регулируемые ДГР представлены плунжерными реакторами и реакторами с подмагничиванием сердечника. К реакторам с плавным регулированием индуктивности предъявляются достаточно жесткие требования:  линейность ВАХ (отклонение не более 2%);  низкое содержание высших гармоник в токе реактора (не более 2%);  добротность аппарата Q ≥50;  возможность дистанционного управления без отключения от сети. ДГР плунжерного типа представлен на рисунке 5.14а. Магнитная система 1 имеет перемещающиеся стержни 2 типа плунжеров, с помощью которых можно плавно регулировать воздушный зазор 3 внутри обмотки 4. Перемещение стержней осуществляется с помощью электродвигательного привода с дистанционным управлением, чем обеспечивается плавное регулирование сопротивления без отключения реактора от сети. Это означает, что всякое изменение рабочего состояния сети, вызывающее изменение емкостного сопротивления, будет вызывать соответствующее изменение индуктивного сопротивления реактора, необходимое для сохранения резонансной настройки. Однако изменение воздушного зазора требует некоторого времени, и поэтому реакторы с плунжерным магнитопроводом не обеспечивают достаточное быстродействие. а) б) Рис. 5.14. Плавно-регулируемые дугогасящие реакторы: а) плунжерного типа, б) с продольным подмагничиванием ДГР с подмагничиванием магнитопровода. Попытки избавиться от основного недостатка плунжерных реакторов – наличия механического привода – привели к появлению разнообразных ДГР с подмагничиванием продольного, поперечного и смешанного возбуждения. Однако большая потребляемая мощность, малый диапазон регулирования индуктивного тока компенсации, наличие высших гармонических в токе рабочей обмотки сделали этот тип ДГР неконкурентоспособным на рынке электрооборудования. В качестве примера на рисунке 5.14 приведена схема магнитопровода с продольным подмагничиванием. Магнитопровод 1 выполнен трехстержневым с воздушным зазором 2. На среднем стержне расположена основная компенсирующая обмотка 3. Обмотки подмагничивания 4 расположены на крайних стержнях. Подмагничивание осуществляется выпрямленным током, значение которого изменяется с помощью автоматического регулятора. Чтобы исключить обратное влияние магнитного потока переменного тока основной обмотки на контур подмагничивания, секции обмотки подмагничивания включены 156 встречно. Реакторы с подмагничиванием обеспечивают быстродействие настройки в течение 1–2 секунд. Вывод. В настоящее время наиболее перспективным типом дугогасящих аппаратов в сетях 6–35 кВ являются плунжерные реакторы. 5.2.2. Схемы включения ДГР Принципиально ДГР могут быть установлены в каждой фазе сети так, что катушка, подключенная к конкретной фазе, компенсирует емкостный ток замыкания на землю этой фазы. Но такая пофазная компенсация емкостных токов в практике не используется, а распространение получило решение с установкой ДГР в нейтраль сети. Если для присоединения дугогасящего реактора используется трансформатор, то необходимо обеспечить минимальное влияние параметров трансформатора на параметры реактора. Но поскольку реактор стоит в контуре нулевой последовательности сети, то для уменьшения влияния трансформатора его сопротивление нулевой последовательности должно быть минимальным. Это обеспечивается, если одна из обмоток трансформатора соединена в «треугольник». В этом случае сопротивление нулевой последовательности трансформатора можно не учитывать при настройке реактора. На рисунке 5.15 приведен пример использования силового трансформатора для подключения ДГР непосредственно к нейтрали. При наличии вторичной обмотки, соединенной в треугольник, мощность реактора может составлять 7–10% номинальной мощности трансформатора. Нейтралеобразующие устройства. На практике не все сети имеют явно выраженную нейтраль, поэтому для присоединения ДГР приходится создавать искусственную нейРис. 5.15. Схема подклютраль, а устройства, которые используются для этого, назычения ДГР к нейтрали севаются нейтралеобразующими. ти 35 кВ и 6–10 кВ В качестве нейтралеобразующего устройства могут при с помощью трансформатора TN меняться любые трехфазные трансформаторы соответствующей мощности. Первичная обмотка трансформатора соединяется в звезду с выведенной нейтралью и к ней присоединяется ДГР, а вторичная обмотка соединяется в замкнутый треугольник, чтобы обеспечить предельно малое сопротивление трансформатора токам нулевой последовательности. На схемах такие трансформаторы обозначаются TN. Все-таки следует отметить, что самым эффективным методом уменьшения сопротивления нулевой последовательности TN является соединение первичной обмотки трансформатора в «зигзаг». Хотя при соединении в «зигзаг» суммарное количество витков, приходящихся на одну фазу, Рис. 5.16. Схема подключения ДГР через увеличивается в 1,15 раза по сравнению со схемой «звезда», нейтралеобразующий однако при «зигзаге» отпадает необходимость во вторичной трансформатор обмотке, соединяемой в замкнутый треугольник (рис. 5.16). со схемой «зигзаг» 157 5.2.3. Выбор дугогасящих реакторов 1. Определяется максимальный емкостный ток замыкания на землю I3 без учета емкостной асимметрии. Приближенно это можно сделать по формуле IЗ = UL , a (5.10) где U – линейное напряжение, кВ; L – суммарная длина линии, км; а – коэффициент, определяемый типом линии (а = 350 для воздушных линий, а = 10 для кабельных линий), кВ·км/А. 2. Определяется суммарная мощность реакторов из условия полной компенсации емкостного тока замыкания на землю QР = IЗ·Uф. (5.11) Примечание. Мощность ДГР должна быть не меньше суммарной реактивной мощности фазных емкостей СА, СВ, СС сети. Как правило, мощность ДГР выбирается с учетом перспективного развития сетей и возможности компенсации емкостных токов одним реактором при объединении секций шин (СШ) и выводе в ремонт реактора другой СШ. 3. Определяется число реакторов. Исходя из соображений гибкости и надежности компенсации емкостного тока, рекомендуется устанавливать не менее двух реакторов. 4. Выбирается место включения реакторов. Рекомендуется устанавливать их на узловых подстанциях сети. В этом случае вероятность сохранения в работе реактора при аварийных отключениях в сети максимальна. 5. Выбираются трансформаторы, в нейтрали которых будут подключены реакторы. На электростанциях дугогасящие реакторы подключают в нейтрали генераторов или в нейтрали обмоток генераторного напряжения трансформаторов собственных нужд (с.н.). На подстанциях реакторы присоединяют к нейтралям трансформаторов с.н. или к нейтралям трансформаторов, специально предназначенных для этой цели. Номинальная мощность трансформатора должна быть: а) не менее расчетной мощности реактора, если трансформатор предусмотрен для его присоединения; б) не менее 2-кратной расчетной мощности реактора, если трансформатор несет нагрузку, например, нагрузку с.н. станции или подстанции. Не рекомендуется использовать для подключения дугогасящих реакторов трансформаторы с обмотками, соединенными по схеме «звезда–звезда». Сопротивление нулевой последовательности таких трансформаторов велико, что затрудняет настройку реактора. Если по ряду обстоятельств все-таки приходится использовать трансформатор с обмотками, соединенными по схеме «звезда–звезда», то его мощность должна превышать расчетную мощность реактора не менее чем в 4–5 раз. Примечание. При проектировании системы компенсации емкостных токов следует иметь в виду, что TN влияет на величину результирующего индуктивного сопротивления, потому истинное значение тока реактора следует определять по формуле IДГР = IL XL , X L + X TN 3 (5.12) где IL – максимальное паспортное значение тока реактора; XL – минимальное значение индуктивного сопротивления ДГР в заданном диапазоне регулирования; XTN – сопротивление TN токам нулевой последовательности. Последнее рассчитывается по формуле: 158 2 U K  U ном Х TN = , 100  Sном (5.13) где UK – напряжение КЗ трансформатора в %, Uном и Sном – номинальные напряжение и мощность трансформатора. 5.3. Шунтирующие реакторы Шунтирующие реакторы применяются для регулирования реактивной мощности и напряжения, рассчитаны на напряжения 35–750 кВ. Они присоединяются к линии так, чтобы включаться на шины подстанции. Реактор потребляет реактивную мощность, которая в зоне линейности его вольт-амперной характеристики зависит от квадрата напряжения U2 Qp = , хР (5.14) где хР – индуктивное сопротивление реактора. Используются как нерегулируемые, так и регулируемые шунтирующие реакторы. Нерегулируемый реактор характеризуется двумя состояниями: «включено» – «отключено». При допустимых отклонениях напряжения на шинах ВН подстанций, к которым подключаются шунтирующие реакторы, потребляемая реактивная мощность QР изменяется в пределах (0,8–1,1)·QР.ном. Регулируемые или управляемые реакторы изменяют потребляемую реактивную мощность по сигналам управления, что более эффективно для регулирования напряжения и реактивной мощности. Управление реактором осуществляется изменением его параметров с помощью подмагничивания. Управляемые реакторы позволяют:  нормализовать уровни напряжений и ограничить колебания напряжения в электрической сети до 1–2%,  на 15–20% снизить потери при транспортировке и распределении электроэнергии потребителям;  в десятки раз уменьшить интенсивность эксплуатации коммутационного оборудования в схемах регулирования напряжения. В реакторах, управляемых подмагничиванием, регулирование индуктивности достигается изменением степени насыщения магнитной системы, что обеспечивает плавное регулирование величины потребляемой мощности реактора практически от нуля и до номинального значения. Допускается длительная перегрузка на 20% и кратковременная на 40%. Анализ технических характеристик и функциональных возможностей этих реакторов показывает, что управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы обеспечивают стабилизацию напряжения и управление мощностью в протяженных линиях электропередач и распределительных сетях. Применение управляемых реакторов особенно целесообразно в электрической сети с переменным графиком нагрузки взамен нерегулируемых или ступенчато-регулируемых реакторов. Реакторы с подмагничиванием используются также в фильтрах высших гармоник. На сегодняшний день освоено производство этих устройств в диапазоне от 190 кВ∙А до 180 МВ∙А на напряжения 6–500 кВ. 159 ТТ ТН  1 Рис. 5.17. Шунтирующий регулируемый реактор Xc Uc 3 2 Рис. 5.18. Структурная схема и состав управляемого реактора: 1 – фазы реактора; 2 – согласующий трансформатор со встроенным преобразователем и устройством коррекции формы тока; 3 – система управления, регулирования, защиты и автоматики 5.3.1. Основные характеристики УШР  Диапазон регулирования реактивной мощности – 100%.  Мощность управления – 1–3% номинальной мощности УШР.  Гарантированная скорость набора полной мощности – 0,15–3 с.  Время набора полной мощности – не более 0,02 с.  Удельная полная масса – 1,5–3 кг/кВАр.  Удельные потери: ХХ – 0,5–1,0 Вт/кВАр; номинальные – 4–8 Вт/кВАр.  Допустимая перегрузка по мощности – 130% (не более 30 мин).  Допустимая перегрузка по току – 120% (не более 30 мин).  Полностью автоматический режим эксплуатации.  Уровень надежности, условия эксплуатации и текущего обслуживания соответствуют обычным шунтирующим реакторам. Преимущества УШР перед аналогичными устройствами  Регулировочный диапазон составляет 100% номинальной мощности УШР.  Плавное регулирование с неограниченным ресурсом возможных изменений.  Отсутствие устройств РПН.  Возможность нормированной перегрузки УШР до 130% и кратковременной перегрузки до 200%.  Регулирование напряжения и реактивной мощности непосредственно в точке подключения.  Использование маломощных вентильных устройств с меньшими потерями и отсутствием необходимости в водяном охлаждении.  Традиционные требования к квалификации обслуживающего персонала на подстанции.  Более низкий уровень потерь: в 1,5–3 раза.  Наружная установка.  Существенно более низкая стоимость. 