Техника высоких напряжений

Министерство науки и высшего образования РФ Иркутский национальный исследовательский технический университет Г. И. Чумаков, И. Г. Насникова ТЕХНИКА ВЫСОКИХ НАПРЯЖЕНИЙ Учебное пособие Издательство Иркутского национального исследовательского технического университета 2019 УДК 621.3.048.015 ББК (указать) Ч- ,,, Рекомендовано к изданию редакционно-издательским советом ИРНИТУ Рецензенты: Тематический редактор Авторы канд. техн. наук, доцент кафедры электрических станций ФГБОУ ВО «ИРНИТУ» Г.И. Чумаков ст. преподаватель кафедры радиоэлектроники и телекоммуникационных систем ФГБОУ ВО «ИРНИТУ» И.Г. Насникова Чумаков Г.И. Техника высоких напряжений : учеб. пособие / Г.И. Чумаков, И.Г Насникова – Иркутск : Изд-во ИРНИТУ, 2019. – 201 с. Соответствует требованиям ФГОС ВО по специальности 13.03.02 Электроэнергетика и электротехника. Кратко рассмотрены вопросы, связанные с разрядами в диэлектриках и особенностями изоляции высоковольтных конструкций. Особое внимание уделено координации изоляции, внутренним и внешним перенапряжениям в электрических сетях и подстанциях и защите от них. Предназначено для студентов института энергетики ФГБОУ ВО «ИРНИТУ», изучающих дисциплину «Техника высоких напряжений» в рамках подготовки бакалавров. ISBN (номер присваивается в РО) © Чумаков Г.И., Насникова И.Г., 2019 © ФГБОУ ВО «ИРНИТУ», 2019 Оглавление Введение ............................................................................................................. 7 1. Разряды в газах, жидкостях и твердых диэлектриках ............................... 9 1.1. Процессы ионизации в газе ....................................................................... 9 1.2. Виды ионизации ....................................................................................... 10 1.3. Лавина электронов ................................................................................... 12 1.4. Условие самостоятельности разряда ...................................................... 13 1.5. Стримерная теория разряда ..................................................................... 14 1.6. Закон Пашена............................................................................................ 15 1.7 Разряд в неоднородных полях. Эффект полярности ............................. 18 1.8 Применение барьеров ............................................................................... 21 1.9. Время разряда и вольт-секундные характеристики (ВСХ) .................. 21 воздушных промежутков ................................................................................ 21 1.10. Коронный разряд .................................................................................... 24 1.11. Корона на проводах постоянного и переменного тока ..................... 25 1.12. Разряд в воздухе вдоль поверхности твердой изоляции .................... 27 1.13. Пробой жидких диэлектриков .............................................................. 29 1.14. Пробой твердой изоляции ..................................................................... 34 1.15. Частичные разряды ................................................................................ 36 2. Высоковольтная изоляция .......................................................................... 40 2.1. Общая характеристика высоковольтной изоляции .............................. 40 2.2. Требования к материалам внутренней изоляции ................................. 41 2.3. Газовая изоляция ...................................................................................... 42 2.4. Вакуумная изоляция................................................................................. 43 2.5. Маслобарьерная изоляция ....................................................................... 43 2.6. Бумажно - масляная изоляции ................................................................ 44 2.7. Высоковольтные изоляторы .................................................................... 45 2.7.1. Линейные изоляторы ............................................................................ 45 2.7.2. Станционно-аппаратные изоляторы ................................................. 46 2.8. Изоляция высоковольтных конденсаторов ........................................... 49 2.9. Изоляция трансформаторов .................................................................... 50 2.10. Изоляция кабелей ................................................................................... 51 3 2.11. Изоляция электрических машин ........................................................... 52 3. Координация изоляции ............................................................................... 54 3.1. Напряжения, воздействующие на электрооборудование..................... 54 в процессе эксплуатации ................................................................................ 54 3.1.1. Рабочее напряжение ............................................................................. 54 3.1.2. Перенапряжения ................................................................................... 56 3.2. Уровни изоляции электрооборудования ................................................ 60 3.3. Общие принципы координации изоляции ............................................. 62 3.3.1. Координация изоляции воздушных линий электропередачи ............. 62 3.3.2. Координация изоляции подстанционного оборудования .................. 64 4. Внутренние перенапряжения в электрических сетях ............................. 67 110-1150 кВ ...................................................................................................... 67 4.1. Основные понятия .................................................................................... 67 4.2. Резонансные перенапряжения ................................................................ 68 4.2.1. Исходные положения ............................................................................ 68 4.2.2. Вынужденное напряжение переходного процесса ............................ 70 перенапряжений частоты 50Гц ................................................................... 70 4.2.3. Защита от перенапряжений в паузе успешного ОАПВ на .............. 71 электропередачах 500 кВ, 750 кВ, 1150 кВ .................................................. 71 4.2.4. Перенапряжения при явлениях переходного феррорезонанса ......... 72 4.2.5. Защита от феррорезонансных перенапряжений на частоте 50 Гц, возникающих в электропередачах 220-500 кВ после включения холостых шин с электромагнитными трансформаторами напряжения ................. 74 4.2.6. Автопараметрическое самовозбуждение ультрагармоник четной кратности частоты 100 Гц и 200 Гц........................................................... 75 4.2.7. Защита продольно - и поперечнокомпенсированных ....................... 76 электропередач от коммутационных и резонансных................................. 76 перенапряжений .............................................................................................. 76 4.3. Коммутационные перенапряжения ........................................................ 80 4.3.1 Исходные положения ............................................................................. 80 4.3.2. Перенапряжения при включении линии электропередачи и АПВ .... 81 4.3.3. Перенапряжения при отключении ненагруженных .......................... 86 линий ................................................................................................................. 86 4.3.4. Перенапряжения при отключениях реакторов, ................................ 91 4 трансформаторов и электрических машин ................................................ 91 4.3.5 Средства защиты от коммутационных перенапряжений............... 96 5. Защита от внутренних перенапряжений сетей 6-35 кВ......................... 102 5.1. Компенсация емкостного тока на землю ............................................. 103 5.2. Система зашиты от перенапряжений в сети собственных нужд с резистивным заземлением нейтрали ........................................................... 104 5.3. Защита от повреждений трансформаторов напряжения .................... 105 6-35 кВ контроля изоляции .......................................................................... 105 5.4. Защита от перенапряжений установок с вакуумными ....................... 106 выключателями.............................................................................................. 106 5.5. Защита неиспользуемых обмоток трансформаторов ......................... 108 6. Грозовые перенапряжения ....................................................................... 109 6.1. Основные характеристики разряда молнии ........................................ 109 6.1.1. Краткие сведения о механизме разряда молнии .............................. 109 6.1.2. Количественные характеристики разряда молнии ........................ 111 6.1.3. Интенсивность грозовой деятельности .......................................... 115 6.1.4. Число ударов молнии в наземные объекты ...................................... 116 6.2. Волновые процессы в электрических цепях ....................................... 118 6.2.1. Отражение и преломление электромагнитных волн ..................... 118 6.2.2. Эквивалентные схемы при волновых процессах .............................. 121 6.2.3. Набегание электромагнитной волны на шины подстанции .......... 123 6.2.4. Прохождение электромагнитной волны через ............................... 123 индуктивность .............................................................................................. 123 6.2.5. Прохождение электромагнитной волны мимо емкости ............... 125 6.3. Грозозащита линий электропередачи .................................................. 127 6.3.1. Задачи и критерии грозозащиты линий ........................................... 127 6.3.2.Показатели грозоупорности воздушных линий ................................ 129 6.3.3. Грозоупорность линий без тросов .................................................... 130 6.3.4. Грозоупорность ВЛ защищенных тросом ....................................... 133 6.3.5.Средства грозозащиты воздушных линий ........................................ 139 6.3.6. Допустимое число грозовых отключений ВЛ и выбор средств грозозащиты по критерию коммутационного ресурса линейных выключателей .................................................................................................. 143 6.4. Защита станций и подстанций 6-1150 кB от грозовых ...................... 144 5 перенапряжений ............................................................................................ 144 6.4.1. Общие положения ............................................................................... 144 6.4.2.Защита станций и подстанций от прямых ударов молнии ............ 145 6.4.3.Защита станций и подстанций от набегающих грозовых волн ..... 149 6.4.4. Особенности грозозащиты подстанций различного номинального напряжения .................................................................................................. 157 6.4.5. Защита вращающихся электрических машин от грозовых перенапряжений .......................................................................................... 161 6.5. Защитные аппараты и устройства ........................................................ 165 6.5.1.Защитные промежутки ...................................................................... 167 6.5.2.Трубчатые разрядники ........................................................................ 168 6.5.3. Вентильные разрядники ..................................................................... 169 6.5.4. Нелинейные ограничители перенапряжений ................................... 174 6.5.5. Разрядники длинно искровые (РДИ) .................................................. 177 6.5.6. Изолятор-разрядник мультикамерной системы............................. 181 Заключение .................................................................................................... 185 Библиографический список ......................................................................... 186 Приложение А ............................................................................................... 187 Приложение Б ................................................................................................ 191 Приложение В................................................................................................ 192 Приложение Г ................................................................................................ 193 Приложение Д................................................................................................ 195 Приложение Е ................................................................................................ 196 Приложение Ж ............................................................................................... 200 Приложение З ................................................................................................ 201 6 Введение «Техника высоких напряжений» (ТВН) - наука о характеристиках веществ и процессов в них при экстремальных электромагнитных воздействиях – высоких напряжениях и сильных токах, а так же о технологическом использовании этих процессов. Высокие напряжения широко используются в электротехнологиях: окраска, электрофильтры, очистка воды, электрогидравлические и электроимпульсные технологии (бурение, дробление, резание горных пород и др.) в электрофизических установках – управляемый термоядерный синтез, ускорители, лазеры и др. Однако возникновение ТВН в начале прошлого столетия связано с другим фактором – необходимостью передачи больших электрических мощностей на дальние расстояния. В 1880 году профессор Петербургского лесного института Д.А. Лачинов разработал и изложил теорию передачи электроэнергии на большие расстояния — повышение напряжения и уменьшение тока по мере увеличения дальности и передаваемой мощности. Хронология развития ЛЭП трехфазного переменного тока в Европе и США хорошо известна. Стартовый рубеж (10-15 кВ) преодален в 1898 – 1902 гг. В СССР первая линия электропередачи Кашира - Москва напряжением 110 кВ была введена в эксплуатацию 4 июня 1922 года. Другие напряжения освоены: с 1932 (150 кВ) до 1988г (1150 кВ). В настоящее время общая протяженность электрических сетей в России с номинальным напряжением 35–1150 кВ превосходит 800000 км. Повышение уровня напряжений требовало изучения физических явлений, механизмов воздействия электромагнитных полей высокого напряжения на изоляцию в различных условиях эксплуатации. Соответственно запросам энергетики развивалась и техника высоких напряжений. Потребовалось создание промышленных высоковольтных установок переменного, постоянного и импульсного напряжений, а также установок для проведения исследований и испытаний изоляции при воздействии различных видов высокого напряжения. Чрезвычайно большое значение при этом приобретают вопросы создания и эксплуатации комплекса оборудования, необходимого для генерирования, передачи, преобразования и распределения электрической энергии: генераторов, трансформаторов, воздушных и кабельных линий, конденсаторов и коммутационных аппаратов. В процессе эксплуатации электрооборудование подвергается электрическим, тепловым, механическим, химическим воздействиям, приводящим к изменению физического состояния элементов электроустановок и, прежде всего, изоляции токоведущих элементов отдельных фаз между 7 собой и относительно элементов, находящихся под «нулевым» потенциалом («земля»). Поскольку основной причиной выхода из строя высоковольтного оборудования являются отказы изоляции, то наибольшие усилия направляются на сохранение ее в целостности. И здесь особую роль играет знание закономерностей зарождения и развития разрядов в диэлектриках (в изоляции). В высоковольтном оборудовании используются газообразные, жидкие, твердые изоляционные материалы и их комбинации. И один из основных разделов техники высоких напряжений посвящен свойствам и характеристикам изоляционных конструкций электрооборудования высокого напряжения и условиям их надежной эксплуатации при воздействии рабочего напряжения, грозовых и внутренних перенапряжений. При этом в качестве основной характеристики ресурса конструкции имеющей изоляцию (далее электроизоляционной конструкции – ЭИК) рассматривается уровень изоляции электрооборудования (УИЭ). В процессе эксплуатации УИЭ в результате воздействия перечисленных выше факторов снижается («старение изоляции»). Жесткие требования, предъявляемые к надежности электроизоляционных конструкций (долговечность, безотказность) ставят задачу контроля (испытаний) УИЭ в процессе эксплуатации электрооборудования. Разработка методики, технологии такого контроля, выбор эквивалентов реальных воздействий (рабочих напряжений, внутренних и внешних перенапряжений) – еще одна задача дисциплины ТВН. Реализация методик контроля предъявляет требования к источникам эквивалентных воздействий (испытательное оборудование) и необходимым средствам измерений. Изложенное позволяет сформулировать основную цель, реализуемую дисциплиной ТВН – координация изоляции, под которой понимается взаимное согласование значений действующих напряжений (перенапряжений) с уровнем изоляции электроустановок. Предлагаемое учебное пособие представляет сжатое изложение материала основных разделов курса ТВН. Здесь содержатся основные сведения о процессах в диэлектриках, рассмотрены конструктивные особенности изоляции высоковольтных конструкций, внутренние и внешние перенапряжения в электрических сетях и подстанциях, методы их ограничения и защиты от них. Особое внимание уделяется координации изоляции. Материал курса разбит на шесть разделов: разряды в газах, жидкостях и твердых диэлектриках, высоковольтная изоляция, координация изоляции, общая характеристика внутренних перенапряжений в электрических сетях 110-1150 кВ, защита от внутренних перенапряжений сетей 6-35 кВ, грозовые перенапряжения. 