160 Глава 6 КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ Электроэнергетические системы осуществляют выработку электроэнергии, ее прием, распределение и передачу потребителю. Функции приема и распределения энергии выполняют специальные электротехнические сооружения, которые называются распределительными устройствами (РУ). Эти устройства являются одним из основных элементов главных электрических схем станций и подстанций и во многом определяют уровень технического совершенства этих объектов. РУ выполняется на одно напряжение и поэтому на станции или подстанции может быть несколько распределительных устройств в зависимости от числа используемых уровней напряжения. 6.1. Классификация распределительных устройств Совокупность электрических аппаратов, позволяющая распределять электрическую энергию и обеспечивать защиту от аварийных режимов, называется распределительным устройством (РУ). Различают сборные РУ и комплектные РУ (КРУ). В первом случае для РУ строится специальное здание, и все элементы РУ монтируются на стенах или перегородках здания. Это требует больших затрат, квалифицированного труда и времени. Во втором случае все ячейки КРУ изготавливаются на заводе и собираются в готовое РУ. Монтаж на месте установки сводится к подключению сборных шин, отходящих кабелей и присоединению к источникам питания приводов выключателей и релейной защиты. Все это требует малых затрат времени. Если КРУ предназначается для наружной установки (на открытом воздухе), то его обозначают КРУН. Создаются также герметизированные КРУ, заполненные элегазом – КРУЭ. Это позволяет значительно уменьшить габариты и повысить надежность изделия. В КРУЭ могут использоваться как элегазовые, так и вакуумные выключатели. В последнем случае элегаз обеспечивает изоляцию между токоведущими элементами КРУЭ. В настоящее время выпускаются КРУЭ на номинальные напряжения 110 и 220 кВ и ведутся работы по созданию КРУЭ на напряжение вплоть до 1150 кВ. Использование КРУ (особенно КРУЭ) дает возможность резко сократить площадь и объем РУ и ввести высокое напряжение вглубь городов и центров потребления электроэнергии. Это дает резкое повышение надежности работы энергосистем. Требования, предъявляемые к РУ. Распределительные устройства должны отвечать требованиям безопасности, надежности и экономичности. Безопасность обслуживающего персонала РУ обеспечивается следующими мероприятиями: 1) В ОРУ аппараты и проводники ограждают или устанавливают таким образом, чтобы исключить возможность случайного прикосновения к токоведущим частям. 2) В ЗРУ аппараты и проводники разделяют защитными стенками, обеспечивающими безопасный ремонт частей РУ, не нарушая работы соседних частей. 3) Коридоры обслуживания и проезды выбирают достаточной ширины, чтобы обеспечить безопасный проход людей и проезд техники. 4) Оборудование размещают так, чтобы обеспечить возможность визуальной проверки отключенного положения разъединителей. 5) Предусматривают блокирующие устройства, исключающие неправильные операции с коммутационными аппаратами. 161 6) В РУ 500 кВ и выше предусматривают особые устройства от воздействия электромагнитного поля. 7) Пожарную безопасность обеспечивают применением аппаратов без масла или с минимальным содержанием масла и горючих компонентов; в ОРУ с баковыми масляными выключателями предусматривают маслоприемники, заполненные гравием и щебнем; под трансформаторами, кроме того, предусматривают еще маслостоки; между трансформаторами предусматривают прочные железобетонные стены, препятствующие распространению огня. Надежность РУ обеспечивается: 1) Высоким качеством аппаратов. 2) Соответствием коммутационной способности выключателей, термической и электродинамической стойкости аппаратов и проводников расчетным токам КЗ. 3) Применением надежной и быстродействующей защиты сборных шин и присоединений, а также использованием других средств автоматизации (АПВ, АВР, АЧР, ЧАПВ). 4) Эффективной защитой от перенапряжений. 5) Правильно организованной эксплуатацией в части профилактических испытаний и ремонта оборудования. Экономичность РУ определяется его стоимостью при условии удовлетворительного решения требований безопасности и надежности. Применение унифицированных элементов СЭС позволяет снизить стоимость сооружения проектной схемы. Поэтому целесообразно применять технически и экономически обоснованное минимальное количество новых схемных решений. Открытые распределительные устройства (ОРУ). При напряжении 110 кВ и выше распределительные устройства выполняют в основном открытыми. При размещении оборудования на территории ОРУ учитываются следующие основные требования: 1) Токопроводы, связывающие между собой элементы ОРУ, а также генераторы и трансформаторы должны быть по возможности короткими. В особенности это относится к токопроводам с большим рабочим током, т. к. они требуют значительных затрат на строительство. 2) Для прокладки силовых кабелей и кабелей управления должны быть выбраны удобные трассы, согласованные с размещением тепломеханического и гидротехнического оборудования. 3) Должен быть предусмотрен удобный транспорт электрического оборудования при монтаже и ремонтах по бетонированным и рельсовым дорогам. 4) Должен быть обеспечен удобный выход ВЛ из РУ в нужных направлениях. Закрытые распределительные устройства (ЗРУ). При напряжении до 10кВ габариты электрических аппаратов таковы, что объем здания и его стоимость для их размещения невелики. Поэтому в качестве РУ до 10 кВ применяются закрытые распределительные устройства (ЗРУ). По мере повышения напряжения объем здания и стоимость его сооружения быстро увеличиваются. Строительная часть ЗРУ выполняется из унифицированных блоков, поэтому размеры помещений унифицированы: длина кратна 6 м, ширина – 3 м, высота – 0,6 м. Здания не отапливаются и не вентилируются. Аппараты размещаются в огражденных камерах вдоль коридоров обслуживания. Размеры обусловлены габаритами электрооборудования и уровнем напряжения. Минимальные изоляционные расстояния в воздухе для ЗРУ, обеспечивающие условия безопасности и удобство обслуживания, установлены в ПУЭ. Основными из них яв- 162 ляются: минимальное расстояние от токоведущих частей до заземленных конструкций, а также минимальное расстояние между токоведущими частями разноименных фаз. Комплектные распределительные устройства (КРУ). Шкаф КРУ представляет собой жесткую металлическую сборно-сварную конструкцию, в которую встроены аппараты и приборы совместно с их несущими элементами и электрическими соединениями, токоведущие части, защитные шторки, заземляющие и блокировочные устройства, неподвижные электрические контакты главной цепи. В зависимости от номера схемы, в шкаф КРУ может быть включена следующая аппаратура: – коммутационная аппаратура (выключатели); – измерительные трансформаторы тока; – трансформаторы напряжения; – токоведущие части (сборные шины и отпайки); – шкаф со встроенной аппаратурой релейной защиты и автоматики, управления, сигнализации, измерения, цепей вторичных соединений. Коммутационными аппаратами, применяемыми в шкафах КРУ, являются маломасляные, вакуумные и элегазовые выключатели, встраиваемые на выкатных элементах (тележках), соединение которых с корпусом шкафа производится с помощью разъединяющих контактов. Для КРУ, применяемых в распределительных устройствах 6 (10) кВ для собственных нужд электростанций, рекомендуется применение элегазовых выключателей, имеющих более высокий коммутационный ресурс, а также низкий уровень коммутационных перенапряжений. Корпуса шкафов КРУ предусматривают возможность встраивания выкатных элементов (тележек), на которых размещены: выключатели, трансформаторы напряжения, а также разъединяющие контакты с перемычками (выполняющих роль разъединителей). Конструкция шкафов и выкатных элементов предусматривает возможность их установки и закрепления в рабочем и контрольном положениях, а также их выкатывание из шкафа для ревизии и ремонта. Шкафы КРУ и выкатные элементы с выключателями имеют блокировочные устройства, обеспечивающие невозможность: – вкатывания выкатного элемента в рабочее положение при включенном положении выключателя; – выкатывания выкатного элемента из рабочего положения при включенном выключателе; – включения заземляющего разъединителя при рабочем положении тележки; – вкатывания тележки в рабочее положение при включенном положении заземляющего разъединителя. Вся аппаратура РЗиА, управления, измерения и сигнализации, а также цепи вторичных соединений и клеммные ряды, устанавливаются в релейных шкафах, которые размещаются сверху корпуса шкафов КРУ. В релейном шкафу предусматривается устройство для обогрева, обеспечивающее температуру воздуха порядка +5 ºС, при температуре окружающей среды порядка –20 ºС. Схемы вторичных соединений шкафов КРУ выполняются в соответствии с заданиями проектных организаций, согласованных с заводом. 6.2. Шинные конструкции РУ Шинопроводом называют устройство, предназначенное для передачи и распределения электроэнергии, и состоящее из неизолированных и изолированных проводников и относящихся к ним изоляторов, защитных оболочек, ответвительных устройств, поддерживающих и опорных конструкций. 163 Конструктивное исполнение шинопроводов. В зависимости от вида проводников шинопроводы подразделяются на гибкие (провода) и жесткие (шины). В зависимости от назначения шинопроводы делятся на несколько типов. Магистральные шинопроводы – предназначены в основном для присоединения распределительных шинопроводов и силовых распределительных пунктов (РП), щитов и отдельных мощных электроприемников. Ответвления от магистральных шинопроводов могут выполняться в горизонтальной и вертикальной плоскостях, как кабелями, так и шинопроводами. Распределительные шинопроводы – предназначены в основном для присоединения электроприемников (цеховые шинопроводы). Шинопроводы обычно выполняют трех- или четырехпроводными с нулевым проводом. Троллейные шинопроводы – используются для питания передвижных электроприемников (мостовые краны, внутрицеховой электротранспорт). Осветительные шинопроводы – используются для питания светильников и электроприемников небольшой мощности. Токоведущие части шинопроводов выполняются из алюминиевых, сталеалюминевых и стальных проводников, труб и шин профильного сечения. Медные шины применяются в тех случаях, когда используется их повышенная гибкость, в коррозионных условиях и т. д. 6.2.1. Конструкции проводников основных электрических цепей Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций – генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы, выключатели, разъединители и др. – соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки. Рассмотрим типы проводников, применяемых на электростанциях и подстанциях на примере упрощенной схемы ТЭЦ (рис. 6.1). Цепь генератора. В пределах турбинного отделения от выводов генератора G до стены (участок 1-2) токоведущие части выполняются шинным мостом из жестких голых алюминиевых шин или комплектным пофазно-экранированным токопроводом. На участке 2-3 между турбинным отделением и главным распределительным устройством (ГРУ) соединение выполняется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом. Внутри закрытого ГРУ 6–10 кВ все соединения, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Соединение от ГРУ до выводов трансформатора связи Т1 (участок 8-9) осуществляется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом. Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше обычно выполняются стале-алюминиевыми проводами АС. В некоторых конструкциях ОРУ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами. Цепь трансформатора собственных нужд. От стены ГРУ до выводов Т2, установленного вблизи ГРУ, соединение выполняется жесткими алюминиевыми шинами (участок 6-7). От трансформатора собственных нужд Т2 до распределительного устройства собственных нужд применяется кабельное соединение (участок 5-4). В цепях линий 6–10 кВ вся ошиновка до реактора и за ним, а также в шкафах КРУ выполнена прямоугольными алюминиевыми шинами. Непосредственно к потребителю отходят кабельные линии. 164 РУ ВН T1 9 ГРУ 6 -10 кВ 3 8 7 6 T2 5 4 2 1 G РУ СН Турбинное отделение Рис. 6.1. Конструкуция проводников в основных электрических цепях на ТЭЦ На подстанциях, в открытой части, могут применяться провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6-10 кВ применяется жесткая ошиновка. Все соединения внутри закрытого распредустройства 6-10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Соединение трансформатора с закрытым устройством 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. 6.2.2. Понятие об экономической плотности тока При уменьшении сечения провода он становится дешевле, но возрастают потери при передаче электрической энергии, и наоборот, при увеличении сечения – потери уменьшаются, но возрастают капитальные затраты на сооружение электросети. Поэтому в экономическом отношении наилучшим будет тот вариант, при котором сумма приведенных затрат снизится до минимума, что будет соответствовать определенному сечению проводов 165 линии, называемому экономическим сечением Sэ. ПУЭ устанавливает величину экономической плотности тока для практических расчетов: jэ = I , Sэ где I – расчетный ток линии при нормальной работе сети, А. Рекомендуемые экономические плотности тока указаны в нормативных документах и лежат в пределах 2,5–1,8 А/мм2 . При проверке или выборе сечений проводов по экономической плотности тока расчетный ток определяется без учета повышения нагрузки при авариях или ремонтах. По экономической плотности тока не проверяются:  электрические сети промышленных предприятий и сооружений с напряжением до 1 000 В, имеющие Тmax ≤ (4000 – 5000) часов в год;  ответвления к отдельным электроприемникам с напряжением до 1 000 В, а также осветительные сети общественных и жилых зданий, промышленных предприятий, проверенные по потере напряжения;  сети временного сооружения и установки с малым сроком службы (3-5 лет);  сборные шины;  провода, идущие к сопротивлениям, пусковым реостатам и т. д. 6.2.3. Сопротивления шинопровода Полное сопротивление шинопровода складывается из активного и реактивного Z = R + jX. При определении активного сопротивления при переменном токе учитывается явление поверхностного эффекта и эффекта близости. Поверхностный эффект заключается в том, что переменный ток по сечению проводника распределяется неравномерно, смещаясь к поверхностным слоям. Постоянный ток распределяется по его сечению равномерно. Неравномерное распределение переменного тока по сечению проводника вызывает неполное использование данного сечения, поэтому его сопротивление возрастает по сравнению с сопротивлением этого же проводника постоянному току. Поверхностный эффект оценивают коэффициентом k п.э = R~ , R= kп.э находится из номограмм, его значение всегда больше 1. Эффект близости заключается в том, что при нескольких близко расположенных проводниках их магнитные поля влияют друг на друга, и в проводниках происходит перераспределение тока по сечению. Вызываемое этим эффектом неравномерное распределение тока по сечению проводника ведет к увеличению разницы в сопротивлениях проводников переменному и постоянному току. При расчетах явление поверхностного эффекта и эффекта близости учитывается совместно как коэффициент дополнительных потерь k д.п =k п.э k э.б При определении активного сопротивления шины за основу принимают активное сопротивление постоянному току, которое рассчитывается по формуле: R= = ρl  1+α  (t - 20о )  , S 166 где ρ – удельное сопротивление материала шин; l – длина шинопровода; S – площадь поперечного сечения шин; α – температурный коэффициент изменения сопротивления (для меди и алюминия α = 0,004); t – температура, при которой определяют сопротивление. Увеличение активного сопротивления за счет потерь в металлических конструкциях учитывают введением в расчет коэффициента kк. Полное активное сопротивление шинопровода при переменном токе определяют по выражению R ~ = R = (k д.п + k к ). Реактивное сопротивление шинопровода относительно невелико и может определяться по формуле Х = ω(L ± М). Для шинопроводов большой протяженности индуктивность рассчитывают по формуле  2l  L=2   ln -1 10-4 ,  D  где D – среднегеометрическое расстояние площади поперечного сечения пакета шин от самого себя. Взаимная индуктивность для этого же случая определяется по формуле  2  l  4 М  2   ln  1 10 ,  D12  где D12 – среднегеометрическое расстояние между двумя пакетами шинопроводов. Пакет шин, состоящий из нескольких полос, рассматривается как один проводник. При расположении осей фаз шинопровода в одной плоскости из-за неодинаковой взаимоиндукции между различными парами фаз происходит перенос мощности с одной фазы на другую. Для избавления от проявления эффекта переноса мощности прибегают к симметричным шинопроводам. Потери активной мощности в трехфазном шинопроводе без учета потерь в конструкциях в общем случае определяются по формуле ΔРш =IA2 R A + I2BR B + IC2 R C . Если для шинопровода известны потери в конструкциях, то полные потери определяются по формуле ΔРш =3I2 R = k д.п10-3 +Рк . Потери реактивной мощности в общем случае равны ΔQш =IA2 XA + IB2 XB + IC2 XC . Потери напряжения в общем случае определяются по формуле ΔUш =I(R ~ cos + Xsin ). 6.2.4. Выбор сечения шинопровода Выбор шин РУ осуществляется по длительному допустимому току нагрузки (по нагреву) и производится проверка на термическую и электродинамическую стойкость к токам КЗ, а также на механический резонанс. 167 Расчет шинопровода на нагрев сводят к определению тока, при котором температура шинопровода не превышает допустимое значение. При этом устанавливаются допустимые условия нагрева: – допустимая температура нагрева шинопровода; – условия его охлаждения; – температура окружающей среды. Предельно допустимая температура нагрева шинопровода при длительной работе дл.доп = 70 С. При кратковременном нагреве (например, при КЗ) устанавливаются предельные температуры: – для медных шин – кр.доп = 300 С, – для алюминиевых – кр.доп = 200 С. Расчетная температура окружающей среды принимается в соответствии с ПУЭ о.ном = 25 С. Длительная работа шин при температуре выше 110 С приводит к снижению их механической прочности. Примечание. Сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах ОРУ и ЗРУ всех напряжений согласно ПУЭ проверке по экономической плотности тока не подлежат. Выбор жестких шин. В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими шинами. Материал шин – в основном алюминий и его сплавы, медные шины из-за их высокой стоимости применяются редко. При токах до 3 000 А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, т. к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения. Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6–10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. В установках всех напряжений жесткие шинопроводы окрашивают цветными эмалевыми красками (для ориентации и защиты от коррозии шин), что также влияет на нагрузочную способность. Лучеиспускание окрашенных шин значительно больше, чем неокрашенных, поэтому охлаждение шин за счет лучеиспускания увеличивается, а это в свою очередь приводит к увеличению нагрузочной способности шин. При неизменных температурах Iдоп окрашенных шин на 12–15% больше, чем неокрашенных. Приняты следующие цвета окраски проводников: при переменном токе фаза А – желтый, фаза В – зеленый, фаза С – красный; при постоянном токе положительная шина – красный, отрицательная – синий цвет. Выбор сечения шин производится по нагреву, т. е. по допустимому току при максимальных нагрузках утяжеленного режима Iраб.утяж  Iдоп, где Iраб.утяж – максимальный ток цепи, для которой предназначена шина, с учетом возможных послеаварийных перегрузок; Iдоп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре охлаждающей среды, отличной от принятой в таблицах (о.ном = 25 С). В последнем случае Iдоп = Iдоп.ном Θдл.доп - Θо , Θдл.доп - Θо.ном где Iдоп.ном – допустимый ток по таблицам при температуре охлаждающей среды о.ном; о – действительная температура охлаждающей среды. 168 Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято дл.доп = 70 С; о.ном = 25 С. При заданных температурных условиях нагрузочная способность проводника возрастает с увеличением его поверхности охлаждения, коэффициента теплоотдачи и уменьшением его сопротивления. Наличие поверхностного эффекта приводит к тому, что при переменном токе активное сопротивление несколько больше, чем при постоянном. Поэтому при прочих равных условиях допустимый ток нагрузки проводника при переменном токе несколько меньше, чем при постоянном. При большом токе нагрузки применяют фазу из нескольких полос, собранных в общий пакет и укрепленных совместно на опорных изоляторах. Расстояние между полосами в пакете нормально составляет толщину одной полосы, что необходимо для охлаждения шин в пакете. С увеличением числа полос на фазу допустимая нагрузка возрастает непропорционально числу полос в пакете. При переменном токе также сказывается и эффект близости. Все это приводит к тому, что нагрузочная способность пакета из нескольких шин меньше, чем суммарная нагрузочная способность того же количества одинаковых шин таких же размеров. Проверка шинопроводов на термическую стойкость. Для обеспечения термической стойкости шинопроводов необходимо, чтобы проходящий по ним ток КЗ не вызывал повышения температуры сверх допустимой при кратковременном нагревании. Проверку шинопроводов на термическую стойкость производят по установившемуся току КЗ и приведенному времени действия этого тока. Установившийся ток КЗ в течение приведенного времени выделяет такое же количество тепла, как и изменяющийся ток КЗ за рассматриваемый действительный отрезок времени прохождения его по шинопроводу. При проверке шинопровода по термической стойкости необходимо, чтобы реальное сечение шинопровода было больше, чем его минимально допустимое сечение по термической стойкости Sш ≥ Sт где Sш – сечение шин, мм2; Sт – термически стойкое сечение, мм2. Sт определяется по формуле Sт = I(3) t пр Bк  = . С С где С – термический коэффициент, зависящий от материала шин (для алюминия С = 91, для меди С = 167, для стали С = 60); Вк – тепловой импульс тока КЗ; I (3)  – действующее значение установившегося тока КЗ; I(3) п0 tпр = tпр.п + 0,005 . β2 – приведенное время действия тока КЗ ( β= (3) , ) I I(3) п0 – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начальный период времени. При питании от источника бесконечной мощности ЭДС его неизменна и периодическая слагающая тока КЗ будет неизменна: (3) I(3) п0 =I  . что дает β = 1. 169 (β). Приведенное время действия тока КЗ tпр.п находится по кривым зависимости tпр.п = f В упрощенных расчетах минимальное термически стойкое сечение можно определить по формуле I(3) t Sт =  откл . С где tоткл – время отключения тока КЗ. Проверка шинопроводов на электродинамическую стойкость. Электродинамической стойкостью шинной конструкции называют ее свойство противостоять действию электродинамических сил при КЗ, без повреждений, препятствующих ее дальнейшей исправной работе. Шины механически прочны, если σрасч ≤ σдоп , где σдоп – допустимое механическое напряжение в материале шины, МПа; σ расч – расчетное механическое напряжение в материале шины, МПа. Кроме того, согласно ПУЭ, допустимое механическое напряжение шины должно составлять не более 70% от разрушающего значения σдоп ≤ 0,7 σраср . Справочные данные и расчетные соотношения. Для медных шин σдоп = 171,5–178,4 МПа, для алюминиевых σдоп = 41,2–48 МПа, для алюминиевого сплава АД31Т-1 σдоп = 89,2 МПа. Расчѐтное механическое напряжение в материале шины, МПа σ расч = М , W где W – момент сопротивления изгибу поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, м3; М – максимальный изгибающий момент на шину, Н.