8 1. Разряды в газах, жидкостях и твердых диэлектриках 1.1. Процессы ионизации в газе Представим электронную оболочку атома в виде совокупности круговых орбит, по которым движутся электроны вокруг положительно заряженного ядра. В нормальном состоянии электроны находятся на ближайших к ядру орбитах, потенциальная энергия атома минимальна. Если сообщить атому дополнительную энергию, один или несколько атомов могут перейти на более удаленные от ядра орбиты. Этот процесс называется электронное возбуждение атома. Среднее время пребывания атома или молекулы в возбужденном состоянии составляет 10-10 с. Возвращение атома в нормальное состояние происходит самопроизвольно и сопровождается излучением фотона. Чем большая энергия сообщается атому, тем на более удаленную от ядра орбиту переходит электрон. Когда электрон удалится от ядра на столько, что связь его с ядром практически исчезнет, он становится свободным. Происходит ионизация атома, в результате образуется две частицы: положительный ион и электрон. Энергия, необходимая для ионизации атома называется энергией ионизации. Эту энергию нейтральная частица получает в результате столкновения с электроном. Процесс ионизации газа путем соударения нейтральных частиц с электронами называется ударная ионизация и характеризуется коэффициентом ударной ионизации α. Коэффициент ударной ионизации α равен числу ионизаций, производимых электроном на пути в 1 см по направлению действия сил электрического поля. Образовавшиеся новые электроны в свою очередь также участвуют в процессе ионизации, образуя лавину электронов. Некоторая часть электронов при столкновении с нейтральными атомами или молекулами может быть ими захвачена, при этом образуются отрицательные ионы. Газы, в которых возможно образование отрицательных ионов, называются электроотрицательными (кислород, хлор, пары воды и др.). Устойчивость образовавшихся отрицательных ионов зависит от энергии, которая выделяется при захвате электрона атомом. Процесс захвата электронов частицами газа характеризуется коэффициентом прилипания электронов , который является величиной, обратной пути, проходимому электроном вдоль силовой линии электрического поля до ―прилипания‖. Поэтому в электроотрицательных газах интенсивность процесса увеличения числа электронов определяется эффективным коэффициентом ударной ионизации αэф=α-η. Коэффициент αэф (или α) зависит от напряжения электрического поля Е, давления p и абсолютной температуры газа Т. Для воздуха при давлении 9 и температуре, близких к нормальным ставлена в виде:  эф   где   эта зависимость может быть пред- E f  ,  (1.1) pT0 – относительная плотность воздуха; p0 = 101300 Па, Т0= 293 p0T К – собственно нормальные давление и температура. Одновременно с ионизацией происходит процесс взаимной нейтрализации заряженных частиц – рекомбинация. Число рекомбинаций в 1 см3 газа за единицу времени, пропорционально числу встреч противоположно заряженных частиц, которое в свою очередь пропорционально их концентрации. Если наступает равновесие, т.е. в единицу времени возникает и рекомбинирует одинаковое число заряженных частиц, то такое состояние газа характеризуется определенной степенью ионизации, равной отношению концентрации ионизированных частиц к общей концентрации частиц: Кион  Nион . N (1.2) 1.2. Виды ионизации Различают объемную и поверхностную ионизации. Объемная ионизация – образование заряженных частиц в объеме газа между электродами. Поверхностная ионизация – излучение (эмиссия) заряженных частиц с поверхности электродов. Объемная ионизация подразделяется на: 1) ударную ионизацию; 2) ступенчатую ионизацию; 3) фотоионизацию; 4) термоионизацию. Ударная ионизация – соударение электрона с нейтральным атомом или молекулой. Условие ионизации может быть записано в виде: m V 2  Wи , 2 (1.3) где m – эффективная масса заряженной частицы, кг ( mэл=9,1∙10-31 кг – эффективная масса электрона; mпрот=1,7∙10-27 кг – эффективная масса протона); V – скорость движения заряженной частицы, м/с; WИ – энергия ионизации нейтрального атома или молекулы, эВ. Так как скорость электронов значительно больше скорости ионов, то ударная ионизация ионами малоэффективна и определяющей является ударная ионизация электронами. 10 Ступенчатая ионизация происходит тогда, когда энергия первого воздействующего на нейтральный атом или молекулу электрона приводит атом только в возбужденное состояние, т. е. энергия электрона недостаточна для ионизации. Воздействие второго электрона на возбужденный атом или молекулу приводит к ионизации. Время между воздействием первого и второго электронов должно быть не более времени нахождения нейтрального атома или молекулы в возбужденном состоянии. Условие ступенчатой ионизации: mэл  V12 mэл  V32   Wи , 2 2 (1.4) где mэл – масса электрона; V1, V3 – скорости электронов; WИ – энергия ионизации молекулы (атома). Для осуществления фотоионизации в объеме газа энергия фотонов, излучаемая возбужденными атомами или молекулами, должна быть больше энергии ионизации при поглощении фотона нейтральным атомом или молекулой. Этот процесс успешно осуществляется в смеси газов (воздух). При фотоионизации возможна и ступенчатая ионизация. Условием фотоионизации является: hν ≥WИ, (1.5) где h – постоянная Планка; ν – собственная частота фотона. Термоионизация обусловлена тепловым состоянием газа и может происходить в результате следующих действий: 1) освобождения электрона при соударениях между атомами и молекулами при высоких температурах; 2) фотоионизации нейтральных атомов и молекул, возбужденных в результате теплового взаимодействия при высоких температурах; 3) ионизации при столкновении электрона с нейтральным атомом или молекулой при высоких температурах. В газе при тепловом движении происходит диссоциация молекул раньше, чем произойдет ионизация, т. к. энергия диссоциации меньше, чем энергия ионизации. Поверхностная ионизация (эмиссия электронов) осуществляется за счет: 1) бомбардировки поверхности катода положительными ионами – вторичная электронная эмиссия. Условие для выхода электрона с поверхности: 2 mион  Vион  Wвых , 2 (1.6) где mион – масса иона; Vион – скорость иона; Wвых – энергия выхода электрона; 11 2) фотоэмиссии, т. е. лучистой энергии, облучающей катод, например, ультрафиолетовым светом, рентгеновским излучением. Условие для выхода электрона с поверхности: hν ≥Wвых, (1.7) где h – постоянная Планка; ν – частота излучения фотона; Wвых – энергия выхода электрона; 3) нагрева поверхности катода – термоэлектронная эмиссия; 4) энергии внешнего электрического поля – автоэлектронная или холодная эмиссия возможна при напряженности электрического поля более 3·102 кВ/см. Для реализации поверхностной ионизации необходимо, чтобы энергия воздействия была больше энергии выхода электрона из катода (Wвых). Энергия Wвых ниже энергии объемной ионизации газа примерно в 2 раза и более и зависит от материала электрода. 1.3. Лавина электронов Пусть в газе между двумя плоскими электродами (однородное поле), под действием какого-либо внешнего ионизатора, появился свободный электрон. При достаточной напряженности электрического поля, двигаясь к аноду, он может при столкновении с атомом ионизировать его. При этом появляется новый электрон, который вместе с начальным, ионизирует новые атомы и молекулы и число свободных электронов будет непрерывно нарастать. Лавина электронов – процесс нарастания числа электронов, движущихся в электрическом поле по направлению к аноду. Пусть в лавине, прошедшей путь x, содержится n электронов. На пути dx каждый из них пройдет αdx ионизаций. Общее увеличение числа электронов на пути dx будет равно: dn    ndx; dn  dx . n (1.8) Интегрируя в пределах от 1 до n и от 0 до x, получим x x  dn   dx ; n=exp  dx  . n    1 0  n (1.9) В случае однородного поля, когда напряженности во всех точках одинаковы, коэффициент α не зависит от координаты и может быть вынесен за знак интеграла: n=ex . (1.10) Таким образом, число электронов в лавине в однородном электрическом поле нарастает по экспоненциальному закону со скоростью, которая определяется коэффициентом ударной ионизации α. 12 Выражение (1.10) дает значение электронов в лавине без учета их прилипания к нейтральным атомам и молекулам, которое характеризуется коэффициентом прилипания η. Число электронов в лавине с учетом прилипания будет равно:  x n=e  . (1.11) В процессе развития лавины одновременно с электронами образуются положительные ионы. Подвижность ионов значительно меньше, чем электронов, и за время развития лавины они практически не успевают переместиться в промежутке к катоду. Таким образом, после прохождения лавины электронов в газе остаются положительные, а в электроотрицательных газах и отрицательные ионы, которые искажают (уменьшают или увеличивают) внешнее электрическое поле в промежутке. 1.4. Условие самостоятельности разряда Благодаря действию таких внешних ионизаторов, как радиоактивное излучение Земли, ультрафиолетовое излучение Солнца, космические частицы, вблизи катода будут непрерывно возникать свободные электроны, а в промежутке между электродами образовываться лавины, движение которых создает ток между электродами. Если исключить действие внешнего ионизатора, ток в промежутке прекратится. Несамостоятельный разряд – процесс, для поддержания которого необходим внешний ионизатор. Самостоятельный разряд –разряд, который может существовать в отсутствие внешнего ионизатора. Для возникновения самостоятельного разряда необходимо, чтобы в результате развития первоначальной лавины появился хотя бы один вторичный электрон, способный создать новую лавину. Разряд из несамостоятельного может перейти в самостоятельный, если увеличить приложенное к электродам напряжение. При самостоятельной форме разряда лавинный процесс возобновляется, поскольку сама первичная лавина (и последующие вторичные тоже) создает условие для возобновления процесса. Условия возобновления: 1) оставшиеся после прохождения лавины положительные ионы, двигаясь к катоду, бомбардируют его и вызывают эмиссию электронов из катода; 2) возбужденные атомы и молекулы, образующиеся наряду с ионизацией, испускают фотоны, которые могут приводить как к фотоионизации в объеме промежутка, так и к фотоэмиссии электронов из катода. Образующиеся таким образом вторичные электроны приводят снова к образованию лавин в разрядном промежутке. 13 Количество положительных ионов, оставшихся в промежутке после прохождения лавины, равно количеству электронов в лавине (1.11), исключая начальный электрон, т. е.: n И =e S  1. (1.12) Электроны, выбитые из катода, не все участвуют в образовании вторичных лавин. Часть электронов рекомбинирует с положительными ионами. Суммарный процесс образования вторичных электронов из катода характеризуется коэффициентом вторичной ионизации γ. Коэффициент γ зависит от материала катода, состава и давления газа, и всегда γ << 1. Количество вторичных электронов, образованных после прохождения первичной лавины, при самостоятельной форме разряда будет:  S   e   1  1. (1.13)   Уравнение (1.13) есть условие самостоятельности развития разряда в газовом промежутке. Оно показывает, что в результате прохождения первичной лавины необходимо образование, как минимум, одного эффективного электрона, способного зажечь вторичную лавину. 1.5. Стримерная теория разряда В процессе развития лавины непрерывно увеличивается число электронов и положительных ионов, при этом напряженность на фронте лавины возрастает, а в конце уменьшается. В какой-то момент напряженность в хвосте лавины уменьшается настолько, что становится невозможной ударная ионизация. Находящиеся в хвосте лавины отставшие электроны вместе с положительными ионами создают плазменное образование, дающее начало возникновению стримерного канала. Вторичные лавины, следуя по силовым линиям и имея на головке избыточный отрицательный заряд (электроны), втягиваются в область положительного объемного заряда, оставленного первичной лавиной. Электроны вторичных лавин смешиваются с положительными ионами первичной лавины и образуют стример – область с наибольшей плотностью тока, которая, разогреваясь, начинает светиться, а наибольшая концентрация частиц (плотность тока) образуется вблизи катода. Картина образования стримера приведена на рис. 1.1. Для фотоионизации в объеме газа энергия фотонов должна быть больше энергии ионизации. Этот процесс успешно осуществляется в смесях газов, содержащих компоненты с относительно низкой энергией ионизации (в том числе и в воздухе). Бомбардировка катода положительными ионами эффективна при низких давлениях газа. 14 Рис. 1.1. Механизм развития катодного стримера: 1 – электрод (катод); 2 – канал стримера; 3 – лавины; 4 – движение фотонов; 5 – электроны за счет фотоионизации Критерием перехода лавинного разряда в стримерный является критическое число электронов в лавине. Расчеты показывают, что при числе электронов nкр ≥ 107–109 лавина переходит в стример. Для накопления такого количества электронов лавина должна пройти определенное критическое расстояние xкр. Следовательно, с увеличением расстояния между электродами (свыше xкр) лавина неизбежно перейдет в стримерную форму развития разряда. 1.6. Закон Пашена Выполнение условия самостоятельности разряда (1.13) в однородном поле означает пробой всего промежутка. Приняв η = 0 и приравняв (1.13) единице, получим:     eS  1  1 , (1.14) 1 eS  1  .  (1.15) или Прологарифмируем выражение (1.15) и преобразуем его относительно α :  1 ln 1      . S Экспериментально установлено, что: 15 (1.16)   A0 pe  B0 p E , (1.17) где p – давление газа; E – напряженность электрического поля; A0 – коэффициент, зависящий от состава газа: r 2 , (1.18) A0  kT где r – радиус молекул; k – постоянная Больцмана; Т – температура в градусах Кельвина; В0 – коэффициент, зависящий от энергии ионизации газа: B0 = A0UИ, где UИ – потенциал ионизации газа. Приравняв выражения для α (1.16) и (1.17), получим: B0 p   1 ln 1    A0 pSe E .   Подставив в (1.23) E  (1.19) U , имеем: S B0 pS   1 ln 1    A0 pSe U ,   или B0 pS e U  A0 pS .  1 ln 1     (1.20) Прологарифмируем выражение (1.20), тогда: B0 pS  ln U A0 pS .  1 ln 1     (1.21) Поскольку интерес представляет напряжение, при котором произойдет пробой, приравняем U = UПР. Тогда из выражения (1.21): U пр  B0 pS A0 pS . ln  1 l n 1     16 (1.22) Из уравнения (1.22) видно, что при неизменной температуре разрядное напряжение в однородном поле является функцией произведения давления p на расстояние между электродами S, т. е.: Uпр  f ( p  S ) . (1.23) Эту закономерность впервые экспериментально обнаружил Пашен, и выражение (1.22) называется законом Пашена. Графически эта закономерность представлена на рис. 1.2. Рис. 1.2. Графическое отображение закона Пашена для воздуха Вид этой зависимости можно объяснить, исходя из физических представлений. При S = const увеличение давления, больше значения, соответствующего минимуму, приводит к увеличению числа столкновений электронов с нейтральными атомами и молекулами и, как следствие, к уменьшению его энергии, накапливаемой на длине свободного пробега. Следовательно, для возникновения ударной ионизации необходимо увеличение напряжения Uпр. С другой стороны, при давлениях, меньших минимума пробивного напряжения Uпр, увеличивается длина свободного пробега и накапливаемая электроном энергия, но уменьшается количество столкновений, что уменьшает вероятность ударной ионизации. Для ее увеличения необходимо, чтобы как можно большее число столкновений заканчивалось ионизацией. Для этого необходимо увеличивать энергию электрона на длине свободного пробега, т. е. увеличивать Uпр. Закон Пашена в виде формулы (1.22) справедлив при нормальной температуре. Изменение температуры действует обратно изменению давления и должно учитываться при расчетах. В общем виде, с учетом изменения температуры, закон Пашена запишется так: 17 или  pS  U пр  f  ,  T  (1.24) Uпр  f    S  , (1.25) T0 p p   0,386 , Т – температура в градусах Кельвина. где   T p0 T Тогда U прД  U прР  , (1.26) где Uпр.Д – пробивное напряжение, приведенное к действительным условиям измерения; Uпр.Р – пробивное напряжение, полученное при расчете по формуле Пашена. Экспериментальная кривая Пашена отличается от расчетной как в области очень малых значений PS, так и в области очень больших. В области очень малых значений PS отличие объясняется приближением к вакуумному пробою, при котором основную роль играют процессы на поверхности электродов, а не в объеме газа. При больших значениях PS отличие объясняется увеличением напряженности электрического поля на микровыступах электродов и увеличением вероятности возникновения лавин, что снижает Uпр. На основании закона Пашена могут быть предложены способы повышения пробивного напряжения газов: 1) увеличение давления больше атмосферного; 2) уменьшение давления до значений, меньших, чем давление, соответствующее минимуму, вплоть до вакуума. 1.7 Разряд в неоднородных полях. Эффект полярности К типичным промежуткам с неоднородным полем относятся: стержень - стержень, стержень–плоскость, провод–земля и другие реальные изоляционные промежутки Основные закономерности развития разряда в любых резконеоднородных полях (коэффициент неоднородности KH=Еmax/Eср > 4 ) практически одинаковы. При некотором начальном напряжении UН в промежутке возникает самостоятельный разряд в лавинной форме, т.к. вблизи стержня имеется область с напряженностью, превышающей значение, соответствующее возникновению самостоятельной формы разряда. Разряд локализуется в этой области, а вторичные лавины поддерживаются либо за счет фотоионизации из объема газа (при положительной полярности стержня), либо за счет фотоэмиссии или автоэлектронной (холодной) эмиссии с катода (при отрицательной полярности стержня). Такой разряд называется 18 коронным разрядом в лавинной форме. Значение напряжения и напряженности поля на электроде при возникновении коронного разряда зависит от степени неоднородности поля. С увеличением степени неоднородности напряженность на электроде-стержне увеличивается, а напряжение возникновения короны уменьшается. При увеличении напряжения свыше UH, когда количество электронов в лавине возрастает, она переходит в плазменное состояние и в промежутке возникает стример. Если в однородном поле возникший стример пересекает весь межэлектродный промежуток, то в резконеоднородном поле в зависимости от величины напряжения стример, пройдя некоторое расстояние, может остановиться. При этом плазма его распадается, но вблизи острия возникают новые стримеры, которые также останавливаются и их плазма распадается. Такое состояние разряда устойчивое, т.к. выполняется условие самостоятельности разряда. Случай, когда стримеры не достигают противоположного электрода, получил название коронного разряда в стримерной форме. Для пробоя всего межэлектродного промежутка необходимо еще увеличить напряжение. Тогда образуется канал, который продвигается от электрода с повышенной напряженностью (острие) к противоположному электроду. При пересечении искровым каналом всего промежутка он преобразуется в электрическую дугу, что означает завершение пробоя. В резконеоднородных полях напряжение пробоя всегда больше напряжения возникновения коронного разряда в любой форме. В слабонеравномерных полях коронное и разрядное напряжения практически совпадают друг с другом, влияние полярности невелико. В сильнонеравномерном поле коронное напряжение намного ниже разрядного, полярность при несимметричных электродах оказывает существенное влияние на величину разрядного напряжения. При положительном острие (рис.1.3, а) имеющиеся в промежутке электроны, двигаясь к острию в область сильного поля, совершают ударную ионизацию и образуют лавину электронов. Когда лавина доходит до острия, электроны лавины нейтрализуются на аноде, а положительные ионы вследствие малой скорости движения остаются у острия и создают положительный объемный заряд, который обладает собственным электрическим полем Eq. В результате сложения поля объемного заряда и внешнего электрического поля Eq + Eвн результирующее поле несколько уменьшается у острия и увеличивается в объеме между положительным объемным зарядом и плоскостью. 19 Рис. 1.3. Развитие разряда в промежутке стержень–плоскость При дальнейшем увеличении напряжения лавина электронов возникает в области наибольшей напряженности электрического поля – справа от объемного заряда. Лавина электронов и объемный заряд создают зародыш анодного стримера, заполненный плазмой. Головка стримера имеет избыточный положительный заряд, что усиливает поле и обеспечивает образование новых лавин и прорастание стримера до противоположного электрода – плоскости, т. е. облегчает пробой. При отрицательной полярности острия (рис. 1.3, б), появившиеся у катода электроны образуют лавину, двигающуюся к плоскости. Выйдя из сильного поля острия электроны теряют энергию и перестают производить ионизацию. Часть электронов достигает анода, а часть образует при столкновениях отрицательные ионы. Образующийся у острия объемный положительный заряд усиливает поле у стержня и ослабляет в остальной части пространства. При отрицательной полярности иглы образование лавин начинается между стержнем и объемным зарядом – катодная лавина. Вследствие этого вокруг стержня образуется плазменный слой, который увеличивается с повышением напряжения. Напряженность поля на поверхности слоя растет и начинается образование лавин справа от объемного заряда. Образование катодных стримеров происходит в области с более низкой напряженностью электрического поля, что затрудняет развитие стримера. Скорость их оказывается на порядок ниже, чем скорость положительного стримера при положительной игле. В результате разрядные напряжения при отрицательной игле в 2–2,5 раза выше, чем при положительной. Это и есть проявление эффекта полярности. При небольших промежутках (8–10 см) их электрическая прочность составляет 8–15 кВ/см. 20 1.8 Применение барьеров Электрическая прочность системы с резконеравномерным полем может быть повышена за счет барьеров (рис. 1.4). В качестве барьеров используют твердые диэлектрики (электрокартон, гетинакс и др.). При наличии барьера напряженность электрического поля на участке острие – барьер снижается, а на участке барьер–плоскость – возрастает. Поле становится более однородным. Рис. 1.4. Барьер в резконеоднородном поле При отрицательном острие барьер задерживает двигающиеся к плоскости электроны, которые образуют на его поверхности отрицательные ионы и тем самым создается концентрированный отрицательный заряд. При положительном острие он также задерживает положительные ионы, которые растекаются по его поверхности, т. о. формируя как бы положительную плоскость. Наиболее эффективным является расположение барьера на расстоянии (0,2-0,3)L от иглы. В этом случае разрядные напряжения при положительной игле увеличиваются более чем в два раза, а при отрицательной – не уменьшаются. Расположение барьера у иглы не дает большого эффекта, т.к. при положительной игле ионы располагаются на барьере неравномерно, а при отрицательной – электроны летят с большой скоростью и проходят через барьер, т. е. отрицательный заряд не создается. 1.9. Время разряда и вольт-секундные характеристики (ВСХ) воздушных промежутков При кратковременных импульсах значение разрядного напряжения воздушных промежутков зависит от продолжительности воздействия. Если к промежутку приложено напряжение, достаточное для пробоя, то для раз21 вития и завершения разряда в промежутке необходимо определенное время tр, называемое временем разряда (рис.1.5). Рассмотрим, от каких факторов зависит время разряда. Для развития разряда вблизи катода должен появиться хотя бы один эффективный электрон, т.е. электрон, образующий начальную лавину. Появление эффективного электрона – событие случайное. Рис. 1.5. Составляющие времени разряда Время ожидания появления в промежутке эффективного начального электрона tс называется статистическим временем запаздывания разряда. Это первая составляющая времени разряда. Другой составляющей, имеющей также статистический характер, является время формирования разряда tф, т. е. время от момента появления начального электрона до завершения пробоя промежутка. Время tс + tф = tз называют временем запаздывания развития разряда. При достаточно большой длительности фронта импульса имеет значение также время t1, представляющее собой время подъема напряжения до значения UН. Таким образом, в общем случае время разряда состоит из трех слагаемых: tр = t1 + tc + tф . (1.27) Составляющие времени разряда tс и tф зависят от значения напряжения на промежутке. При увеличении напряжения повышается вероятность того, что появляющиеся в промежутке электроны станут эффективными и tс уменьшится. Сокращается также и tф, поскольку при большем напряжении возрастает интенсивность разрядных процессов и скорость продвижения канала разряда в промежутке. Поэтому чем выше разрядное напряжение, тем меньше время разряда. Зависимость максимального напряжения разряда от времени действия импульса называется вольт-секундной характеристикой изоляции. 22 Поскольку начало и скорость развития ионизационных процессов зависят от значения напряжения, вольт-секундные характеристики зависят от формы импульса. С целью унификации испытаний и возможности сопоставления изоляционных конструкций установлен стандартный грозовой импульс с длительностью фронта (возрастания напряжения) τф = 1, 2 ± 0, 4 мкс и длительностью импульса τи = 50 ±10 мкс . Он обозначается так: 1,2/50 мкс (рис. 1.6). Рис. 1.6. Определение параметров импульса напряжения Для экспериментального определения вольт-секундной характеристики к исследуемому промежутку прикладываются импульсы стандартной формы. В силу статистического разброса времени разряда вольтсекундная характеристика получается в виде области точек (рис. 1.7), для которой указываются средняя кривая и границы разброса времени разряда. Рис. 1.7. Построение вольт-секундной характеристики изоляции по опытным данным (грозовые импульсы): 1 – импульсы напряжения; 2 – кривая средних значений пробивного напряжения; 3 – границы разброса пробивных напряжений 23 Вид вольт-секундной характеристики зависит от степени неоднородности электрического поля в промежутке. Для промежутков с однородным или слабонеоднородным полем вольт-секундная характеристика слабо зависит от tp (рис. 1.8, кривая 1), и только при значении времени разряда порядка 1 мкс и меньше разрядное напряжение увеличивается. Связано это с тем, что разряд в таких промежутках формируется за весьма малое время при напряжении, равном начальному значению, и отсутствует корона. Отмеченные свойства вольт-секундной характеристики позволяют использовать промежуток между шаровыми электродами, создающими практически однородное поле, если расстояние между электродами меньше их радиуса, в качестве универсального прибора для измерения максимальных значений напряжения. Рис. 1.8. ВСХ для промежутков с однородным (1) и резконеоднородным (2) полям Вольт-секундные характеристики промежутков с резконеоднородным полем (рис. 1.8, кривая 2) имеют достаточно большую крутизну, поскольку в таких промежутках время формирования разряда сильно зависит от значения приложенного напряжения. Для таких промежутков при грозовых импульсах характерны большие разрядные напряжения, чем при переменном напряжении промышленной частоты 50 Гц. 1.10. Коронный разряд В случае однородного поля, для которых при выполнении условия самостоятельности разряда ионизация происходит по всей длине промежутка, начальное напряжение равно пробивному. Если эффективная ионизация при начальном напряжении происходит только в части промежутка, то возникает коронный разряд. Однако если ионизация при этом охватывает большую часть промежутка, то коронный разряд неустойчив и самопроизвольно переходит в полный пробой 24 промежутка. Электрические поля таких промежутков называются слабонеоднородными и для них начальное напряжение совпадает с пробивным. Если при выполнении условия самостоятельности разряда эффективная ионизация происходит в сравнительно узкой зоне у электрода, то коронный разряд будет устойчивым. Такие промежутки называются коронирующими, или промежутками с резконеоднородным полем. В резконеоднородных полях начальное напряжение соответствует появлению коронного разряда, а пробивное напряжение может быть существенно выше начального. Возникновение коронного разряда сопровождается появлением свечения газа у коронирующего электрода, что может быть использовано для определения момента возникновения коронного разряда при измерениях начальных напряжений. Коронный разряд может иметь две основные формы – лавинную и стримерную. Лавинной называется так форма разряда, при которой в промежутке развиваются только электронные лавины. При этом напряженность электрического поля зарядов каждой из лавин значительно меньше напряженности внешнего поля. Лавинная форма коронного разряда характерна для очень малых радиусов кривизны электродов (менее 1-2 мм). При этой форме коронного разряда зона ионизации более или менее имеет однородную структуру, что приводит к выравниванию электрического поля в промежутке за счет образующегося объемного заряда. Стримерной называется такая форма разряда, при которой в промежутке кроме электронных лавин развиваются стримерные каналы. Стримерная форма коронного разряда возникает в том случае, если поле зарядов лавины соизмеримо с полем, бывшим в промежутке до появления лавины. Электронная лавина при этом преобразуется в стример, представляющий собой плазменный канал, у головки которого происходит интенсивная ударная ионизация электродами, обеспечивающая прорастание стримера вглубь промежутка. Прекращение ионизации головки стримерного канала при попадании его в область слабого поля приводит к остановке стримера и постепенному затуханию в нем процессов ионизации. Протекание тока по каналу стримера приводит к его разогреву. Если температура в канале стримера становится достаточной для термической ионизации газа, то его характеристики изменяются, и он преобразуется в лидер. 