м. Момент сопротивления для шин зависит от формы поперечного сечения шины и расположения осей. Он определяется по формулам, приведенным в таблице 6.1. (В таблице дан ограниченный набор профилей шин). Таблица 6.1 Расчетные формулы для определения моментов инерции и момента сопротивления шин разного сечения 170 При числе пролетов больше двух шина рассматривается как равномерно нагруженная многопролетная балка, свободно лежащая на опорах. Во избежание температурной деформации при нагреве током шины закрепляют неподвижно только на одном – среднем изоляторе, давая им возможность свободного продольного смещения при нагреве, и затяжку крепежных болтов на крайних изоляторах ослабляют. Тогда изгибающий момент шин М= Fрасчl ξ . где l – длина пролета между изоляторами, м; ξ – коэффициент, равный 10 для крайних пролетов и 12 для остальных пролетов; Fрасч – расчетное усилие от динамического воздействия тока КЗ, Н: l Fрасч = 3  i 2yд   k ф 10-7 a где а – расстояние между токоведущими шинами, м; kф – коэффициент формы сечения шины, учитывающий неравномерность распределения тока по сечению шины, определяемый по кривым (рис. 6.1) в зависимости от конфигурации шин и расстояния между ними (для трубчатых шин kф = 1). Тогда расчетное механическое напряжение шины σ расч = 3 10-8  i 2yд  l 2 Wa . Если при расчете окажется, что напряжение в материале шин больше допустимого, то следует принять меры к изменению одной или нескольких величин, входящих в выражение для определения σрасч. Для рационального использования материала шин стремятся не допустить значительной разности значений σдоп и σрасч. Однако в случае, когда токи КЗ сравнительно небольшие, это не всегда удается соблюсти. Величину пролета l в выражении момента выбирают в зависимости от исполнения конструкции РУ, как правило, от ширины ячеек, в которых монтируются аппараты. Если при расчетах нет обязательных конструктивных условия, то бывает удобно сначала определить максимальный пролет lmax при допустимом механическом напряжении l max   доп  W  а 2 3  i yд  10 4. Рис. 6.2. Кривые для определения Если максимальный пролет получается очень коэффициента формы для шин маленьким, то увеличивают сечение шин, чтобы прямоугольного сечения возможный при этом пролет l можно было выполнить в РУ. Увеличение расстояния между шинами менее целесообразно. Проверка на отсутствие механического резонанса. Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, на которую 171 воздействуют электродинамические силы. Если собственные частоты колебательной системы шины–изолятор совпадут с частотой изменения электродинамических сил, то нагрузки на шины и изоляторы резко возрастут. Если собственная частота меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает. В большинстве применяемых конструкций шин эти условия соблюдаются, поэтому ПУЭ не требуют проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний шинной конструкции. В отдельных случаях, например, при проектировании новых конструкций, производится определение частоты собственных колебаний f0 = 3,56 E  J , l2 m где l – длина пролета между изоляторами, м; Е – модуль упругости материала, из которого изготовлены шины (для меди Е=11,8.1010 Па, для алюминия Е = 7.1010 Па); J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см3; m – масса одного погонного метра шины. Изменяя l и S, добиваются того, чтобы механический резонанс был исключен, т. е. добиваются f0  200 Гц. Если f0 < 200 Гц, то производится специальный расчет шин с учетом колебаний шин при коротком замыкании. Жесткие шины в распределительных устройствах крепятся на опорных изоляторах, которые выбираются по номинальному напряжению, и проверяют на механическую нагрузку при коротких замыканиях. 6.3. Изоляторы Электрические изоляторы и сооружения из них представляют собой самостоятельные конструкции, используемые в РУ, на ЛЭП или различного рода электротехнических установках, а также конструкции, входящие в состав многих электрических аппаратов. Во всех случаях изоляторы выполняют определенные функции: с их помощью осуществляется механическое крепление токоведущих частей, работающих под высоким напряжением, в некоторых случаях при их помощи передается механическое движение, например, от привода к подвижному контакту коммутационного аппарата. Как элементы механического крепления изоляторы обеспечивают необходимое взаимное расположение токоведущих, заземленных и других частей установки и тем самым требуемый уровень электрической прочности изоляционных промежутков на всех участках. Изоляторы, работающие в составе электротехнической установки, подвергаются электрическим, механическим и тепловым воздействиям, а также воздействиям вследствие контакта с окружающей средой. Комплекс этих воздействий определяет условия работы изоляторов и их поведение в эксплуатации. Изоляторы и изоляционные конструкции должны выдерживать без пробоя или перекрытия возможные в эксплуатации грозовые и внутренние перенапряжения. Конкретные требования к уровню электрической прочности изоляторов и изоляционных конструкций по отношению к перенапряжениям определяются значениями испытательных напряжений. Требования к длительной электрической прочности внутренней изоляции изоляторов определяются наибольшим рабочим напряжением и необходимым сроком службы изолятора. Требования к электрической прочности внешней изоляции изоляторов наружной ус- 172 тановки определяются по длине пути утечки на поверхности изолятора в условиях загрязнения и увлажнения при рабочем напряжении. 6.3.1. Классификация изоляторов По своему назначению изоляторы подразделяются на опорные, проходные и линейные. В зависимости от степени загрязненности изоляторы выпускают с нормальной (категория А), усиленной (Б) и особо усиленной (В) внешней изоляцией, отличающейся длиной пути утечки при прочих равных условиях. Опорные изоляторы предназначены для изоляции и крепления токоведущих частей в электрических аппаратах, РУ, токопроводах и КРУ. В помещениях устанавливают опорные изоляторы на номинальное напряжение 6, 10, 20 и 35 кВ. Для повышения разрядных напряжений изолятора на боковой поверхности имеются небольшие ребра (1 ребро при UH = 6–10 кВ, 2 ребра при UH = 20 кВ, 3 ребра при UH = 35 Кв). На торцах изолятора заделана металлическая арматура с резьбой для крепления шин и монтажа изолятора. В условном обозначении опорных изоляторов буквы и цифры означают: И – изолятор; О – опорный; Р – ребристый (для помещений с повышенной влажностью и загрязненностью воздуха); 1-я цифра – номинальное напряжение, кВ; 2-я цифра – минимальная разрушающая сила на изгиб (разрыв), кН; У, УХЛ, Т – климатическое исполнение; 2, 3 – категории размещения. В новых конструкциях опорных изоляторов буквы и цифры означают: И – изолятор; 1-я цифра – минимальная разрушающая сила на изгиб (разрыв), кН; 2-я цифра – испытательное напряжение грозового импульса, кВ; УХЛ, Т – климатическое исполнение; 3, 4 – категории размещения. Для наружной установки используются опорно-стержневые изоляторы, состоящие из сплошного фарфорового цилиндра с развитой боковой поверхностью, армированные верхним и нижним металлическими фланцами. Опорно-стержневые изоляторы выпускаются на напряжения 10, 20, 35, 110 кВ, исполнения УХЛ и Т, категории размещения 1. В условном обозначении типов опорно-стрежневых изоляторов буквы и цифры означают: И – изолятор; О – опорный; С – стержневой; 1-я цифра – номинальное напряжение, кВ; 2-я цифра – минимальная разрушающая сила на изгиб, в 10 Н; 3-я цифра – конструктивное исполнение; УХЛ, Т – климатическое исполнение; 1 – категория размещения. В новых конструкциях опорно-стержневых изоляторов буквы и цифры означают: С – изолятор опорно-стержневой; 1-я цифра – минимальная разрушающая сила на изгиб, кН; 2-я цифра – испытательное напряжение грозового импульса, кВ; УХЛ, Т – климатическое исполнение; 173 1 – категория размещения. Для более высокого напряжения опорно-стержневые изоляторы последовательно собираются в колонки. Проходные изоляторы для внутренней установки предназначены для изоляции и крепления токоведущих частей в электрических аппаратах и РУ при прохождении токоведущих частей через препятствия, стены, перегородки внутри помещений. Они выпускаются на номинальное напряжение 6, 10, 20, 24, 35 кВ, климатических исполнений У, УХЛ, Т, категорий размещения 2 и 3. Проходные изоляторы для наружно-внутренней установки служат для соединения токоведущих частей ЗРУ и КРУ с ОРУ или ЛЭП. Они выпускаются на номинальное напряжение 10, 20, 35 кВ, климатических исполнений УХЛ, Т, категории размещения 1 наружного конца и 2 внутреннего конца. В условном обозначении типов проходных изоляторов буквы и цифры означают: И – изолятор; П – проходной; 1-я цифра – номинальное напряжение, кВ; 2-я цифра – номинальный ток, А; 3-я цифра – минимальная разрушающая сила на изгиб, в 10 Н; У, УХЛ, Т – климатическое исполнение; 1, 2, 3 – категории размещения. Линейные изоляторы служат для изоляции и крепления проводов и грозозащитных тросов на ВЛ и на РУ ВН. Линейные изоляторы выполняются штыревого типа (при UH = 10 и 20 кВ), подвесные тарельчатого типа (при UH = 35 кВ и выше), стержневые стеклопластиковые (при UH = 110 – 330 кВ). В условном обозначении штыревых изоляторов буквы и цифры означают: Ш – изолятор штыревой; Ф или С – соответственно, из фарфора или стекла; цифра – номинальное напряжение, кВ; последняя буква – исполнение изолятора. В условном обозначении подвесных изоляторов тарельчатого типа буквы и цифры означают: П – подвесной изолятор тарельчатого типа; Ф или С – соответственно, из фарфора или стекла; цифра – минимальная разрушающая сила на растяжение, кН; последняя буква – исполнение изолятора. 6.3.2. Выбор изоляторов Выбор опорных изоляторов для РУ. Жесткие шины в распределительных устройствах крепятся на опорных изоляторах, которые выбирают по номинальному напряжению и проверяют на механическую нагрузку при коротких замыканиях: - выбор по напряжению …………………………………………. U уст  Uном.изол ; - проверка по допустимой механической нагрузке при КЗ……. Fрасч  Fдоп , где Fрасч – расчетное значение силы, действующей на изолятор; Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора (Fдоп = 0,6∙Fразр , где Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб, 0,6 – коэффициент запаса). Расчетные соотношения. При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила, действующая на головку изолятора равна, Н: 174 Fрасч = 3  i 2y a  l  k п 10-7 , где kп – поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена «на ребро» (рис. 6.3) kп = Н , Н из h Н = Н из + b + , 2 где Низ – высота изолятора; b и h – размеры шины. Выбор проходных изоляторов: – по напряжению ……………….. U уст  Uном ; – по току…………………………. Iраб.утж  Iном ; – по допустимой механической нагрузке……......……… Fрасч  Fдоп . Для проходных изоляторов расчетная сила, Н Рис. 6.3. К определению расчетной нагрузки на изолятор 2 3 iy Fрасч =   l 10-7 2 a . 175 РАЗДЕЛ 2 ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И УПРАВЛЕНИЕ ИМИ Глава 7 КАЧЕСТВРО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 7.1. Показатели качества электроэнергии Все показатели качества электроэнергии регламентируются в ГОСТ «Электроэнергия. Общие требования к качеству электроэнергии в электрических сетях общего назначения». ГОСТ регламентирует следующие показатели качества электроэнергии: 1. Отклонение напряжения. 2. Колебания напряжения. 3. Несинусоидальность напряжения. 4. Несимметрия напряжения. 5. Отклонения частоты. 6. Провал напряжения. 7. Импульс напряжения и временное перенапряжение. 8. Статистическая оценка показателей качества электроэнергии. Нормы качества электрической энергии представлены в таблице ГОСТа и для каждого показателя качества установлено 2 значения – нормальное и максимальное. В нормальном режиме работы значения показателей качества не должны выходить за пределы нормальных значений, в послеаварийном режиме не должны превышать максимальных значений. Ниже дан комментарий важнейших показателей качества. Материал настоящей главы не является нормативным и не может заменить действующие стандарты. 