1.11. Корона на проводах постоянного и переменного тока При коронировании у поверхности провода образуются заряды того же знака, что и полярность проводов. Если возле провода будет объемный заряд только одного знака, то такую корону называют униполярной (рис. 1.9, а). На двухпроводной линии ионы различных знаков движутся навстречу друг другу (рис. 1.9, б). В области слабых полей происходит ча25 стичная рекомбинация зарядов. Значительная часть зарядов проникает в зону короны противоположного знака и усиливает там поле. В результате усиливаются ионизационные процессы и увеличиваются потери. Такая корона называется биполярной (рис. 1.9, б). Рис. 1.9. Корона: а – униполярная; б – биполярная При переменном напряжении объемный заряд возникает в один из полупериодов, когда U ≥Uн ( E ≥ Eн ). При изменении полярности в каждый из полупериодов объемный заряд отталкивается или притягивается к проводу. При этом лишь незначительная часть заряда достигает соседних фаз. Поэтому влиянием соседних фаз на процесс коронирования можно пренебречь, т. е. корона на проводах ВЛ переменного тока является униполярной. Рис. 1.10. Корона на проводе при переменном токе 26 В первый полупериод корона возникает, когда U ≥Uн (рис. 1.10). При увеличении напряжения в интервале от Uн до Uм увеличивается ток короны и объемный заряд, но напряженность поля остается постоянной Eн . При достижении U =Uм коронирование прекращается. Если считать, что заряд неподвижен, то напряженность поля у провода будет снижаться по синусоидальному закону со сдвигом на ΔU относительно напряжения. Когда в отрицательный полупериод напряженность поля достигнет значения Eн, возникает коронный разряд, но при меньшем значении напряжения зажигания Uз 0,1 с, резкое снижение Uпр во времени; IV – старение, Uпр мало изменяется, а время до пробоя возрастает значительно Электрическая прочность Епр твердой изоляции возрастает с уменьшением ее толщины и особенно быстро — в области микроны толщин. Влияние температуры показано рис. 1.16, где приведена зависимость электрической прочности фарфора от температуры. Видно, что до температуры ~ +75 ⁰C пробивная напряженность фарфора Eпр практически не изменяется (область А). Дальнейшее увеличение температуры приводит к резкому уменьшению EПР (область Б). Рис. 1.16. Зависимость пробивного напряжения от температуры для фарфора (напряжение 50 Гц) Суть теплового пробоя изоляции можно представить в виде рис. 1.17, где Q1 – тепло, выделенное в изоляции за счет джоулевых и диэлектрических потерь, Q2 – тепло, отводимое от изоляции в окружающую среду. 35 Выделенное тепло определяется как: Q1 = U2ω C tg δ, (1.28) Q2 = k S (T–T0), (1.29) а отводимое тепло – как: где ω – угловая частота; С – емкость изделии; tg δ – диэлектрические потери в изоляции; k – коэффициент теплопередачи; S – площадь поверхности изоляции; Т0 – температура окружающей среды; Т – температура внутри диэлектрика. Изменение приложенного напряжения к изоляции приводит к изменению потерь в ней. На рис. 1.17 Q1(U1), Q1(U2), Q1(U3) – тепло, выделенное при U1 < U2 < U3, а Q2 – тепло, отведенное от изоляции. Рис. 1.17. Изменение выделенного Q1 и отводимого Q2 тепла в изоляции при разных U Для U1 при T1 + ΔT − Q2 > Q1 – нет нагрева. Для U2 при T2 + ΔT − Q2 < Q1 – тепловой пробой. Для U3 – всегда тепловой пробой. Т2 – точка теплового равновесия. Рабочая температура Траб < T2. 1.15. Частичные разряды Понятие частичного разряда (ЧР) в изоляции охватывает местный разряд на поверхности или внутри изоляции в виде короны, скользящий разряд или пробой отдельных элементов изоляции шунтирующий часть изоляции между электродами находящимися под разными потенциалами. Частичные разряды в изоляции возникают в местах с пониженной электрической прочностью (например, в прослойках пропитывающей жидкости или в газовых включениях в толще диэлектрика), или вследствие об36 разовавшихся во время эксплуатации вследствие чрезмерно высоких механических воздействий (трещины, расслоения), местных нагревов (термическое разложение изоляции с выделением газов) и по другим причинам. Газовые включения, как правило, имеют малые размеры (доли мм), тем не менее они представляют собой ослабленные участки внутренней изоляции. Из-за различия диэлектрических проницаемостей газа во включении и основных диэлектрических материалов напряженность во включении выше, чем в изоляции (обычно в 2-4 раза). Вместе с тем электрическая прочность газов ниже, чем жидких и твердых диэлектриков. Поэтому при постепенном повышении напряжения на изоляции разрядные процессы, т.е. ЧР, начинаются именно в газовых включениях. Эти разряды не приводят к немедленному полному пробою всей изоляции, т.к. диэлектрические материалы, составляющие внутреннюю изоляцию, имеют значительно более высокую электрическую прочность, чем газ во включении. Однако ЧР многократно воздействуя на диэлектрические материалы, постепенно разрушают их, вызывая так называемое «электрическое старение» изоляции, которое завершается полным пробоем лишь спустя некоторое время. Это время зависит от интенсивности ЧР (энергии отдельных разрядов, частоты их повторения), от стойкости диэлектрических материалов к воздействию ЧР, а также от конструктивных особенностей изоляции (толщины, конфигурации электрического поля и пр.). При неблагоприятных условиях оно исчисляется секундами или минутами; по мере уменьшения интенсивности ЧР продолжительность процесса старения увеличивается постепенно до многих часов и далее до нескольких десятков лет. В некоторых видах внутренней изоляции (бумажно-масляной, маслобарьерной) ЧР при рабочем напряжении могут иметь место, однако их интенсивность не должна превышать допустимые уровни, которые устанавливаются с учетом требований к срокам службы и стойкости материалов к воздействию разрядов. При изготовлении внутренней изоляции оборудования высокого напряжения принимаются специальные меры, чтобы исключить образование газовых включений или ограничить их число и размеры. Для этого, в частности, используют дегазацию под вакуумом и пропитку изоляции маловязкими составами. Готовые изоляционные конструкции подвергают испытаниям с изменением характеристик ЧР При рассмотрении механизма возникновения ЧР воспользуемся эквивалентной схемой замещения изоляции с общей емкостью СЭ (рис. 1.18): C э  C0  Cв  Cд Cв  Cд 37 . (1.30) Рис. 1.18. Схема замещения твердого диэлектрика: С0 – емкость бездефектной изоляции; Св – емкость воздушного включения; Сд – емкость диэлектрика последовательно с включением; Uв – напряжение пробоя воздушного включения ЧР возникают тогда, когда напряжение на включении достигает пробивного значения Uпр – напряжения зажигания разряда во включении. Напряженность электрического поля во включении ЕВ связана с напряженностью в остальной части диэлектрика: Ев  Ед  д , в (1.31) где Eд – напряженность электрического поля в диэлектрике; εд – относительная диэлектрическая проницаемость диэлектрика; εв – относительная диэлектрическая проницаемость включения. Исходя из выражения (1.31), напряженность электрического поля в газовом включении (и в любом другом, где εв < εд ) всегда выше, чем в остальном диэлектрике. При размерах включения десятки микрометров и давлении, близком к атмосферному, пробивное напряжение лежит вблизи минимума кривой Пашена, слабо изменяется с изменением размеров включения и составляет 250…300 В. Наибольшую опасность ЧР представляют на переменном или импульсном напряжении. Разрушающее действие ЧР на диэлектрики обусловлено следующими факторами, возникающими при пробое включения: 1 – воздействием ударных волн; 2 – тепловым воздействием; 3 – бомбардировкой заряженными частицами; 4 – воздействием химически активными продуктами разряда (озон, окислы азота); 5 – воздействием излучения; 6 – развитием древовидных побегов-дендритов. В зависимости от величины заряда qЧР, измеряемого при ЧР, возможна классификация ЧР по qЧР: 1. При превышении некоторого порога напряжения в изоляции возникают ЧР с интенсивностью qЧР =10–12–10–11 Кл. Такие ЧР не вызывают 38 быстрого разрушения изоляции и во многих случаях могут быть допустимы. Такие разряды называются начальными. 2. Дальнейшее возрастание напряжения или увеличение размеров включений в процессе длительной работы изоляции приводит к резкому возрастанию интенсивности ЧР, причем прежде всего возрастает qЧР до величины qЧР =10–10–10–8 Кл. Их возникновение резко сокращает срок службы изоляции, и они не должны допускаться при рабочих условиях. Такие разряды называются критическими. На постоянном напряжении интервал между ЧР во включении составляет секунды – десятки секунд, что на несколько порядков больше, чем на переменном напряжении промышленной частоты. Это позволяет увеличить рабочие напряженности электроизоляционных конструкций постоянного напряжения по сравнению с переменным. Развитие ЧР на импульсном напряжении принципиально не отличается от переменного напряжения. Часто основной причиной пробоя изоляции при многократном воздействии импульсного напряжения являются ЧР. Контрольные вопросы 1. Перечислите основные виды ионизационных процессов в газах и опишите процессы ионизации газа при соударении, фотоионизации, термической и поверхностной ионизации. 2. Какой разряд в газе называется самостоятельным и несамостоятельным? 3. Нарисуйте вольт-амперную характеристику разряда в газах и поясните ее. 4. Что такое коэффициент импульса? Приведите значения коэффициента импульса для электродов шар-шар и стержень-стержень. 5. Дайте характеристику стандартной и срезанной волны импульса. 6. Назовите составляющие времени полного разряда при импульсах. 7. Как построить опытным путем вольт-секундные характеристики и каково их практическое применение? 8. Объясните роль барьеров при разряде в промежутке стержень – плоскость при положительной и отрицательной полярностях стержня. 9. Каковы характерные признаки и последствия явления короны? 10. Что такое критическое напряжение короны и от каких факторов оно зависит? Проанализируйте зависимость явления короны от радиуса проводов и расстояния между ними. 11. Назовите мероприятия для уменьшения потерь на корону. 12. Перечислите способы борьбы с явлением короны в электрических машинах. 13. Какой разряд называют скользящим и чем вызвано его явление? 39 14. Опишите механизм разряда в жидких диэлектриках. 15. От каких факторов зависит пробивное напряжение в жидкостях. 16. Опишите основные виды пробоя твердых диэлектриков. 2. Высоковольтная изоляция 2.1. Общая характеристика высоковольтной изоляции Изоляция высоковольтных конструкций подразделяется на внешнюю и внутреннюю. Внешней изоляцией называются части изоляционной конструкции, в которых изолирующей средой является атмосферный воздух, в том числе у поверхности твердого диэлектрика. Электрическая прочность внешней изоляции зависит от атмосферных и других внешних условий, в частности от давления, температуры и влажности атмосферного воздуха, загрязнения, интенсивности мокрых осадков. Изоляционные конструкции, обеспечивающие изоляцию токоведущих частей машин, аппаратов, кабелей, конденсаторов, приборов и других элементов, относятся к внутренней изоляции. По конструктивному исполнению внутренняя изоляция может иметь различную форму и одновременно выполнять функцию крепежных деталей и теплоотводящей среды. По агрегатному состоянию внутренняя изоляция может быть газообразной, жидкой, твердой или комбинированной. Наиболее широкое применение получили сложные изоляционные конструкции и комбинации: бумажно-масляная изоляция (БМИ), маслобарьерная изоляция (МБИ), комбинированная изоляция на основе слюдопластов, стеклопластов, полимеров, связующих и других материалов. Применение в установках высокого напряжения твердых, жидких или специальных газообразных диэлектрических материалов обусловлено следующим: 1. Значительно более высокая электрическая прочность (в 5-10 раз больше чем у атмосферного воздуха), что позволяет резко сократить изоляционные расстояния. 2. Функция механического крепления проводников, находящихся под напряжением (только твердые диэлектрики). 3. Через внутреннюю изоляцию всегда осуществляется отвод тепла, выделяющегося при прохождении рабочих токов. Использование жидких диэлектриков позволяет в ряде случаев значительно улучшить условия охлаждения за счет естественной или принудительной циркуляции изоляционной жидкости. Внутренняя изоляция имеет ряд особенностей, существенно отличающих ее от внешней изоляции: 40 1. На электрическую прочность внутренней изоляции практически не оказывают влияния кратковременные изменения атмосферных условий. 2. Пробой внутренней изоляции, включающей твердые диэлектрики, представляет собой необратимое разрушение. 3. Внутренняя изоляция любого типа (кроме чисто газовой) имеет специфическую зависимость электрической прочности от времени воздействия напряжения. 4. Старение внутренней изоляции, то есть изменение ее свойств (снижение электрической прочности) под влиянием внешних электрических, тепловых и механических воздействий. Изоляция, полностью восстанавливающая свои изолирующие свойства после полного разряда, вызванного приложением высокого напряжения, называется самовосстанавливающейся. К самовосстанавливающейся изоляции относится внешняя изоляция и внутренняя жидкая или газовая изоляция, если при разряде не происходит повреждения поверхности твердого диэлектрика. Несамовосстанавливающаяся изоляция – изоляция, пробой которой означает необратимое повреждение конструкции (большинство видов внутренней изоляции). 2.2. Требования к материалам внутренней изоляции К диэлектрическим материалам, используемым для внутренней изоляции оборудования ВН, предъявляется ряд требований. 1. Высокая кратковременная и длительная электрическая прочность, малые диэлектрические потери, стойкость к частичным разрядам (ЧР), отсутствие газовых включений. 2. Хорошие тепловые свойства: теплопроводность, стойкость к тепловому старению, высокая допустимая рабочая температура, пожаро- и взрывобезопасность. 3. Механическая прочность - необходимо не только обеспечить механическую целостность изоляции и всей конструкции, но и исключить появление в изоляции трещин, расслоений и других небольших дефектов, снижающих электрическую прочность. 4. Технологичность – материалы должны быть пригодными для высокопроизводительных процессов изготовления изоляции и всего оборудования или аппарата в целом. 5. Экологические требования – материалы для внутренней изоляции не должны содержать или образовывать в процессе эксплуатации токсичные продукты, после отработки всего срока эксплуатации должны легко утилизироваться. 6. Специфические требования – обусловленные спецификой того или иного вида оборудования (материалы для силовых конденсаторов должны 41 иметь повышенную диэлектрическую проницаемость; материалы для камер выключателей – высокую стойкость к термоударам и воздействию электрической дуги). Весь комплекс требований наилучшим образом удовлетворяется при использовании в составе внутренней изоляции комбинации из нескольких материалов, дополняющих друг друга и выполняющих несколько различные функции. Во всех случаях в состав внутренней изоляции должны входить твѐрдые диэлектрические материалы, так как только они могут обеспечить необходимую механическую прочность изоляционной конструкции. Однако твѐрдые диэлектрические материалы обладают низкой теплопроводностью; в конструкциях со сложной конфигурацией электродов, они требуют больших трудозатрат на механическую обработку. Главный недостаток – трудно или даже невозможно обеспечить надѐжное сочленение деталей из таких материалов друг с другом или с электродами без воздушных зазоров, в которых под действием рабочего напряжения могут развиваться частичные разряды, вызывающие старение изоляции. Высокопрочные газы под давлением или жидкие диэлектрики легко заполняют изоляционные промежутки любой конфигурации, чем существенно повышают электрическую прочность, особенно длительную. Жидкие диэлектрики могут быть использованы в качестве теплоносителя в системе интенсивного охлаждения конструкции. 2.3. Газовая изоляция Преимущества газовой изоляции: самовосстанавливаемость, стойкость к старению, пожаробезопасность, высокое удельное сопротивление ρ, малый tg δ . Применение газов в качестве изолирующей среды позволяет снизить массу и габариты конструкции. Для обеспечения безопасной и надежной конструкции необходимо, чтобы газы удовлетворяли следующим требованиям: 1) газы должны быть стойкими к электрическим разрядам и не выделять токсичных веществ; 2) не вступать в химические реакции с контактирующими материалами; 3) обладать высокой теплопроводностью и иметь низкую температуру сжижения, допускающую работу при высоких давлениях; 4) быть негорючими; 5) иметь низкую стоимость. В настоящее время в качестве изоляции применяют следующие газы: воздух, элегаз, азот и смесь азота с элегазом. 42 2.4. Вакуумная изоляция К вакуумной относится газовая изоляция, находящаяся под давлением 0,01–0,2 кПа (для сравнения атмосферное давление составляет 100 кПа). Глубокий вакуум возникает при P ≤ 10-3 Па . Характерной особенностью вакуумной изоляции является высокая электрическая прочность ( E =106 В/см при L =10-3 см ), хорошие дугогасящие свойства, низкая теплопроводность. Механизм пробоя вакуума в основном объясняется автоэлектронной и вторичной эмиссией. При локальных нагревах электродов могут образовываться газо- или парообразные выбросы с их поверхности. Пробивные напряжения зависят от чистоты поверхности, формы поля, числа разрядов и других факторов. В силу этого Uпр имеет большой разброс. Для увеличения Uпр вакуумной изоляции применяют тренировку (выдержка под напряжением). Недостатки вакуумной изоляции: 1) сложность получения глубокого вакуума; 2) сложность осуществления привода подвижных частей электрооборудования; 3) сложность обработки токоведущих частей. Область применения вакуума: КРУ, электровакуумные приборы, высоковольтные выключатели, конденсаторы, вакуумные разрядники. 2.5. Маслобарьерная изоляция Основу МБИ составляет трансформаторное масло и твердые изолирующие материалы: картон, бумага, слоистые пластики толщиной 2–3 мм. Масло в МБИ играет роль изолирующей и охлаждающей среды. Проникая в поры твердой изоляции и полости конструкции, масло вытесняет газы и тем самым повышает электрическую прочность. Барьеры препятствуют перемещению твердых, волокнистых примесей и капелек влаги в области высоких напряженностей электрического поля, а также выравнивают напряженность электрического поля и тем самым увеличивают напряжение пробоя Uпр в 2–2,5 раза. При этом наибольший эффект наблюдается, если барьер располагается перпендикулярно силовым линиям электрического поля. В резконеоднородных полях достигается увеличение прочности за счет барьеров на 30–50 %. При импульсных напряжениях в однородных и слабонеоднородных полях применение барьеров менее эффективно. При импульсных напряжениях в МБИ возможны интенсивные ЧР, которые разлагают масло и целлюлозу барьера и оставляют на поверхности твердой изоляции обугленные каналы, что увеличивает вероятность развития разрядов по поверхности и снижает электрическую прочность. 43 Поэтому пробивные напряжения определяются по прочности одного масляного канала. МБИ применяется в трансформаторах, реакторах и в другой электрической аппаратуре с большим объемом масла. Технология изготовления МБИ включает сборку конструкции, сушку под вакуумом с tс =100-120 С и заполнение под вакуумом дегазированным маслом. Достоинства МБИ: простая технология изготовления, интенсивное охлаждение, возможность восстановления качества изоляции в эксплуатации путем сушки конструкции и замены масла. Недостатки: невысокая электрическая прочность по сравнению с другими видами изоляции, например, БМИ, пожаро- и взрывоопасность, необходимость специальной защиты конструкции от увлажнения в процессе эксплуатации. 2.6. Бумажно - масляная изоляции Основой БМИ является тонкая электротехническая бумага толщиной 80–170 мк, пропитанная маслом или другими жидкими диэлектриками с добавкой некоторых компонентов. Слои бумаги наматываются на изолируемые проводники с перекрытием или с зазором, вручную или на специальных станках. Используется листовая (3 м шириной) или рулонная (шириной 20–40 мм) бумага. При плотной намотке зазоры между слоями составляют менее 0,01 мм. Однако зазоры и микропоры могут составлять до 50 % общего объема изоляции. Поэтому непропитанная бумажная изоляция обладает низкой электрической прочностью. В последнее время применяют сочетание бумаги и синтетической пленки. Основные показатели БМИ: электрическая прочность E =100-250 кВ/см, tgδ= 0,003-0,005, рабочая температура tраб до 90 С. Электрическая прочность БМИ зависит, прежде всего от толщины слоя изоляции и плотности бумаги, однако с увеличением плотности увеличивается ε, что приводит к увеличению напряженности поля в масле, снижению прочности, уменьшению срока службы при длительном воздействии напряжения за счет ЧР и ухудшения теплоотвода. Поэтому максимальная электрическая прочность наблюдается при 6–10 слоях бумаги. Критические ЧР могут привести к тепловыделению и разрушению изоляции вдоль слоев в глубину, появляются следы ветвистых разрядов, что приводит к уменьшению электрической прочности. Технология производства БМИ включает следующие операции: намотку, сушку под вакуумом для удаления влаги и газов, пропитку дегазированным маслом. Область применения БМИ: изоляция проводов, кабелей, конденсаторов, высоковольтных выводов. 44 Недостатки БМИ: узкий диапазон рабочих температур, пожароопасность, затруднения при выполнении изоляции проводников сложной формы, необходимость защиты от воздействия влаги. 2.7. Высоковольтные изоляторы По назначению изоляторы подразделяется на линейные и станционно-аппаратные, которые, в свою очередь, делятся на опорные и проходные. 2.7.1. Линейные изоляторы Линейные изоляторы применяются для крепления и изолирования проводов и тросов воздушных линий электропередачи. По конструктивному исполнению они делятся на штыревые и подвесные. Штыревые изоляторы изготавливаются из электротехнического фарфора или стекла и монтируются на опорах с помощью штырей или крюков. Они выпускаются различного конструктивного исполнения. Обозначение, например, ШФ10-В – штыревой, фарфоровый, номинальное напряжение 10 кВ, конструктивное исполнение В (всего существует три варианта конструктивного исполнения – А, Б, В). Выпускаются промышленностью на напряжение до 35 кВ. Подвесные изоляторы применяются для напряжений больше 35 кВ. Подразделяются на тарельчатые (шарнирные) и стержневые. Изготавливаются из электротехнического фарфора, стекла и полимерных материалов. Рис. 2.1. Подвесной шарнирный изолятор с конусной головкой: 1 – тарелка изолятора; 2 – чугунная шапка; 3 – стальной стержень; 4 – цементная замазка; 5 – головка изолятора; 6 – замок На рис. 2.1 приведена конструкция подвесного тарельчатого изолятора. Шапка (2) и стержень (3) обеспечивают шарнирное соединение од45 ного изолятора с другим при сборке изоляторов в гирлянду. Изоляторы испытывают только растягивающие усилия, но, благодаря конструктив-ному исполнению, головка (5) изолятора работает на сжатие и поэтому выдерживает очень большие механические нагрузки (до 300…500 кН). Обозначение изолятора, например ПСГ6-А: подвесной, стеклянный, грязестойкий. Минимальная разрушающая нагрузка – 60 кН. Подвесные стержневые изоляторы изготавливаются из электротехнического фарфора, стекла, ситалла, стекловолокна с полимерным покрытием. Один изолятор может заменить гирлянду из 7 тарельчатых изоляторов на напряжение 110 кВ. Шарнирно крепится при помощи двух шапок с замками на концах изолятора. Достоинством стержневых изоляторов является непробиваемость. Кроме того, за счет малого диаметра изолятора повышаются градиенты электрического поля по поверхностному перекрытию. Обозначение изолятора, например СФ-110/2,25: стержневой, фарфоровый, номинальное напряжение 110 кВ, минимальная разрушающая нагрузка – 22,5 кН. 2.7.2. Станционно-аппаратные изоляторы Опорные изоляторы предназначены для крепления шинопроводов, деталей аппаратов и изолирования их от заземленных конструкций и между собой. Изготавливают их для наружной и внутренней установки на напряжение до 110 кВ. На большее напряжение опорные изоляторы собирают в колонны. Опорные изоляторы для наружной установки делятся на штыревые и стержневые. Штыревые изоляторы используются в тех случаях, когда требуется большая механическая прочность на изгиб, изготавливаются из электротехнического фарфора. Обозначение, например, ОНШ-35-2000: опорный, наружной установки, штыревой, номинальное напряжение – 35 кВ, минимальная разрушающая нагрузка – 20 кН. Опорно-стержневые изоляторы изготавливаются на напряжение 35…150 кВ из электротехнического фарфора. Концы изолятора армированы чугунными фланцами. Обозначение, например ОНС-110-1000: опорный, наружной установки, стержневой, номинальное напряжение 110 кВ, минимальная механическая прочность – 10 кН. Проходные изоляторы и вводы используются там, где токоведущие части проходят через стены, перекрытия зданий, ограждения электроустановок или вводятся внутрь металлических корпусов оборудования. Проходными изоляторами называют изоляторы на напряжение до 35 кВ, на напряжение 110 кВ и выше – вводы. Вводы имеют более сложную конструкцию изоляции и выполняются с маслобарьерной изоляцией (до 150 кВ) или с бумажно-масляной изоляцией (220 кВ и выше). Проходные изоляторы на высокие напряжения (до 35 кВ включительно) изготавливаются из электротехнического фарфора, стекла, бакели46 товой бумаги. На рис. 2.2 приведена конструктивная схема проходного изолятора. Рис. 2.2. Конструктивная схема проходного изолятора: 1 – токоведущий стержень (труба); 2 – заземленный фланец; 3 – твердая изоляция; 4 – пути пробоя (Uпр > Uпер); 5 – высоковольтные фланцы Для увеличения напряжения перекрытия Uпер на наружной поверхности изолятора делают ребра, а также увеличивают диаметр изолятора у заземленного фланца. Проходные изоляторы маркируются по напряжению, току и изгибающей механической нагрузке. Например, П-10/400750, что означает: проходной изолятор, UН = 10 кВ, IН = 400 А, Ризг = 750 кгс. Вводы – это проходные изоляторы на 110 кВ и выше. Они содержат внешнюю и внутреннюю изоляцию сложной конструкции. Внешней изоляцией является фарфоровая покрышка. Внутренняя – участки изоляции в теле ввода. Внутренняя изоляция вводов бывает трех типов: маслобарьерная, бумажно-масляная и сухая. 1) Маслобарьерный ввод 110…150 кВ конденсаторного типа (рис. 2.3). Чтобы повысить Uпр, промежуток разбивают барьерами 5 на n малых промежутков и выравнивают поле металлическими обкладками (фольга на барьерах). В результате Uпр повышается в ~ 2,5 раза. Обкладки выравнивают поле в радиальном и аксиальном направлениях. Наиболее важно выровнять поле в аксиальном направлении для уменьшения длины ввода. Для этого уступы делают одинаковыми. На рис. 2.4 приведены эпюры распределения напряженностей электрического поля в радиальном (а) и аксиальном (б) направлениях маслобарьерного ввода. 47 Рис. 2.3. Конструктивная схема маслобарьерного ввода: 1 – токопровод (стержень); 2 – высоковольтный фланец; 3 – заземленный фланец; 4 – фарфоровая рубашка; 5 – барьеры с обкладками; 6 – масло Рис. 2.4. Распределение напряженности электрического поля в радиальном (а) и аксиальном (б) направлениях ввода: rc – радиус токопровода (стержня); r1 – радиус первой обкладки (фольги); r2 – радиус второй обкладки (фольги) rф – радиус обкладки у фланца (заземлена); Δhс – длина уступа изоляции у стержня; Δh1 – длина уступа на первом барьере; Δh2 – длина уступа на втором барьере; Δhф – длина уступа на барьере у фланца 48 Токоведущий стержень обматывается несколькими слоями бумаги. Основную электрическую прочность изоляции ввода обеспечивает масло, находящееся внутри покрышки. 2) Бумажно-масляный ввод конденсаторного типа на класс напряжения U ≥ 220 кВ. Ввод изготавливается путем намотки на токоведущий стержень (или трубу) изоляционного тела из бумаги. Через каждые 2…4 мм намотки бумаги в тело закладываются конденсаторные обкладки из алюминиевой фольги для выравнивания поля в осевом и радиальном направлениях. После намотки тело пропитывается маслом в вакууме, а после сборки ввод герметизируется. 2.8. Изоляция высоковольтных конденсаторов Назначение конденсаторов: 1) улучшение cos ϕ; 2) ВЧ-связь; 3) компенсация сдвига по фазе между током и напряжением; 4) выпрямительные установки – фильтры и др.; 5) высоковольтные импульсные установки. В качестве изоляции используются: газ, жидкости, твердые неорганические материалы, твердые органические материалы. Твердая изоляция в высоковольтных конденсаторах (чаще органическая) – бумага, пленки с пропиткой маслом. Рис. 2.5. Устройство секции высоковольтного конденсатора: 1 – фольга; 2 – диэлектрик (слои бумаги, пленки); 3 – выводы Высоковольтные конденсаторы разного назначения, разных номинальных напряжений и реактивной мощности устроены одинаково: состоят из пакетов секций, соединенных последовательно-параллельно и распо- 49 ложенных в герметизированном корпусе, залитом пропиточной жидкостью. Основным элементом любого силового конденсатора является секция – спирально намотанный рулон из лент диэлектрика и алюминиевых обкладок, выполняющих роль электродов (рис. 2.5). Секции после намотки сплющивают для уменьшения объема. 2.9. Изоляция трансформаторов В силовых трансформаторах изоляция состоит из различных по конструкции элементов, работающих в разных условиях. Воздушные промежутки между вводами и по их поверхности – внешняя изоляция. Изоляционные участки, расположенные внутри бака трансформатора и внутри вводов, – внутренняя изоляция. Внутренняя изоляция подразделяется на главную и продольную. Главная изоляция – между разными обмотками, стенками бака, магнитопроводом и др. Продольная изоляция – между элементами одной и той же обмотки: между витками, слоями, катушками. Рис. 2.6. Схема устройства изоляции высоковольтного трансформатора: 1 – магнитопровод; 2 – низковольтная обмотка (НВ); 3 – высоковольтная обмотка (ВВ); 4 – барьер; 5 – щитки электроизоляции; 6 – масло В высоковольтных силовых трансформаторах в качестве главной используется маслобарьерная изоляция. Продольная изоляция выполняется бумажно-масляной. Количество барьеров зависит от номинального напряжения трансформатора. На рис. 2.6 приведено схематическое устройство главной изоляции высоковольтного трансформатора. Высоковольтные обмотки выполняются катушечного типа или непрерывной цилиндрической многослойной намоткой. Трансформаторы до 35 кВ выполняются с изолированной нейтралью. Трансформаторы свыше 110 кВ – с заземленной нейтралью. 50 2.10. Изоляция кабелей Силовые кабели предназначены для передачи и распределения электрической энергии. Кабель высокого напряжения состоит из следующих элементов: 1) Одна или несколько токопроводящих жил. Жилы кабеля изготавливают из алюминия или меди. Кабели на напряжение до 10 кВ включительно изготавливаются с секторными жилами, а на напряжение 20 кВ и выше – с круглыми жилами, обычно с отдельными экранами (рис. 2.7). 2) Изоляция. Для изоляции кабелей используются различные эластичные материалы: резина, бумага, синтетические пленки, поливинилхлоридный пластикат (ПВХ), термопластичный и сшитый полиэтилен (СПЭ), а также бумажно-масляная изоляция (БМИ). В кабелях напряжением110 кВ и выше также используют масляную и газовую изоляцию. 3) Герметизирующая оболочка, защищающая изоляцию от увлажнения и повреждения, изготавливается из алюминия или свинца. Алюминиевая оболочка по сравнению со свинцовой обладает большей прочностью, повышенной стойкостью к вибрации, легче и может использоваться в качестве нулевого проводника. Кабели с алюминиевой оболочкой нельзя применять в условиях воздействия агрессивных сред (растворы и пары щелочей). При больших диаметрах кабеля сплошные оболочки обладают чрезвычайной жесткостью. В этих случаях их выполняют гофрированными. Рис. 2.7. Трехжильные кабели с вязкой пропиткой 4) Броня из стальных лент или проволок для защиты от механических повреждений. 5) Если кабель предназначен для прокладки в земле, то поверх брони накладывается оболочка из джутовой оплетки или пластмассы, защищающей броню от коррозии. В кабелях 110–750 кВ для увеличения механиче51 ской прочности предусмотрена дополнительная оболочка из стальной проволоки. Кроме перечисленных выше элементов в кабелях на высокие напряжения предусматривают экраны из полупроводящей бумаги, пленки или металлические фольги для улучшения электрических характеристик, а также дополнительные водонепроницаемые оболочки и слой (подушка) под броню и другие элементы. Силовые кабели высокого напряжения выполняются нескольких типов: 1) кабели с пластмассовой изоляцией (термопластичный и сшитый полиэтилен, фторопласт и др.) на напряжение 6 – 500 кВ. 2) кабели с бумажно-масляной изоляцией на напряжение до 35 кВ; 3) маслонаполненные кабели на напряжение 110–750 кВ: кабели низкого (до 0,2 МПа), среднего (0,4–0,6 МПа) и высокого (1–1,6 МПа) давления. 4) кабели с газонаполненной изоляцией на напряжение 35–275 кВ 5) кабели с резиновой изоляцией на напряжение до 35 кВ. 2.11. Изоляция электрических машин К вращающимся машинам высокого напряжения относятся турбо- и гидрогенераторы, синхронные компенсаторы и двигатели большой мощности с номинальным напряжением 3 кВ и выше. Они выполняют важные функции в энергосистемах и на промышленных предприятиях. К их изоляции предъявляются очень высокие требования. Гидрогенераторы разрабатываются и изготавливаются на напряжение до 220 кВ. Устройство изоляции вращающейся машины высокого напряжения определяется конструкцией ее статорной обмотки. Изоляция статорных обмоток подразделяется на главную (корпусную) и продольную. Главная – изоляция между проводниками обмотки и корпусом, а продольная – между витками одной катушки и катушками в одном пазу. Большое значение имеет регулирование электрического поля в изоляции статорной обмотки. Основная задача регулирования электрических полей – устранение частичных разрядов в воздушных зазорах между поверхностью изоляции и стенками пазов и устранение скользящих разрядов по поверхности изоляции, в местах выхода обмоток из паза статора, где поле получается резконеоднородным. Для этого используются полупроводящие покрытия из железистой асбестовой ленты и различные лаки. На рис. 2.8 приведено устройство высоковольтной изоляции в пазу электрической машины. 