7.1.1. Отклонение напряжения ( δU ) Это разность между фактическим и номинальным напряжением, возникающим при сравнительно медленном изменении режима работы (скорость изменения напряжения не более 1% в секунду) δU = U - Uном (7.1) или в относительных единицах, % δU = U - U ном 100 . Uном (7.2) Отклонение напряжения нормируется только на зажимах электроприемников, поэтому δU является местным показателем качества. Допустимые пределы: нормальное  5%, максимальное  10%. В электрических сетях однофазного тока действующее значение напряжения определяется как значение напряжения основной частоты U(1) без учета высших гармонических составляющих напряжения, а в электрических сетях трехфазного тока – как действующее значение напряжения прямой последовательности основной частоты U1(1) . Отклонения напряжения происходят из-за суточных, сезонных и технологических изменений электрической нагрузки потребителей; от изменения мощности компенсирующих устройств; от регулирования напряжения генераторами электростанций и на подстанциях энергосистем; от изменения схемы и параметров электрических сетей. 176 Для регулирования напряжения в системе должен быть резерв по реактивной мощности. 7.1.2. Колебание напряжения ( δU t ) Это относительная разность между наибольшим и наименьшим действующими значениями напряжений при резком изменении напряжения (при скорости изменения напряжения более 1% в секунду). Колебания напряжения характеризуются двумя показателями – размахом изменения напряжения δU t и дозой фликера Р t . Размах изменения напряжения δU t вычисляют по формуле, % δU t = Ui - Ui+1 100 Uном (7.3) где Ui , Ui+1 – значения следующих один за другим экстремумов (или экстремума и горизонтального участка), огибающей среднеквадратичных значений напряжения, в соответствии с рисунком 7.1. Колебания напряжения вызываются резким изменением нагрузки на рассматриваемом участке электрической сети, например, Рис. 7.1. Колебания напряжения включением асинхронного двигателя с большой кратностью пускового тока, технологическими установками с быстропеременным режимом работы, сопровождающимися толчками активной и реактивной мощности, такими как привод реверсивных прокатных станов, дуговые сталеплавильные печи, сварочные аппараты и т. п. Наибольшее влияние δU t оказывает на работу осветительных установок. При этом возникает мигание ламп, т. е. резкое изменение светового потока (фликер). При частых миганиях возникает утомляемость и, как следствие, снижение производительности труда. Наиболее опасными для зрительного восприятия оказываются колебания с частотами в диапазоне от 9 до 10 Гц. Для этих значений δU t ограничиваются значениями  0,5%. Предельно допустимое значение суммы установившегося отклонения напряжения δUУ и размаха изменений напряжения δUt в точках присоединения к электрическим сетям напряжением 0,38 кВ равно ±10% от номинального напряжения. В общем случае допустимое δU t определяется по специальным графикам, приведенным в ГОСТе. Доза фликера – это мера восприимчивости человека к воздействию колебаний светового потока, вызванных колебаниями напряжения в питающей сети, за установленный промежуток времени. Стандартом устанавливается кратковременная доза фликера – Pst и длительная доза фликера – PLt (кратковременную определяют на интервале времени наблюдения, равном 10 мин, длительную – на интервале 2 ч). Исходными данными для расчета являются уровни фликера, измеряемые с помощью фликерметра – прибора, в котором моделируется кривая чувствительности (амплитудно-частотная характеристика) органа зрения человека. 177 Предельно допустимые значения дозы фликера: для кратковременной дозы фликера – 1,38 и для длительной – 1,0 (при колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра). Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера в точках общего присоединения потребителей электроэнергии, располагающих лампами накаливания в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение, равно 1,0, а для длительной – 0,74, при колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра. 7.1.3. Несинусоидальность напряжения Из курса математики известно, что любую несинусоидальную функцию f (t ) , удовлетворяющую условию Дирихле, можно представить в виде суммы постоянной величины и бесконечного ряда синусоидальных величин с кратными частотами. Такие синусоидальные составляющие называются гармоническими составляющими или гармониками. Синусоидальная составляющая, период которой равен периоду несинусоидальной периодической величины, называется основной или первой гармоникой. Остальные составляющие синусоиды с частотами со второй по n-ю называют высшими гармониками. Показатели несинусоидальности наРис. 7.2. Несинусоидальность напряжения пряжения: 1) коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения; N КU = U 2 (n) n=2 U (1) 100 , (7.4) где U (n) – действующее значение n-ой гармонической составляющей напряжения, В; N – порядок последней из учитываемых гармонических составляющих напряжения (устанавливается N = 40); U (1) – действующее значение напряжения основной частоты, В; 2) коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения, % К U(n) = U(n) U (1) 100 . (7.5) Для вычисления определяется напряжение отдельных гармоник, генерируемых нелинейной нагрузкой. Основной причиной искажения формы кривой напряжения являются нелинейные элементы, такие как насыщенная сталь трансформатора, выпрямительные и преобразовательные устройства. Нормально допустимые и предельно допустимые значения КU приводятся в таблицах ГОСТа. 7.1.4. Несимметрия напряжения Этот параметр качества относится только к трехфазным системам напряжения и характеризуется наличием в трехфазной электрической сети напряжений обратной или нулевой последовательностей. 178 Несимметрия трехфазной системы напряжений возникает в результате наложения на систему прямой последовательности напряжений систем обратной и нулевой последовательностей, что приводит к изменениям фазных и линейных напряжений. Ниже приведены примеры векторных диаграмм, иллюстрирующих действие обратной и нулевой последовательностей. 1. Влияние обратной последовательности напряжений (рис. 7.3): изменяются значения фазных и линейных напряжений; искажается треугольник напряжений; потенциал нейтрали остается неизменным. 2. Влияние нулевой последовательности напряжений (рис. 7.4): изменяются значения только фазных напряжений; сохраняется симметричной система линейных напряжений; изменяется потенциал нейтрали (смещение нейтрали). Рис. 7.4. Векторная диаграмма напряжений прямой и нулевой последовательности Рис. 7.3. Векторная диаграмма напряжений прямой и обратной последовательностей Несимметрия напряжений характеризуется двумя показателями: 1) коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, % K 2U = U 2(1) U1(1) 100 , (7.6) где U2(1) и U1(1) – действующие значения напряжений, соответственно, обратной и прямой последовательности основной частоты напряжений; 2) коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, % K 0U = 3 U 0(1) U1(1) 100 . (7.7) где U0(1) – действующее значение напряжения нулевой последовательности основной частоты напряжений. Нормально допустимое и предельно допустимое значения коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности в точке общего присоединения к электрическим сетям равны 2,0 и 4,0%. Нормированные значения коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности в точке общего присоединения к четырехпроводным электрическим сетям с номинальным напряжением 0,38 кВ также равны 2,0 и 4,0%. Измерение коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности проводят в четырехпроводной сети. Наиболее распространенными источниками несимметрии напряжений в трехфазных системах электроснабжения являются потребители электроэнергии, симметричное многофазное исполнение которых или невозможно, или нецелесообразно по техникоэкономическим соображениям. К таким установкам относятся индукционные и дуговые 179 электрические печи, тяговые нагрузки железных дорог, выполненные на переменном токе, электросварочные агрегаты, специальные однофазные нагрузки, осветительные установки. Несимметричные режимы напряжений в электрических сетях имеют место также в аварийных ситуациях – при обрыве фазы или несимметричных коротких замыканиях. 7.1.5. Отклонение частоты Это разность между действительным и номинальным значениями частоты Δf = fфакт - fном . (7.8) Значения нормального и предельно допустимого отклонения частоты, соответственно, равны ± 0,2 Гц и ± 0,4 Гц. Для регулирования частоты в энергосистеме должен существовать резерв активной мощности. 180 Глава 8 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ При передаче электроэнергии по сети в ее элементах происходит изменение параметров напряжения, причем изменению подвергается как величина напряжения, так и фаза. В силу этих обстоятельств для полной оценки изменения параметров напряжения введены два определения – падение напряжения и потеря напряжения. 8.1. Падение и потеря напряжения Падение напряжения (ΔU) – это векторная разность между напряжениями в начале и конце участка сети. Потеря напряжения (δU) – это алгебраическая разность между напряжениями в начале и конце участка сети. Рассмотрим простейший участок сети, изображенный на рисунке 8.1. По линии с комплексным сопротивлением z Л = rЛ + jх Л передается мощность S2. Знак «+» перед реактивной мощностью характеризует потребление электроприемником индуктивной мощности (знак «–» соответствует потреблению электроприемником емкостной реактивной мощности или выдаче электроприемником в сеть реактивной мощности). U1 xЛ rЛ I2 U2 S2 = Р 2 + jQ 2 , I 2 , cosυ 2 Рис. 8.1. Схема сети с комплексной нагрузкой S2 Для изображенной схемы справедливо уравнение напряжений  =U  + ΔU  , U 1 2 (8.1)  = z I  (r + jx )I – падение напряжения на сопротивлении линии при где ΔU Л 2 Л Л 2 протекании по ней тока нагрузки. С помощью векторной диаграммы, изображенной на рисунке 8.2, определим напря , I , cosυ .  , считая известными параметры в конце линии – U жение в начале линии U 2 2 2 1 По действительной оси отложим вектор напряжения U2 и под углом υ2 проведем вектор тока I2 I = I - jI , 2 2а 2р где I2а = I2  cosυ2 – активная и I2р = I2  sinυ 2 – реактивная составляющие тока нагрузки. (Векторная диаграмма строится для активно-индуктивной нагрузки, значит, ток отстает по фазе от напряжения.) От конца вектора U2 параллельно линии тока I2 откладываем вектор падения напряжения в активном сопротивлении линии. Получаем точку b. Под углом 90° к нему в сторону опережения откладываем вектор падения напряжения в реактивном сопротивлении. 181 Получаем точку c. Соединяем начало координат с точкой c и получаем вектор напряжения  в начале линии. Угол между напряжением U  и током I2 обозначим υ1. U 1 1 j c U1 ΔU U2 2 jx Л I 2 а I 2a 1 d c 1 rЛ I 2 b I 2р I2 Рис. 8.2. К вопросу о падении и потере напряжения на участке сети z Л  I2 , является падением напряжения на участке сети. Для определения его составляющих спроецируем вектор Δ U на действиВектор Δ U , численно равный произведению тельную и мнимую оси и получим: отрезок ad – продольная составляющая падения напряжения ΔUа = rЛ·I2 cos υ2 + xЛ·I2 sin υ2 , отрезок сd – поперечная составляющая падения напряжения ΔUр = хЛ·I2 cos υ2 – rЛ·I2 sin υ2. (8.2) (8.3) Комплексное значение напряжения в начале линии будет равно  =U  + z I , U 1 2 Л 2 а модуль этого напряжения равен U1 = (U2 +ΔUa )2 +ΔU p2 . (8.4) Отметим, что диаграмма на рисунке 8.2 построена не в масштабе, фактическая разность углов υ1 и υ2 мала. Поэтому, если не требуется высокая точность, расчет сети ведут по потере напряжения, которая определяется следующим образом. Из начала координат радиусом ос сделаем засечку на действительной оси (точка с‟). Отрезок ас‟ и есть потеря напряжения. Но отрезок dс‟ так мал, что с достаточной точностью считают, что потеря напряжения равна продольной составляющей падения напряжения δU  ΔU а = I2 (rЛcosυ2 + х Лsinυ2 )  U2 P r + Q2 х Л = 2Л . U2 U2 (8.5) Данная формула приближенно определяет фазное значение потери напряжения на участке линии по известному напряжению на ее конце. В приближенных расчетах напряжение в начале ЛЭП рассчитывается по формуле: U1  U2 +ΔUа . В сетях напряжением 220 кВ и выше учитывают обе составляющие падения напряжения. Поперечная составляющая падения равна 182 ΔU р = I2  (х Л cosυ2 - rЛsinυ2 )  U 2 P2 х Л - Q2 rЛ = , U2 U2 (8.6) а напряжение в начале ЛЭП в этом случае рассчитывается по формуле: U1 = (U2 +ΔUа )2 + ΔU р2 . (8.7) 8.2. Методы и устройства регулирования напряжения Напряжение в узлах электрических сетей постоянно меняется из-за изменения режима работы источников питания, нагрузки, схемы сети и т. д. При этом напряжение в электрической сети, как один из ее важнейших параметров, должно соответствовать нормативным требованиям. Для соблюдения этих требований производится регулирование напряжения. 8.2.1. Общие положения Регулирование напряжения – это процесс изменения напряжения в характерных точках сети с помощью специальных технических средств. В современной электроэнергетике используются следующие методы регулирования напряжения:  регулирование напряжения на зажимах генераторов;  изменение коэффициента трансформации трансформаторов;  вольтдобавка (линейные регуляторы);  продольная и поперечная компенсация реактивной мощности. Регулирование напряжения в центрах питания. Центрами питания (ЦП) являются шины генераторного напряжения электростанций и шины выходного напряжения подстанций. Регулирование напряжения на электростанциях производится на генераторах и повышающих трансформаторах. Изменение напряжения генераторов осуществляется изменением тока возбуждения, хотя диапазон возможного регулирования небольшой. Дело в том, что повышение напряжения на 5% сверх номинального приводит к увеличению потерь в стали и ее повышеному нагреву, а при снижении напряжения до 0,95Uном возрастает ток статора на ~5%, увеличивая нагрев обмотки. Как показывает практика, на каждой ступени трансформации в энергосистеме теряется ~ (5-10)% напряжения, отсюда следует, что регулировочного диапазона генераторов недостаточно для поддержания необходимого уровня напряжения в сети. Поэтому генераторы электростанций рассматриваются как вспомогательное средство регулирования напряжения. Повышающие трансформаторы на электростанциях тоже являются вспомогательным средством регулирования напряжения, т. к. трансформаторы мощностью до 250 МВА напряжением 110 и 220 кВ имеют устройство регулирования напряжения типа ПБВ с небольшим диапазоном регулирования напряжения  2х2,5%. Повышающие трансформаторы большей мощности выпускаются вообще без устройств ПБВ. Регулирование напряжения на шинах подстанций производится с помощью: – трансформаторов, у которых предусмотрена возможность изменять коэффициент трансформации с помощью встроенных устройств (ПБВ, РПН); – синхронных компенсаторов (СК); – линейных регуляторов (ЛР). 183 8.2.2. Устройства регулирование напряжения изменением коэффициента трансформации Для изменения коэффициента трансформации на одной из обмоток предусматривают кроме основного вывода дополнительные ответвления и соответствующие переключающие устройства, изменяющие число витков одной из обмоток трансфрматора. Существует два вида переключающих устройств: 1) ПБВ – переключение без возбуждения: это устройство обеспечивает переключение числа витков при отключенном трансформаторе, т. е. без возбуждения; 2) РПН – регулирование под нагрузкой: это устройство обеспечивает переключение числа витков в рабочем режиме трансформатора. Устройствами ПБВ снабжают большинство трансформаторов, они позволяют изменять коэффициент трансформации в пределах  5%. Устройства РПН рассчитаны на изменение коэффициента трансформации в более широких пределах – до 15-16%. Принцип работы ПБВ. При наличии в трансформаторе ПБВ переключение осуществляется при полном отсутствии напряжения на всех обмотках трансформатора, вследствие чего этот способ и именуется переключением без возбуждения (ПБВ). Для распределительных трансформаторов, питающих заведомо «тупиковую» нагрузку, например, для электропечных трансформаторов, достаточно отключить трансформатор от питающей сети высокого напряжения. В остальных случаях трансформатор должен быть отключен внешними коммутационными аппаратами от всех подсоединенных к нему сетей. Устройство ПБВ состоит из избирателя (переключатель ответвлений) и привода. Устройства ПБВ трансформаторов общего назначения выполняются с ручным приводом, выполненным в виде рукоятки, выведенной, как правило, на крышку трансформатора. Этот привод снабжается приспособлением, надежно фиксирующим устройство ПБВ в каждом его рабочем положении. Число таких положений обычно не более 5, диапазон регулирования не превышает ±5%. Для осуществления переключения трансформатор полностью отключается подстанционными выключателями и разъединителями, освобождается фиксатор, и рукоятка поворачивается в новое положение, после чего вновь устанавливается фиксатор. Ясно, что такое переключение не может осуществляться часто. Его применяют в следующих случаях: а) сезонное регулирование; б) в тех случаях, когда необходимо установить коэффициент трансформации на заданный средний уровень вторичного напряжения, при первичном напряжении, характерном для данного места установки трансформатора. Принцип работы и устройство РПН (регулирование под нагрузкой). Стоимость РПН мало зависит от мощности трансформатора, поэтому относительное удорожание трансформатора с РПН значительно больше для трансформаторов меньшей мощности. В связи с этим трансформаторы напряжением 6–20 кВ в основном имеют ПБВ, а в трансформаторах напряжением выше 35 кВ используют РПН. Устройство РПН, как правило, устанавливают на обмотке высшего напряжения по следующим причинам: – на стороне высшего напряжения меньшие токи, поэтому коммутационная часть устройства имеет меньшие габариты; – обмотка высшего напряжения имеет большее количество витков, что дает большую точность регулирования; 184 – по конструктивному исполнению обмотка высшего напряжения является наружной, что облегчает ревизию устройства РПН. Трансформаторы имеют разное количество ответвлений и разные ступени регулирования, поэтому РПН характеризуется:  величиной напряжения ступени регулирования;  зоной нечувствительности;  выдержкой времени срабатывания;  точностью регулирования. Ступенью регулирования называется напряжение между соседними ответвлениями. Его выражают в процентах к номинальному напряжению той обмотки, которая имеет регулировочные ответвления. Зоной нечувствительности называется некоторый диапазон изменения напряжения, при котором не происходит срабатывание регулирующей аппаратуры. Зона нечувствительности регулятора должна быть несколько больше ступени регулирования, иначе регулятор будет работать неустойчиво. Выдержка времени регулятора служит для предотвращения его работы при кратковременных изменениях напряжения. Зона нечувствительности и выдержка времени регулятора определяют точность регулирования. Принцип действия РПН. РПН обеспечивают переключение с одного ответвления обмотки на другое без разрыва цепи рабочего тока трансформатора. Переключающие устройства бывают двух типов: на реакторах и на активных сопротивлениях. Схема РПН с реактором приведена на рисунке 8.3. Элементами переключающего устройства являются: 1) избиратель ответвлений (И1, И2), контакты которого замыкают и размыкают ветви цепи без тока; 2) контакторы (К1, К2), размыкающие и замыкающие ветви цепи с рабочим током; 3) токоограничивающий реактор (Р); 4) приводной механизм. Переключающее устройство установлено на обмотке высшего напряжения трансформатора (ОВН). Обмотка разделена на две части: а) основная (нерегулируемая), б) регулируемая. На регулируемой части обмотки имеются ответвления к неподвижным контакОВН там 1, 2, 0, –1, –2. Ответвления 1, 2 включены согласно виткам основной обмотки, при их включении число витков обмотки ВН увеличиа) вается. Ответвления –1, –2 включены встречно по отношению к виткам основной обмотки, их включение приводит к уменьшению числа витков обмотки ВН. Основным выводом обмотки 1 К1 является нулевой вывод. С него снимается ноР минальное напряжение. 2 И1 В исходном положении контакты избирателя ОНН И2 К2 И1 и И2 присоединены к одному ответвлению 0 в обмотки, а контакторы К1 и К2 замкнуты. Рабочий ток делится поровну между ветвями сдво-1 г енного реактора. Так как токи направлены б) встречно, сопротивление реактора мало и паде-2 ние напряжения в нем невелико. Процесс переключения с одной ступени на другую протекает в следующей последовательности. Контактор К2 размыкает рабочий ток, при Рис. 8.3. Схема РПН с реактором этом весь ток проходит через контакты избирателя И1, контактор К1 и ветвь реактора. Контакт 185 избирателя И2 переходит на второе ответвление и затем замыкается контактор К2. Рабочий ток делится между ветвями реактора. Появляется циркулирующий ток, вызванный напряжением между соседними ответвлениями. Но для этого тока реактор представляет значительное сопротивление. Затем размыкается контактор К1, контакт избирателя И1 переходит на соседнее ответвление, и снова замыкается контактор К1. Процесс переключения закончен. Переключение на следующее ответвление происходит в той же последовательности. Рассмотренный процесс переключения происходит относительно медленно и причиной этого является реактор. Реактор и все контакты переключающего устройства размещаются в баке трансформатора. Контакторы помещаются в отдельном кожухе, он залит маслом и размещен снаружи бака трансформатора. Это облегчает ревизию контактов и смену масла. Переключатели с реакторами рассчитаны на длительное протекание тока нагрузки. Но реактор является тяжелым и громоздким элементом. Поэтому переключающие устройства трансформаторов напряжением 220 кВ и выше выполняются на активных сопротивлениях. Сопротивления рассчитывают на кратковременную работу, поэтому устройство получается компактным, но требует применения быстродействующих приводов. Механизм переключающего устройства снабжен мощными пружинами и обеспечивает большую скорость переключения. Применяют контакторы в масле, а также с вакуумными камерами, обладающими значительными преимуществами. Принцип действия таких устройств рассмотрим на примере автотрансформатора напряженим 220–330 кВ. РПН автотрансформатора на активных сопротивлениях (рис. 8.4). Устройство РПН расположено в линейном конце обмотки среднего напряжения (ОСН). При таком расположении РПН изменяется коэффициент транОСН сформации только между обмотками ВН и ' СН. Коэффициент трансформации между 3 3 обмотками ВН и НН не изменяется. Если ' возникает необходимость регулирования R ' R 2 2 обмотки низшего напряжения автотранс' 1 1 форматора, последовательно с обмоткой низшего напряжения включают линейный регулятор. Согласно рисунку, рабочий ток протекает через замкнутый контакт 1 и ОВН вспомогательный контакт 2. Переключение происходит в следующем порядке. При пеб реходе со ступени а на ступень б сначала ∆U размыкается рабочий контакт 1, затем UВ вспомогательный контакт 2. Ток нагрузки а протекает через сопротивление R. ЗамыкаUC ОНН ется дугогасительный контакт 3‟, уравнительный ток протекает через оба активных сопротивления R и R . Размыкается дугогасительный контакт 3 и переводит ток наРис. 8.4. Схема РПН на активных грузки на правое плечо. Замыкаются консопротивления такты 2‟ и 1‟. Создается новое рабочее положение. Диапазон и число ступеней регулирования РПН трансформаторов и автотрансформаторов приведены ниже в таблице. 186 Класс напряжения, кВ 35 110 110 220 110 220 Мощность, Диапазон и числоступеней MB∙А регулирования Двухобмоточные трансформаторы 1–6,3 ±4x2,5%...±6 х 1 2,5 +15%...+10 ступеней –12%...–8 ступеней 6,3–125 ±16%...±9 ступеней 32–200 ±12%...