52 Рис. 2.8. Схема устройства высоковольтной изоляции электрической машины: 1 – статор; 2 – проводник сплошной; 3 – проводник полый; 4 – витковая (продольная) изоляция; 5 – главная корпусная изоляция; 6 – полупроводящее покрытие; 7 – прокладки; 8 – клин Изоляционные материалы, которые используются в электрических машинах, изготавливают на основе слюды (миканит, микаленты, микафорий). Широко используются компаунды (термопластичные), в качестве связующих применяют термореактивные лаки и смолы. Контрольные вопросы 1. Дайте понятие внешней и внутренней изоляции . 2. Назовите особенности внутренней изоляции высоковольтных конструкций. 3. Назовите требования, предъявляемые к материалам для внутренней изоляции. 4. В чем особенность конструкции маслобарьерной изоляции. 5. Назовите достоинства и недостатки маслобарьерной изоляции. 6. В чем особенность конструкции бумажно-масляной изоляции. 7. Назовите достоинства и недостатки бумажно-масляной изоляции. 8. Назовите особенности назначения и конструктивного исполнения проходных изоляторов. 9. Объясните особенности высоковольтных вводов по назначению, типу изоляции, конструктивному исполнению. 10. Объясните особенности силовых трансформаторов по назначению, конструктивному исполнению изоляции. 11. В чем заключаются особенности изоляции силовых кабелей по назначению и конструктивному исполнению. 12. Объясните особенности изоляции вращающихся машин высокого напряжения по типу и материалу изоляции, конструктивному исполнению. 53 3. Координация изоляции 3.1. Напряжения, воздействующие на электрооборудование в процессе эксплуатации Напряжения, воздействующие на электрооборудование электрических систем (сетей, подстанций) мировой практикой принято делить на группы: 1) Рабочее напряжение. 2) Перенапряжения, в том числе: - внутренние; - внешние (на примере грозовых). 3.1.1. Рабочее напряжение Под рабочим напряжением в многофазных системах понимается среднее междуфазное – класс напряжения электрооборудования. Шкала номинальных напряжений электроустановок выше 0,1 кВ, применяемых в России, в соответствии с ГОСТ Р 55195-2012 приведена в Приложении Б. Поскольку в эксплуатации напряжения отличаются от номинального вследствие падения напряжения на элементах установки, вызванного проходящим током и регулированием напряжением источников ГОСТ Р 55195-2012 устанавливает также наибольшее рабочее напряжение. Наибольшее рабочее напряжение (линейное) определяется соотношением U р =k рU ном , (3.1) Значения kр приведены в табл. 3.1. Таблица 3.1 Значения коэффициента kр, в зависимости от класса напряжения Класс напряжения, кВ kр 3 – 20 35 – 220 330 500 –1150 1,20 1,15 1,10 1,05 Наибольшее рабочее напряжение относительно земли, на которое должна рассчитываться изоляция оборудования, зависит от режима работы нейтрали сети, для которой предназначено электрооборудования. В настоящее время в России сети напряжением до 35 кВ работают с изолированной нейтралью. При этом, при однофазном замыкании на землю, через место замыкания проходит емкостный ток неповрежденных фаз величиной достигающий десятков, редко сотен ампер. При глухом замы54 кании напряжение здоровых фаз возрастает в √ раз, однако, линейное напряжение не изменяется, установка может не отключатся, возможна длительная работа в режиме однофазного замыкания, что и обеспечивает повышенную надежность таких сетей. Поскольку изоляцию всех фаз приходится рассчитывать на линейное напряжение, это увеличивает стоимость оборудования. Устойчивость работы сетей с изолированной нейтралью связана с величиной тока однофазного короткого замыкания (КЗ). В разветвленных воздушных сетях, в кабельных линиях большие емкостные токи приводят при переходе токов через ноль к возникновения «перемежающейся» дуги, что является по существу коммутацией, сопровождается перенапряжением и может вызвать переход однофазного КЗ в двух-трехфазное. Ток однофазного КЗ в таких сетях приходится ограничивать, что реализуется требованием ПУЭ включать в нейтраль трансформатора дугогасящий реактор или резистор. Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах: 1) Сети 3–20 кВ, имеющие железобетонные или металлические опоры на ВЛ и все сети 35 кВ – более 10 А. 2) Сети, не имеющие железобетонных или металлических опор напряжением 3–6 кВ – более 30 А. 3) Напряжением 10 кВ – более 20 А. 4) Напряжением 15–20 кВ – более 15 А. 5) Сети генераторного напряжения 6 – 20 кВ блоков генератортрансформатор – более 5 А. Следует отметить, что большинство Европейских сетей, сети США такого класса напряжения работают с заземленной нейтралью и имеют фазную изоляцию, рассчитанную на фазное напряжение, что ограничивает возможность использования импортного оборудования такого класса в России. Сети напряжением выше 35 кВ работают в режиме заземленной нейтрали: 1) Работа сетей напряжением 110 кВ может предусматриваться как с глухозаземленной, так и эффективно заземленной нейтралью (нейтраль заземляется через разъединитель с установкой ограничителя перенапряжений или вентильного разрядника). Режим эффективно заземленной нейтрали используется как один из методов ограничения токов КЗ, путем разземления нейтрали отдельных трансформаторов системы класса 110 кВ. 2) Сеть напряжением 220 кВ только глухозаземленная нейтраль. В этих системах ток однофазного замыкания практически полностью проходит через заземленные нейтрали трансформаторов, имеет индуктивный характер, сравним по величине с током трехфазного КЗ. 55 Нейтраль считается эффективно заземленной, если при одно или двухфазном замыкании на землю в любой точке сети вынужденная составляющая напряжения на здоровой фазе относительно земли не превосходит 0,8 наибольшего рабочего линейного напряжения сети или 1,4 наибольшего фазного напряжения. В сетях с эффективным заземлением нейтрали это повышение рабочего напряжения длится только в период существования аварии (до отключения короткого замыкания). В связи с этим с достаточно большими токами короткого замыкания в этих сетях ликвидация аварии должна происходить за малое время, необходимое для срабатывания релейной защиты – за доли секунд. При выборе изоляции электрооборудования за расчетное рабочее напряжение обычно принимается: 1) для оборудования, предназначенного для работы в сетях с изолированной или резонансно-заземленной нейтралью - наибольшее рабочее линейное напряжение сети; 2) для оборудования, предназначенного для работы в сетях с эффективно заземленной нейтралью - наибольшее рабочее фазное напряжение сети, равное: U раб.наиб = k рU ном 3 . (3.2) 3.1.2. Перенапряжения Под перенапряжением понимают любое напряжение, превышающее амплитуду наибольшего рабочего напряжения на изоляции элементов электрической сети. Для рационального проектирования изоляционных конструкций необходимо знать следующие характеристики перенапряжений: 1. Максимальное значение Umax или кратность kp по отношению к амплитуде наибольшего рабочего фазного напряжения Uраб.ф.наиб: U max . (3.3) kп  2U раб.ф.наиб 2. Длительность воздействия. 3. Форма кривой напряжения. 4. Частота воздействия. 5. Ширина охвата сети, под которой подразумевается количество изоляционных конструкций, на которые одновременно воздействует данный вид перенапряжения. Все перечисленные характеристики перенапряжений подвержены значительному статистическому разбросу, так как они зависят от ряда факторов, в том числе и случайных. Например, для выбора изоляции существенное значение имеют частость или характеризующие ее математическое ожидание и дисперсия числа перенапряжений, превосходящих неко56 торую кратность в течение определенного интервала времени (например, за 10 лет), или Т-летний уровень перенапряжений, т. е. кратность перенапряжений, которая может быть достигнута или превзойдена в среднем один раз в Т лет. Все перенапряжения подразделяются на внутренние и внешние (см. прил. В). Первоначально исследования в этой области были направлены на обеспечение надежной эксплуатации линий электропередачи и электрооборудования. Изучалась работа линейных изоляторов, электропроводность и диэлектрические потери в изоляционных материалах, грозовые перенапряжения и защита от них электрооборудования, создавались теории пробоя изоляции. В дальнейшем с повышением номинальных напряжений электропередач на первый план вышли проблемы внутренних перенапряжений, их ограничения, координации изоляции. Внутренние перенапряжения подразделяются на режимные (или квазистационарные) и коммутационные. К режимным перенапряжениям относятся перенапряжения на разомкнутом конце односторонне включенной ―холостой‖ линии, резонансные перенапряжения на основной частоте и высших гармонических, параметрический резонанс. Режимные перенапряжения характеризуются невысокой кратностью (kп≤1,5-2,0) и относительно большой длительностью – от долей секунд до десятков минут. Коммутационные перенапряжения обусловлены включением или отключением линий или элементов оборудования, замыканиями на землю или между фазами, отключениями коротких замыканий. Эти перенапряжения характеризуются большой кратностью (kп доходит до значений 3-4,5 и более) и меньшей длительностью. Для номинальных напряжений 330 кВ и выше в связи со значительным увеличением стоимости изоляции с ростом номинального напряжения целесообразно применение мер по искусственному ограничению кратности перенапряжений. В последнее время в связи с расширяющимся применением нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН) на основе керамики с добавками окиси цинка, имеющими чрезвычайно высокую нелинейность вольт - амперной характеристики, целесообразно ограничение внутренних перенапряжений и для более низких классов напряжения. При этом расчетные кратности перенапряжений могут быть значительно снижены. Для оборудования подстанций и сетей вводится понятие о расчетной кратности внутренних перенапряжений kп.р., для которой появление перенапряжений с большой кратностью маловероятно (1 раз в 50 – 100 лет). Значение расчетной кратности внутренних перенапряжений выбирается из технико-экономических соображений с учетом характеристик защитных устройств. 57 При этом необходимо учитывать также статистические характеристики ущерба (математическое ожидание и дисперсию) вследствие повреждения, простоя и внеочередного ремонта оборудования энергосистемы, а также вследствие порчи оборудования, брака продукции, простоя рабочих, нарушения технологического процесса у потребителей электроэнергии. Допустимая расчетная кратность внутренних перенапряжений для изоляции электрооборудования сетей 6–35 кВ по отношению к наибольшему рабочему фазному напряжению рекомендуемое в [1], приведена в табл. 3.2 и определяется выражением: kдоп  U доп U раб.наиб 3  kи kкUисп U раб.наиб , (3.4) 3 где Uисп – нормированное одноминутное заводское испытательное напряжение (действующее значение) главной изоляции электрооборудования; kи = 1,3 – коэффициент импульса при внутренних перенапряжениях для главной изоляции трансформаторов 6–35 кВ; kк=0,9 – коэффициент кумулятивности. Для электродвигателей коэффициент импульса и кумулятивности принимаются равными единице, а значение испытательного напряжения задается выражением: Uисп =2  U ном  1. (3.5) Значения kдоп приведены в табл. 3.2. Для аппаратов и внешней изоляции допустимые кратности внутренних перенапряжений на 10 – 15% выше. Указанные в табл. 3.2 значения допустимой кратности для электродвигателей приведены для современной термореактивной изоляции. Таблица 3.2 Допустимая кратность внутренних перенапряжений kдоп для электрооборудования 6–35 кВ Uн, кВ Нормальная изоляция Облегченная изоляция Изоляция электродвигателей 6 7,0 4,5 3,4 10 5,9 4,1 3,3 15 5,2 4,3 – 20 4,9 4,4 – 35 4,3 – – Вместе с тем, в эксплуатации находится еще большая доля двигателей с микалентной изоляцией.Такая изоляция подвержена сравнительно быстрому старению, а срок наработки электродвигателей с микалентной изоляцией достигает 10 лет и более, поэтому выбор защиты такой изоляции требует особого внимания. В частности, уровень допустимых для микалентной изоляции крайностей перенапряжений, по-видимому, следует выбирать не по заводским испытательным нормам, а по нормам профилактики испытаний в эксплуатации. 58 Общепринятые расчетные кратности внутренних перенапряжений для оборудования сетей 110–1150 кВ приведены в табл. 3.3. Таблица 3.3 Расчетные кратности внутренних перенапряжений для оборудования сетей 110–1150 кВ Uн, кВ 110 150 220 330 500 750 1150 kп.р., без ОПН 3,2 3,0 3,0 2,7 2,5 2,1 1,8 2,4 2,2 2,2 2,2 2,0 1,7 – 1,8 kп.р., при исполь2,3 – 2,5 зовании ОПН Расчетное напряжение, воздействующее на изоляцию оборудования при внутренних перенапряжениях можно определить, исходя из их расчетной кратности kп.р: 2k п. рU ном k р . (3.6) U возд.комм =k п. р 2U раб.ф.наиб = 3 Грозовые перенапряжения подразделяются на перенапряжения прямого удара молнии в электрическую установку и индуктированные перенапряжения, возникающие при ударе молнии в землю или в заземленные объекты поблизости от электроустановки. При прямом ударе молнии элементы электроустановки приобретают весьма высокий потенциал, достигающий нескольких мегавольт. Индуцированные перенапряжения значительно ниже до 200—300 кВ. В качестве основного защитного устройства еще в начале века было рекомендовано применение на линиях электропередачи заземленных тросов. Однако трос в то время рассматривался, в основном как средство для снижения индуктированных перенапряжений, значение которых весьма преувеличивалось. Защита от прямых ударов молнии считалась практически невыполнимой, да и сами удары молнии в линию редким явлением. Для защиты трансформаторов за рубежом применялись катушки индуктивности, включаемые перед трансформатором с целью снижения крутизны фронта приходящих на подстанцию импульсов грозовых перенапряжений. В США применялись также алюминиевые и порошковые разрядники. Результаты глубоких экспериментальных и теоретических исследований и обобщение опыта эксплуатации находили отражение в периодически выпускаемых «Публикациях МЭК». В СССР выпускались «Руководящие указания по защите от перенапряжений» (1935, 1941, 1946, 1954 гг., проекты РУ 1964, 1965 и 1975 гг., последние «Руководящие указания по защите от грозовых и внутренних перенапряжений электрических сетей 6—1150 кВ ЕЭС России», НИИПТ, 1994 г.) [1]. 59 В настоящее время защита электрооборудования подстанций от набегающих с линий импульсов грозовых перенапряжений осуществляется с помощью нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН) или вентильных разрядников (РВ). Оптимальная установка защитных аппаратов на территории подстанции рассчитывается с помощью анализаторов молниезащиты или с помощью ЭВМ. При ударе молнии в провод линии электропередачи, или при ударе молнии в грозозащитный трос или опору и перекрытии гирлянды изоляторов (с тела опоры на провод) по проводу начинает распространяться волна, набегающая на подстанцию. Перенапряжение, воздействующее на оборудование, определяется остающимся напряжением на разряднике и превышением напряжения ΔU12 на защищаемом объекте над оставшимся на разряднике. Значение ΔU12 существенно зависит от расстояния l12 между разрядником и защищаемым объектом и крутизны набегающей волны – a: U12= 2al12 , c (3.7) где с – скорость света. Расчетные значения напряжений, воздействующих на изоляцию оборудования при грозовых перенапряжениях: U возд.гроз=kгрозUост.разр. , (3.8) где Uост.разр – остающееся напряжение на разряднике при токах координации (5 кА для Uном=110-220 кВ и 10 кА для Uном≥330 кВ); kгроз – коэффициент, учитывающий перепад напряжения ΔU12 между разрядником и защищаемым объектом. При надлежащем ограничении крутизны набегающей волны и рациональном расположении разрядников на подстанции для силовых трансформаторов принимается kгроз=1,3–1,4. Нелинейные ограничители перенапряжений имеют существенно меньшее остающееся напряжение при токах координации. Поэтому применение этих ограничителей позволяет существенно снизить значения воздействующих не только внутренних, но и грозовых перенапряжений. 3.2. Уровни изоляции электрооборудования При задании уровня изоляции электрооборудования выдерживаемым напряжением возникает задача выбора испытательного напряжения эквивалентирующего перенапряжения с учетом свойств внутренней и внешней изоляции, обуславливающих развитие ее прочности в нормальных условиях испытания и эксплуатации. Для трансформаторов и реакторов принимается во внимание повышение перенапряжения на элементах изоляции об60 моток при воздействии импульсов в эксплуатации на возбужденный трансформатор или реактор, по сравнению с перенапряжениями при отсутствии возбуждения во время проведения испытаний. Для внешней (воздушной изоляции) учитывается снижение разрядных напряжений при атмосферных условиях, возможных в эксплуатации (высота установки электрооборудования 1000 м над уровнем моря), по сравнению с разрядными напряжениями при нормальных атмосферных условиях. Основой для нормирования испытательных напряжений, является требование о том, чтобы данное электрооборудование в целом – все элементы его внутренней и внешней изоляции – в эксплуатационных условиях выдерживало грозовые и внутренние перенапряжения, принятые для электрооборудования, в качестве расчетных воздействий на его зажимах. Уровень изоляции оборудования – это совокупность испытательных напряжений грозовых и коммутационных импульсов и кратковременного напряжения промышленной частоты, отнесенные к своему классу напряжения и определенным условиям испытания. В России в настоящее время эксплуатируется три группы электрооборудования (ЭО), имеющие разные уровни изоляции: 1) ЭО разработанное до 1 января 1999 г –действует ГОСТ 1516.1–76; 2) ЭО разработанное с 1 января 1999 г. до 1 января 2014 г. - действует ГОСТ 1516.3–76; 3) ЭО разработанное после 1 января 2014 г.– действует ГОСТ Р 55195-2012. Во всех случаях выпускается электрооборудование с нормальной, или облегченной, изоляцией. В соответствии с ГОСТ Р 55195–2012 условие применения уровня изоляции сегодня определяется следующим образом: 1) уровень изоляции (а) - для электрооборудования с облегченной изоляцией: 2) уровень изоляции а - для электрооборудования с нормальной изоляцией: 3) уровень изоляции б - для электрооборудования с нормальной изоляцией по соглашению между изготовителем и потребителем. Выбор уровней изоляции (а), а или б осуществляется исходя из принятой системы защиты от перенапряжений и возможных при работе электрооборудования уровней грозовых и внутренних перенапряжений. Указанные стандарты устанавливает следующие виды нормированных испытательных напряжений (далее - испытательные напряжения) изоляции электрооборудования: 1) напряжения грозовых импульсов (эквивалентирующих); 2) напряжения коммутационных импульсов; 3) кратковременные переменные напряжения: одноминутное и при плавном подъеме. 61 Уровень изоляции к воздействию рабочих напряжений является функцией оставшегося ресурса изоляции, оцениваемого, в частности, при испытании длительным переменным напряжением с учетом требования: 1) к изоляции на стойкость в отношении теплового пробоя; 2) к изоляции в отношении отсутствия частичных разрядов; 3) к внешней изоляции в отношении уровня радиопомех. 3.3. Общие принципы координации изоляции При выборе изоляции оборудования необходимо обеспечить оптимальную, с экономической точки зрения, надежность работы изоляции, с учетом характеристик защитных аппаратов и других применяемых способов ограничения перенапряжений. Под координацией изоляции понимается установление и поддержание в эксплуатации необходимого согласования между электрической прочностью изоляции и воздействующими на нее напряжениями При этом может быть допущена некоторая достаточно малая с точки зрения практика, экономически оправданная вероятность повреждения изоляции или перерыв в электроснабжении менее ответственных потребителей. Как отмечалось, в России расчетная электрическая прочность или уровни изоляции высоковольтного оборудования задаются стандартами (ГОСТ 1516-1-76, ГОСТ 1516-3-76, ГОСТ Р 55195-2012), которые устанавливают для каждого класса напряжения параметры следующих сигналов: 1) грозовых импульсов полных и срезанных – эквивалент грозовых перенапряжений; 2) коммутационных импульсов – эквивалент внутренних перенапряжений установок 300 кВ и выше; 3) кратковременные переменные напряжения, в том числе: - одноминутное – эквивалент внутренних перенапряжений воздействующих на внутреннюю изоляцию; - при плавном подъѐме – эквивалент внутренних перенапряжений воздействующих на внешнюю изоляцию; - длительность переменных напряжений, с оценкой стойкости в отношении теплового пробоя и в отношении частичных разрядов; - прогноз оставшегося ресурса изоляции. 3.3.1. Координация изоляции воздушных линий электропередачи Данные аварийной статистики и технико-экономические расчеты показывают, что полностью исключить перекрытия изоляции ВЛ практически невозможно и экономически нецелесообразно. Поэтому координация изоляции ВЛ заключается в таком ее выборе, при котором среднее 62 число перекрытий в год не превышает некоторой величины, определяемой технико-экономическими расчетами по минимуму приведенных затрат. В загрязняемых районах гирлянды изоляторов могут перекрываться при воздействии рабочих напряжений. Число изоляторов в гирлянде определяется в зависимости от района загрязнения по нормированным величинам удельного пути утечки λ из условий сведения количества таких перекрытий до допустимого минимума (например, один раз в 10 лет). В слабо загрязненных районах (районах полевого загрязнения) наряду с расчетом по λ, выбор числа изоляторов в гирлянде может быть выполнен по условию допустимого числа перекрытий при воздействии коммутационных перенапряжений. Такой расчет должен носить характер технико-экономического анализа с учетом статистических характеристик перенапряжений, коммутационных разрядников (при напряжениях 330 кВ и выше) и атмосферных условий. Разрядные характеристики изоляторов определяются путем стандартных испытаний, они нормированы ГОСТом. Воздушные промежутки ВЛ выбираются по условию их равнопрочности с гирляндами при воздействии перенапряжений. В расчетах учитываются отклонение проводов и гирлянд под действием ветра, пляска и раскачивание проводов, влияние атмосферного давления и температуры и т. д. Нормируемые ПУЭ минимальные значения промежутков выбраны на основании расчетов, экспериментов и длительного опыта эксплуатации ВЛ и обеспечивают необходимую надежность работы ВЛ и требования техники безопасности. Координация изоляции ВЛ при воздействии грозовых импульсов заключается в выборе таких мер грозозащиты, которые обеспечивают нормированный уровень грозоупорности и допустимое удельное число грозовых отключений линии в год без дополнительного усиления изоляции, выбранной по рабочим напряжениям или по внутренним перенапряжениям. Исключения составляют специальные случаи, например при длинных переходных пролетах, при пересечении ВЛ, на подходе линии к подстанции или станции, когда линейная изоляция может быть усилена (или ослаблена) для ее координации с возможными импульсными воздействиями и мерами грозозащиты. Если известна функция распределения кратности перенапряжений F(kn) и, соответственно функция распределения F(Um), и плотность вероятности f(Um) амплитуд перенапряжений Um, то среднее число перекрытий Nпер в течение года при воздействии Nn перенапряжений в год:  N пер  N n  f (U m ) Pи.к (U m )dU m , U раб.ф.наиб 63 (3.9) где Pи.к(Um) – вероятность пробоя (перекрытия) изоляционной конструкции при воздействии напряжения с амплитудой Um. Средний срок, в течении которого следует ожидать одно перекрытие или пробой изоляционной конструкции: T  1 Nпер . (3.10) В качестве первого приближения на основании ряда техникоэкономических расчетов можно принимать среднее число перекрытий изоляции линий типовой длины примерно 1 раз в течение 10 лет. 3.3.2. Координация изоляции подстанционного оборудования Уровень внешней и внутренней изоляции подстанционного оборудования устанавливается с помощью комплекса испытаний повышенным напряжением, нормируемых ГОСТом. Принципы координации внешней изоляции подстанций при рабочих напряжениях и коммутационных перенапряжениях те же, что и для ВЛ. Однако требования надежности и техники безопасности для подстанций выше (одно перекрытие в сотни лет), а возможности варьирования с изоляторами (аппараты, трансформаторы) часто меньше. Поэтому для подстанционного оборудования особенно важное значение при координации внешней и внутренней изоляции, приобретает ограничение перенапряжений с помощью разрядников и других устройств. Координация изоляции электрооборудования подстанций при воздействии грозовых импульсов заключается в том, что уровень изоляции подстанционного оборудования должен быть выше остающегося напряжения вентильных разрядников на некоторую величину, учитывающую расположение разрядников, кумулятивный эффект, статистические данные о разбросе разрядных характеристик изоляции и разрядников и т. д. Стандартами предусматривается испытание полным импульсом напряжения 1,2/50 мс и срезанным при времени среза Tср=2–3 мкс. Для электрооборудования 3–220 кВ расчетная величина испытательного полного грозового импульса Uрасч определяется по формуле: , (3.11) где Uост — остающееся напряжение на разряднике при максимально допустимом импульсном токе Iр mах=5 кА. При напряжении 330 кВ и выше: (3.12) для трансформаторов (3.13) для аппаратов (Ip max=10 кА). 64 Для внешней изоляции с учетом возможного влияния атмосферных условий испытательное напряжение несколько повышается по отношению к расчетному: (3.14) Для внутренней изоляции учитывается кумулятивный эффект, т. е. накопление частичных повреждений при многократных импульсных воздействиях: (3.15) При испытании невозбужденных трансформаторов импульсные испытательные напряжения повышаются на 0,5Uном. При срезанных грозовых импульсах испытательные напряжения увеличиваются на 15–25 % по отношению к напряжению полного импульса для внешней изоляции и на 10–20 % для внутренней. Координация внутренней изоляции оборудования подстанций напряжением до 220 кВ при внутренних перенапряжениях заключается в определении одноминутных испытательных напряжений промышленной частоты. В расчетные кратности коммутационных перенапряжений при определении величин одноминутных испытательных напряжений вносят поправки на несоответствие методики и условий испытаний форме и длительности перенапряжений, а также условиям в эксплуатации. Учитываются также возможность кумулятивного эффекта и статистические закономерности воздействующих перенапряжений и электрической прочности изоляции. Для испытания внешней изоляции, кроме того, производятся испытания ВН при плавном подъеме в сухом состоянии и под дождем для изоляции между контактами разных фаз и между разомкнутыми контактами одного полюса коммутационных аппаратов, которые являются производными от рассмотренных основных испытательных напряжений. Одноминутное испытательное напряжение промышленной частоты в основном определяется расчетными значениями коммутационных перенапряжений, см. формулу (3.6): √ √ (3.16) где kп.р – раcчетная кратность коммутационных перенапряжений; kимп.ком – коэффициент импульса при воздействии коммутационных перенапряжений; kк – коэффициент, учитывающий кумулятивный эффект и старение изоляции в процессе эксплуатации. Так, например, для изоляции силовых трансформаторов k имп.ком=1,35, а kк=0,85–0,9. 65 Координация внутренней изоляции оборудования подстанций 330 кВ и больших состоит в определении коммутационных импульсов. Испытательное напряжение коммутационным импульсом определяется также исходя из расчетных значений коммутационных перенапряжений Uвозд.ком с учетом коэффициента кумулятивности kк: √ √ (3.17) В связи с совершенствованием средств грозозащиты и ограничением кратности атмосферных и внутренних перенапряжений при напряжениях 220 кВ и выше уровень изоляции может определяться не только перенапряжениями, но и длительно действующими максимальными рабочими напряжениями. Поэтому для такой изоляции предусматриваются испытания и при длительном действии напряжения в течение 30 – 60 мин с регистрацией характеристик ЧР. При этом интенсивность ЧР не должна превысить определенный уровень. Таким образом, эффективность решения проблемы координации в процессе эксплуатации оборудования практически может быть оценена следующими критериями: 1) с рабочими напряжениями – интенсивностью срабатывания ресурса изоляции (оставшимся ресурсом); 2) с внутренними перенапряжениями – фактическим числом отключений электроустановки; 3) с грозовыми перенапряжениями – показателям надежности грозозозащиты. Экономически наиболее целесообразной является координация изоляции, предусматривающая такие меры по ограничению внутренних и грозовых перенапряжений, при которых основные габаритные размеры изоляции, выбранные по условию надежной работы при рабочем напряжении, будут также обеспечивать надежную работу при воздействии внутренних и грозовых перенапряжений. Такой комплекс мероприятий называют «нормированием изоляции». Контрольные вопросы 1. Виды режимов заземления нейтрали, область применения. 2. Что называют координацией изоляции? 3. Каковы параметры стандартного грозового импульса? 4. Что такое «вольт-секундная характеристика»? 5. Почему грозовые перенапряжения наиболее опасны для сетей средних классов напряжений, а коммутационные – для сетей высших классов напряжений? 6. Объясните понятие уровень изоляции. 66 7. Эквивалент воздействующих на изоляцию внутренних перенапряжений. 8. Эквивалент воздействующих на изоляцию внешних перенапряжений. 9. Частичные разряды в изоляции и их связь с оставшимся ресурсом. 4. Внутренние перенапряжения в электрических сетях 110-1150 кВ 4.1. Основные понятия Электрические сети напряжением 110-1150 кВ работают с заземленной нейтралью. Под системой с заземленной нейтралью обычно понимается система, все элементы которой соединены с землей наглухо, либо через индуктивное сопротивление, величина которого настолько мала, что коэффициент замыкания на землю hк.з в любой точке электропередачи не превосходит 1,4 для различных схем и режимов работы системы, возможных в процессе эксплуатации. Под hк.з понимают отношение наивысшего напряжения частоты 50 Гц здоровой фазы в этой точке во время короткого замыкания на землю одной или двух фаз к фазному напряжению рабочей частоты, появляющемуся после устранения повреждения. Эффективное заземление нейтрали сети может быть получено при глухом заземлении нейтралей всех силовых трансформаторов системы при разземлении одного или нескольких из них (см. п. 3.1). Коэффициент hк.з зависит от соотношения активных и реактивных сопротивлений системы. Требование hк.з < 1,4 приблизительно соблюдается, когда отношение реактивной составляющей входного сопротивления системы, рассчитанного относительно места нарушения симметрии по параметрам нулевой последовательности, к реактивной составляющей того же входного, сопротивления, рассчитанного по параметрам прямой последовательности ⁄ , т.е. не больше трех. В то же время отношение активной составляющей этого сопротивления, рассчитанного по параметрам нулевой последовательности к не больше 1,0, т.е. ⁄ . Активные и реактивные составляющие полного входного сопротивления при этом рассчитываются по значениям переходных реактивностей синхронных машин. В нормальном режиме напряжение на любых элементах электропередачи не должно повышаться сверх наибольшего рабочего, под которым следует понимать длительное напряжение, т.е. без ограничения времени воздействия, безопасное для изоляции. В приложении Б приведены наибольшие рабочие напряжения Uм. Повышение напряжения сверх наибольшего рабочего называется перена67 пряжением. Обычно величина внутренних перенапряжений характеризуется их кратностью k, под которой понимается отношение максимальной амплитуды перенапряжений к амплитуде фазного рабочего напряжения. Выбор изоляции и координация ее с характеристиками защитных средств определяется внутренними перенапряжениями, которые подразделяются на резонансные и коммутационные [1]. 