±12 ступеней Трехобмоточные трансформаторы 6,3–80 ±16%; ±9 ступеней 25–63 ±12%; ±12 ступеней Обмотка с ответвлениями ВН НН ВН (в нейтрали) ВН (в нейтрали) ВН (в нейтрали) ВН (в нейтрали) 8.2.3. Регулирование напряжения посредством вольтдобавки Этот метод регулирования напряжения основан на введении в рассечку линии добавочной электродвижущей силы E  =U   E . U 2 1 Техническая реализация данного уравнения иллюстрируется на рисунке 8.5, комплект оборудования, создающий добавочную ЭДС, называют линейный регулятор (ЛР). Линейный регулятор состоит из двух трансфорE U2 U1 маторов: питающего трансформатора Т1 и последовательного трансформатора Т2. Первичная обмотка пиТ2 тающего трансформатора может быть включена как на Т1 фазное напряжение А–0 , так и на линейное напряжение (А–В или А–С). Вторичная обмотка питающего трансформатора имеет такое же переключающее устройство, как и трансформатор с РПН. Добавочная ЭДС в обмотке последовательного трансформатора Рис. 8.5. Принцип регулирования складывается с напряжением сети U1 и изменяет его. напряжения посредством Схемы линейного регулятора представлены на вольдобавки рисунках 8.6 и 8.7, на которых показаны возможности регулирования посредством вольдобавки. На рисунке 8.6 показан метод скалярного регулирования напряжения, в этой схеме напряжение снимается с фазы А и подается на эту же фазу. В результате изменяется только амплитуда напряжения.    А В С Е А UА UА  U А  Δ Е А Е А UА UА UА Е А UА Рис. 8.6. Схема одной фазы линейного регулятора со скалярным регулированием напряжения 187 UА А В С  U   ΔЕ U А А В Е В ΔЕ В  U   ΔЕ U А А В UА ΔЕ В  U   ΔЕ U А А В UВ UС Рис. 8.7. Схема одной фазы линейного регулятора с векторным регулированием напряжения Включая первичную обмотку питающего трансформатора в разные фазы сети, можно получить разные напряжения на выходе регулятора. На рисунке 8.8 приведены векторные диаграммы, иллюстрирующие возможности регулирования напряжения, как по амплитуде, так и по фазе. Когда обмотка 3 питающего трансформатора включена на фазы (0–А), (0–В), (0–С), напряжение в линии регулируется по модулю (рис. 8.8 а). При таком регулировании добавочная ЭДС линейного регулятора ∆Е совпадает по фазе с фазными напряжениями сети, и такое регулирование называется продольным. Коэффициент трансформации является вещественной величиной. ∆ ЕА ∆ ЕА ЕА∑ ЕА ЕА∑ ЕА ЕС ЕС∑ ЕВ ЕВ ∆ ЕВ ∆ ЕС ∆ ЕС ЕС ЕВ∑ а) ∆ ЕВ б) ∆ ЕА ЕА∑ ЕА ЕС ∆ ЕС Рис. 8.8. Регулирование напряжения ЛР: а) по модулю; б) по фазе; в) по модулю и фазе ЕВ ЕС∑ ЕВ∑ ∆ ЕВ в) 188 Если обмотка 3 питающего трансформатора включена на линейное напряжение, например, (В–С), то результирующая ЭДС обмотки силового трансформатора и вторичной обмотки 7 последовательного трансформатора изменяется по фазе (рис. 8.8 б). При этом ЭДС силового трансформатора и добавочная ЭДС оказываются сдвинутыми на 90 ○. Такое регулирование называется поперечным. При включении обмотки 3 на фазы А и В выполняется продольно-поперечное регулирование. Вектор добавочной ЭДС направлен вдоль линейных напряжений. Коэффициент трансформации является комплексной величиной. Линейные регуляторы большой мощности выполняются трехфазными, мощностью 16–100 МВ∙А с устройством РПН  15% напряжением 6–35 кВ. На напряжение 35–150 кВ ЛР выполняются мощностью 92–240 МВ∙А. В сетях 6–10 кВ линейные регуляторы выполняются в виде автотрансформаторов. 8.2.4. Регулирование напряжения устройством продольной компенсации На рисунке 8.9 приведен участок линии электропередачи, в рассечку которой включена батарея конденсаторов с сопротивлением хС. Для этого участка линии справедливы следующие уравнения  =U  - ΔU , U 2 1 (8.8)  = z I = (r + jx - jx )I ΔU Л Л Л Л C Л (8.9)  – падение напряжения на сопротивлениях линии при протекании по ней тока нагде ΔU грузки I . Л U1 xЛ rЛ IЛ xC U2 Р нагр + jQнагр Рис. 8.9. Принцип продольной компенсации По этим уравнениям построена векторная диаграмма (рис. 8.10), на которой иллюстрируется эффект регулирования напряжения методом продольной компенсации. Из векторной диаграммы видно, что при включении в рассечку линии батареи конденсаторов с сопротивлением хС напряжение в конце j линии увеличивается по величине и изменяется его фаза. Но из векторной rЛ I Л диаграммы также следует, что регули1 рующий эффект зависит от величины тока нагрузки и его фазы, поэтому воз jxЛ I Л U1 U 2' можности регулирования напряжения посредством продольной компенсации U2 jxC I Л IЛ ограничены. Отношение c  100  хС хЛ называют процентом компенсации. На практике применяю т частичную компенРис. 8.10. Векторная диаграмма сацию индуктивного сопротивления продольной компенсации ЛЭП (с<100%). Полная компенсация 189 не применяется из-за возможности появления резонансных перенапряжений. Потеря напряжения на участке сети, рассчитанная при известном напряжении в конце участка, равна δU = P  rЛ + Q  (х Л -х C ) . U2 (8.10) Соотношение активного и индуктивного сопротивлений в распределительных и питающих сетях различно. В распределительных сетях активное сопротивление больше индуктивного, поэтому в потере напряжения основную роль играет составляющая P  rЛ . В питающей сети, наоброт, индуктивное сопротивление больше активного, и здесь потеря напряжения в значительной степени определяется реактивным сопротивлением участка сети. 8.2.5. Регулирование напряжения устройством поперечной компенсации Одним из значительных факторов изменения напряжения в сети является поток реактивной мощности, при этом поток индуктивной мощности приводит к уменьшению напряжения, а поток емкостной мощности, наоборот, увеличивает напряжение. Регулирование потока реактивной мощности в сети лежит в основе поперечной компенсации. Для изменения потоков реактивной мощности применяются компенсирующие устройства – батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы, статические источники реактивной мощности. Возможность использования компенсирующих устройств для регулирования напряжения рассмотрим на примере простейшей сети, приведенной на рисунке 8.11. В конце линии в узле с напряжением U2 подключены: нагрузка (Sнагр, Iнагр) и компенсирующее устройство, способное как генерировать реактивную мощность (–jQку ), так и принимать ее (+jQку). U1 U2 zЛ I =I Л нагр  jI КУ Sнагр , Iнагр +jI КУ -jI КУ КУ Рис. 8.11. Принцип поперечной компенсации Для линии, изображенной на рисунке 8.10, справедливы следующие уравнения  =U  - ΔU   U 2 1  = z (I  jI )  ΔU Л нагр КУ   (8.11)  – падение напряжения на сопротивлении линии при протекании по ней тока нагде ΔU  грузки I нагр и тока компенсирующего устройства ( -jI КУ – емкостный ток, +jI КУ – индуктивный ток). Из этих уравнений видно, что при генерации реактивной мощности из КУ напряжение у потребителя увеличивается, а при потреблении происходит дальнейшее снижение 190 напряжения. Этот результат иллюстрируется на векторных диаграммах, приведенных на рисунке 8.11. Построим векторную диаграмму для следующих условий работы линии: 1) нагрузка активно-индуктивная Sнагр =Рнагр + jQнагр – реактивная мощность потребляется, а ток отстает по фазе от напряжения в точке подключения нагрузки Iнагр = Iа.нагр - jIp.нагр ; 2) компенсирующее устройство выдает реактивную мощность -jQКУ , а ток + jI КУ на 90° опережает напряжение в точке подключения КУ; Для построения векторных диаграмм запишем выражение (8.11) через ток, который протекает в линии электропередач: для линии с емкостной мощностью КУ (рис. 8.10)  =U   (r + jx )(I + jI ) = U 2 1 Л Л нагр КУ   r I  jx I  jr I  x I = =U 1 Л нагр Л нагр Л КУ Л КУ (8.12)   jr I  x I =U 2 Л КУ Л КУ Построим векторную диаграмму при работе КУ в режиме генерации реактивной мощности (рис. 8.11). Из начала координат по действительной оси отложим вектор напряжения U1. Под углом υ к нему отложим ток нагрузки Iнагр. Вектор падения напряжения в активном сопротивлении ( - rЛ Iнагр ) направлен параллельно линии тока нагрузки. Отложим его от конца вектора напряжения U1 с учетом знака в выражении (8.12). Получим точку а. Из точки а перпендикулярно линии тока нагрузки отложим вектор падения напряжения в индуктивном сопротивлении ЛЭП ( - jx Л Iнагр ) с учетом знака в выражении (8.12). Получим точку b. Соединим начало координат с точкой b. Полученный вектор – это вектор напряжения в конце участка U2 до установки КУ. В режиме генерации реактивной мощности ток компенсирующего устройства IКУ емкостный и он опережает напряжение U2 на 90о. Из точки b параллельно линии тока IКУ отложим вектор падения напряжения в активном сопротивлении ЛЭП с учетом знака в выражении (8.12). Получим точку с. Из точки с перпендикулярно линии тока IКУ отложим вектор падения напряжения в индуктивном сопротивлении ЛЭП с учетом знака в выражении (8.12). Получим точку d. Соединив точку d с началом координат, получим вектор напряжения в конце участка U 2 . j а I КУ rЛ I нагр  jxЛ I нагр 1 U1  c xЛ I КУ I нагр U2  jrЛ I КУ U 2 d b Рис. 8.12. Векторная диаграмма при работе КУ в режиме генерации реактивной мощности 191 Предлагаем читателю самостоятельно построить аналогичную векторную диаграмму при активно-индуктивной нагрузке и с индуктивной реактивной мощностью КУ (см. формулы 8.13)  =U   (r + jx )(I  jI ) = U 2 1 Л Л нагр КУ   r I  jx I  jr I  x I = =U 1 Л нагр Л нагр Л КУ Л КУ   jr I  x I . =U 2 Л КУ Л КУ 192 (8.13) ЛИТЕРАТУРА 1. Блок, В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей / В.М. Блок. – М.: Высш. шк., 1981. – 304 с. 2. ГОСТ 11677–85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. – М.: ИПК Издательство стандартов, 2002. – 38 с. 3. ГОСТ 15150–69. Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды. – М.: Стандартинформ, 2006. 4. ГОСТ 30830–2002 (МЭК 60076–1–93) .Трансформаторы силовые. Часть 1. Общие положения. – М.: ИПК Издательство стандартов, 2003. – 28 с. 5. ГОСТ Р 52719–2007. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. – М.: Стандартинформ, 2007. – 45 с. 6. Киреева, Э.А. Повышение надежности, экономичности и безопасности систем цехового энергоснабжения / Э.А. Киреева. – М.: НТФ «Энергопрогресс», 2002. – 76 с. 7. Копылов, И.П. Электрические машины: Учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. / И.П. Копылов. – М.: Высш. шк.; Логос, 2000. – 607 с. с ил. 8. Кочкин, В.И., Нечаев, О.П. Применение статических компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и предприятий. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. 9. Кочкин, В.И., Нечаев, О.П. Применение статических компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и предприятий. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. 10. Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4–35 кВ и 110–1150 кВ / Е.Ф. Макаров. – М.: ИД Энергия, 2006. – 624 с. 11. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочник для курсового и дипломного проектирования / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 605 с. 12. Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35– 750 кВ. СТО 56947007-2009. 13. Общие технические требования к подстанциям 330–750 кВ нового поколения, ОАО «ФСК ЕЭС», 2004. 14. Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97 / Под общ. ред. Б.А. Алексеева, Ф.Л. Когана, Л.Г. Мамиконянца. – 6-е изд., с изм. и доп. – М.: НЦ ЭНАС, 2004. 15. Правила устройства электроустановок. – М., 2002. – 607 с. 16. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока напряжением 35–750 кВ, СО 153-34.47.37-2003. – М.: Энергосетьпроект, 2003. 17. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учеб. для техникумов / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с. 18. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования: РД 153-34. 0-20.257-98 / РАО ЕЭС России. – М., 2001. – 151 с. 19. Схемы принципиальные электрические РУ подстанций 35–750 кВ. Типовые решения. СТО 56947007-29.240.30.010-2008. 20. Схемы принципиальные электрические РУ подстанций 35–750 кВ. Типовые решения. СТО 56947007-29.240.30.010-2008. 21. Управляемые подмагничиванием электрические реакторы / Под ред. А.М. Брянцева. – М.: Знак, 2004. 22. Электрическая часть станций и подстанций / Под ред. А.А. Васильева. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 575 с. 193 Учебное издание Щукин Олег Степанович Электрическая часть электростанций и подстанций Курс лекций Редактор Т.А. Фридман Изд. лиц. ЛР № 020742. Подписано в печать 25.05.2018 Формат 60х84/8. Бумага для множительных аппаратов Гарнитура Times New Roman. Усл. печ. листов 24,25 Тираж 300 экз. Заказ 1880 Отпечатано в Издательстве Нижневартовского государственного университета 628615, Тюменская область, г.Нижневартовск, ул.Дзержинского, 11 Тел./факс: (3466) 43-75-73, Е-mail: [email protected]

Рекомендованные лекции

Смотреть все
Электроника, электротехника, радиотехника

Электрическая часть электростанций и подстанций. Проектирование и конструирование электрической части электростанций и подстанций

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ...

Автор лекции

Жданов А.С.

Авторы

Теплоэнергетика и теплотехника

Первичные схемы электростанций и подстанций. Требования к схемам. Критерии выбора схем

Лекция 5,6 Первичные схемы электростанций и подстанций. Требования к схемам. Критерии выбора схем Схемы электростанций и подстанций подразделяются на ...

Энергетическое машиностроение

Электроэнергетические системы и сети

ФГБОУ ВО РГАУ-МСХА им. К.А. Тимирязева Кафедра «Электроснабжение и электротехника им. И.А. Будзко» Электроэнергетические системы и сети Виноградов Але...

Автор лекции

Виноградов А.В.

Авторы

Электроника, электротехника, радиотехника

Учет электрической энергии

ТЕМА 1. УЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ 3.1. Правила учета электрической энергии Основной документ, действующий в области учета электрической энергии – это...

Электроника, электротехника, радиотехника

Электроснабжение потребителей и режимы

1.КУРС ЛЕКЦИЙ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И РЕЖИМЫ» 1.1. Структура и параметры систем электроснабжения В настоящее время нельзя предс...

Железнодорожный транспорт

Устройство и электроснабжение железных дорог

Устройства Электроснабжение железных дорог Краткие сведения об электрификации железных дорог России Железнодорожный транспорт потребляет более 7% энер...

Электроника, электротехника, радиотехника

Главные электрические схемы: станций и подстанций

1. ГЛАВНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ Всякая электроустановка выполняется по определенным электрическим схемам, отражающим взаимную связ...

Электроника, электротехника, радиотехника

Требования, предъявляемые к системам электроснабжения и электрическим сетям

Основные требования, предъявляемые к системам электроснабжения и электрическим сетям. Системы электроснабжения разделяют на систему внешнего электросн...

Метрология

Система измерений на ПС и ЭС

Лекция 4. Система измерений на ПС и ЭС Средства измерений на ПС и ЭС регламентируются ПУЭ, п. 1.6, учета электроэнгергии – п. 1.5 Контроль за ражимом ...

Энергетическое машиностроение

Электроэнергетика

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТУЛЬСКИЙ Г...

Автор лекции

Степанов В.М.

Авторы

Смотреть все