4.2. Резонансные перенапряжения 4.2.1. Исходные положения Резонансные перенапряжения возникают при неблагоприятных сочетаниях как структуры и параметров схемы электропередачи и ее режима, так и структуры и параметров питающей системы. Резонансные перенапряжения могут существовать до тех пор, пока действие различного вида систем релейных защит и автоматики, регуляторов напряжения или вмешательство персонала не приведет к изменению схемы и режима. Резонансные перенапряжения возникают только в односторонне питаемых электропередачах. Исключение составляет успешное ОАПВ, которое существует от момента окончания паузы успешного ОАПВ до момента замыкания второго из выключателей «больной» фазы, т.е. до включения передачи в транзит. Резонансные перенапряжения должны рассчитываться с учетом диапазона случайных годовых колебаний реактивного сопротивления питающей системы и нелинейности характеристик намагничивания силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и компенсирующих реакторов. Все виды резонансных перенапряжений чувствительны к активным потерям, короне на проводах, нагрузкам и т.д. Так, например, величина вынужденной составляющей переходного процесса перенапряжений частоты 50 Гц слабо зависит от активных потерь, которые оказывают существенное влияние на условия возникновения перенапряжений при делении частоты в продольно - и поперечнокомпенсированных электропередачах. В электропередачах, оборудованных выключателями на стороне высокого напряжения, перенапряжения на разомкнутом конце воздействуют как на линейную изоляцию, так и на изоляцию подстанционной аппаратуры (кроме силовых трансформаторов); на изоляцию силовых трансформаторов в этих электропередачах воздействуют перенапряжения, возникающие на питающем конце линии. В таких электропередачах возможны следующие виды резонансных перенапряжений: 1) вынужденное напряжение переходного процесса перенапряжений на частоте 50 Гц в симметричном и несимметричном (при ОАПВ и однополюсном к.з.) режимах: 2) вынужденное напряжение на частоте 50 Гц в паузе успешного ОАПВ; 3) перенапряжения на частоте 50 Гц в неполнофазных режимах; 68 4) перенапряжения при делении частоты в продольно и поперечно компенсированных электропередачах; 5) перенапряжения на четных, частоты 2kω и нечетных, частоты (2k+1)ω ультрагармониках при явлениях переходного феррорезонанса; 6) феррорезонансные перенапряжения на частоте 50 Гц в электропередачах 220-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения; 7) параметрическое самовозбуждение генераторов, работающих на ненагруженную линию; 8) автопараметрическое самовозбуждение ультрагармоник четной кратности. В электропередачах, где все или часть трансформаторов не имеют выключателей на стороне высокого напряжения, далее называемых «блочные электропередачи», на элементы линейной и подстанционной изоляции, включая изоляцию силовых трансформаторов, могут воздействовать перенапряжения, возникающие на разомкнутом конце. В блочных электропередачах, кроме перечисленных, возможно возникновение особого вида резонансных перенапряжений, далее именуемого «переходный феррорезонанс». Рис. 4.1. Схемы электропередач, подверженных переходному феррорезонансу В схеме рис. 4.1.а переходный феррорезонанс инициируется промежуточными трансформаторами проходных ПС Т1; … Тn; в схеме рис. 4.1.б 69 – автотрансформатором АТ. При этом наличие или отсутствие трансформаторов Т1; Т2; … Тn, показанных пунктиром, несущественно. В схеме рис. 4.1 переходный феррорезонанс может возникать при подключении к линии холостого трансформатора, показанного на рис. 4.1.в. Защита от резонансных перенапряжений необходима, если их число, длительность и величина превосходит значения, указанные в приложении, в которых приведены допустимые повышения напряжения промышленной частоты в зависимости от числа и длительности их воздействия на оборудование 110 – 1150 кВ. Статистические характеристики распределения амплитуд резонансных перенапряжений всегда в той или иной мере приближенны. Это вынуждает искать либо незаниженные оценки вероятности того, что амплитуда резонансных перенапряжений не превзойдет их максимального за год значения, либо ориентироваться на ожидаемый на заданном уровне доверительной вероятности верхний предел разброса амплитуд. В отличие от коммутационных и грозовых перенапряжений, защита от которых состоит в ограничении их амплитуды, защита от резонансных перенапряжений должна быть направлена на то, чтобы полностью исключить возможность возникновения резонансных явлений, либо, если это оказывается экономически нецелесообразно, создать такие условия, при которых величина и длительность сопутствующих перенапряжений становятся безопасными для оборудования. 4.2.2. Вынужденное напряжение переходного процесса перенапряжений частоты 50Гц Вынужденное напряжение переходного процесса перенапряжений – это напряжение рабочей частоты, которое устанавливается после затухания электромагнитных переходных процессов, вызванных какой-либо плановой или аварийной коммутацией, обычно через 0,03–0,06 с после коммутации. Величина вынужденного напряжения зависит как от схемы электропередачи (длина и конструкция фазы линии, мощность питающей системы, наличие, число и местоположение шунтирующих реакторов), так и от нелинейных характеристик контуров намагничивания силовых трансформаторов (автотрансформаторов) питающей системы и промежуточных подстанций. Учет этих нелинейностей обязателен. Нелинейные характеристики ограничителей перенапряжений и корона на проводах влияют слабо и их учет не требуется. В симметричном режиме, который имеет место в результате плановых коммутаций включения линии, сброса нагрузки и аварийных – успешного ТАПВ, отключения внешнего короткого замыкания и разрыва передачи при асинхронном ходе, вынужденное напряжение U случайно меняется от минимального за год значения U1 до максимального U2. 70 В несимметричном режиме, который имеет место в результате аварийных коммутаций разрыва передачи вследствие ликвидации несимметричного к.з., возникшего в результате неуспешного ТАПВ или вследствие ошибок оперативного персонала, вынужденное напряжение вычисляется через коэффициент несимметрии hк.з,так: (4.1) Оно может изменяться от минимального за год значения U1к до максимального U2к. Статистический характер вынужденного напряжения Uк.з, определяется как факторами, приводящими к случайным изменениям и, так и случайным местоположением вдоль линии точки короткого замыкания. Цикл успешного ОАПВ состоит из трех последовательных коммутаций: 1) однополюсное короткое замыкание одной из фаз, заканчивающееся двусторонним отключением аварийной фазы; 2) автоматическое повторное включение аварийной фазы после бестоковой паузы длительностью tОАПВ одним из двух линейных выключателей; 3) полное замыкание бывшей «больной» фазы вторым выключателем. Вынужденное напряжение частоты 50 Гц UОАПВ – это напряжение, устанавливающееся в промежутке времени между окончанием бестоковой паузы успешного ОАПВ и моментом замыкания фазы в транзит ее вторым линейным выключателем. Математическое ожидание, дисперсия и функция статистического распределения случайной величины UОАПВ определяются теми же факторами, что и распределения симметричного вынужденного напряжения, но учет влияния нелинейности характеристик намагничивания силовых трансформаторов (автотрансформаторов) на величину UОАПВ не требуется. С методами расчета математического ожидания дисперсии и статистических распределений случайной величины UОАПВ можно ознакомиться в [1]. 4.2.3. Защита от перенапряжений в паузе успешного ОАПВ на электропередачах 500 кВ, 750 кВ, 1150 кВ В течение паузы успешного ОАПВ на отключенной фазе (рис. 4.2) после погасания дуги тока подпитки к.з. на отключенной фазе восстанавливается напряжение UВ, частота которого близка к 50 Гц. Восстанавливающееся напряжение имеет резонансный характер. Амплитуда UВ зависит от длины и конструкции ВЛ, числа компенсационных реакторов и отношения U0 / UФ, так как из-за демпфирующего действия короны амплитуда UВ практически не зависит от номинального напряжения электропередачи. Защита от перенапряжений в паузе P успешного ОАПВ необходима, если на рассматриваемой электропередаче восстанавливающиеся напряже71 ния UВ превышают Uдоп, указанные в паспортах ОПН для времени tОАПВ (см. прил.Е и рис. 4.2). Эффективна любая из двух следующих мер защиты: 1) отключение на время паузы ОАПВ хотя бы одного из компенсационных реакторов LP приводит к расстройству резонанса и уменьшению вследствие этого (UВ до значений (1,0-1,1)Uф; 2) использование схемы четырехлучевого реактора, когда звезда компенсационных реакторов LP заземляется через нулевой реактор L0. При этом перенапряжения, восстанавливающиеся на отключенной фазе в паузе успешного ОАПВ, характеризуется величиной . Рис. 4.2. Напряжение, восстанавливающееся в паузе ОАПВ на отключенной фазе в зависимости от длины линии, числа компенсационных реакторов и конструкции фазы Напряжение начала общей короны: 1 – без учета короны; 2 – U0 = 1,0 Uф; 3 – U0 = 1,2 Uф; 4 – U0 = 1,4 Uф. 4.2.4. Перенапряжения при явлениях переходного феррорезонанса Переходный феррорезонанс возможен только в односторонне питаемых блочных или полублочных передачах, где ВЛ коммутируется вместе с невозбужденным или недовозбужденным при разрыве передачи вследствие отключения внешнего к.з. силовым трансформатором. Такие коммутации имеют место при плановом включении, ТАПВ, отключении внешнего к.з., а также при подключении к линии невозбужденного трансформатора. Физическая природа этого вида перенапряжений следующая. В любой из перечисленных коммутаций в магнитной цепи трансформатора начинается переходной процесс установления нового режима. Исходное состояние магнитной цепи скачком измениться не может, поэтому в потокосцеплении, кроме основной гармоники , должна появиться свободная затухающая апериодическая составляющая , такая, чтобы в момент t=0 удовлетворялись следующие начальные условия: 72 [ ]| , (4.2) Наличие в потокосцеплении апериодической составляющей приводит к появлению в токе намагничивания, кроме основной как нечетных, так и четных составляющих, которые будут существовать, пока апериодическая составляющая не затухнет. Гармонические составляющие тока намагничивания вызывают на элементах цепи падения напряжения, что по своему действию эквивалентно введению в систему продольных Э.Д.С. соответствующей частоты, поэтому, если одна или несколько частот свободных колебаний электропередачи, коммутируемой в блоке с невозбужденным трансформатором, близка к частоте какой-либо гармонической в токе намагничивания, возникнут резонансные повышения напряжения соответствующей частоты. Эти перенапряжения будут существовать до тех пор, пока не завершится переходный процесс установления нового режима магнитной цепи или, что то же самое, пока не затухнет апериодическая составляющая потокосцепления. Перенапряжения, возникающие при явлениях переходного феррорезонанса, иллюстрирует осциллограмма, показанная на рис. 4.3. Рис. 4.3. Перенапряжения на частоте 100 Гц при переходном феррорезонансе на разомкнутом конце электропередачи 220 кВ при отключении внешнего короткого замыкания Величина и время существования перенапряжений при явлениях переходного феррорезонанса зависят от значения первой собственной частоты электропередачи ⁄ и активных потерь в системе, задаваемых, в первую очередь, активными нагрузками. Такие факторы, как мощность трансформатора, тип выключателя (пофазный или общий привод), характер заземления нейтралей обмоток ВН трансформатора, играют второстепенную роль. 73 4.2.5. Защита от феррорезонансных перенапряжений на частоте 50 Гц, возникающих в электропередачах 220-500 кВ после включения холостых шин с электромагнитными трансформаторами напряжения Рассматриваются случаи, когда в результате плановых или аварийных коммутаций, например, сборка схемы, предшествующая включению ВЛ, образуется схема, содержащая электромагнитный трансформатор напряжения (ЭМТН) с подключенной к нему ошиновкой, которая со всех сторон отделена от источников питания емкостями СВ, шунтирующими контакты выключателей в сетях 220-500 кВ. В сетях 110 кВ разрывы выключателей емкостями ие шунтируются. На электропередачах750-1150 кВ устанавливаются емкостные трансформаторы напряжения. В таких ситуациях в сетях 220-500 кВ образуется схема, представляющая собой колебательный контур, содержащий нелинейную индуктивность высоковольтной обмотки ЭМТН, емкости СВ между разомкнутыми контактами выключателей и емкостями на землю СШ всех элементов отключенной части ОРУ – разъединителей, втулок выключателей и входных емкостей трансформаторов тока и напряжения. В таких схемах в зависимости от параметров и начальных условий возможно существование двух принципиально различных периодических режимов. Колебательный процесс на частоте 50 Гц может возникать в линейном контуре, образованном емкостями СВ, и СШ и большой по величине индуктивностью высоковольтной обмотки трансформатора напряжения без насыщения его магнитопровода. Этот режим соответствует малым токам через обмотки и малым перенапряжениям на трансформаторах напряжения. При определенных сочетаниях параметров и начальных условий в цепи могут возникать также феррорезонансные явления на рабочей частоте, отличающиеся периодическими насыщениями магнитопровода и связанными с ними перенапряжениями на трансформаторе напряжения и большими токами в высоковольтной обмотке. Результаты исследований суммированы зависимостями, представленными на рис. 4.4 заштрихованными областями: если расчетная точка с координатами находится в заштрихованной зоне существования феррорезонанса, то перенапряжения на ЭМТН в этом режиме достигают — , а ток высоковольтной обмотки имеет резко выраженную «пикообразную» форму с амплитудой в несколько ампер. Резкое увеличение тока обмотки по сравнению с номинальным (единицы или десятки миллиампер) приводит к термическому повреждению обмотки трансформатора напряжения, что неоднократно имело место в эксплуатационных условиях. Для защиты ЭМТН необходимо выбрать один из нижеследующих способов подавления феррорезонансных перенапряжений: 74 1) исключение опасного режима работы путем изменения порядка переключений. Например, при аварийном отключении системы шин целесообразно оставлять на ней трансформатор или линию, отключая их со стороны других напряжений, либо с другого конца. При плановых отключениях может оказаться целесообразным сначала отключить все выключатели системы шин, кроме одного, затем – их разъединители и после этого снять напряжение с системы шин последним выключателем. В некоторых случаях может оказаться целесообразным вообще отказаться от коммутаций каким-то аппаратом, например, одним из разъединителей, с тем, чтобы исключить опасную схему распределительного устройства; Рис. 4.4. Области существования феррорезонансных перенапряжений (заштрихованы): СВ – суммарная емкость между разомкнутыми контактами всех выключателей; СШ – суммарная емкость на землю всех элементов отключенной части распредустройства 2) монтаж и подключение к шинам дополнительных емкостей, например, конденсаторов связи при условии, что их емкость достаточна для выхода расчетной точки из заштрихованной зоны на рис. 4.4; 3) отключение разъединителя трансформатора напряжения при аварийном отключении системы шин. Для этого необходим моторный привод разъединителя; 4) если речь идет о вновь проектируемой подстанции, то могут быть рассмотрены возможности применения других выключателей, с меньшими емкостями между контактами, либо подключение электромагнитных трансформаторов напряжения в других точках распределительного устройства. Например, возможен отказ от шинных трансформаторов напряжения и подключение их к линиям. 4.2.6. Автопараметрическое самовозбуждение ультрагармоник четной кратности частоты 100 Гц и 200 Гц Физическая природа автопараметрического самовозбуждения ультрагармоник четной кратности такова. Любая электропередача представля75 ет собой многочастотный колебательный контур, в состав которого входит переменная и притом периодически меняющаяся с частотой 2ω индуктивность контура намагничивания силового трансформатора. Колебания индуктивности происходит за счет периодических изменений потокосцепления контура намагничивания трансформатора. Это ведет к автопараметрическому резонансу с нарастанием амплитуды вынужденного напряжения во времени. Опыт эксплуатации показал, что самовозбуждение ультрагармоники 100 Гц может стать причиной повреждения оборудования электропередачи. Методы расчета и выбора комплекса мер, которые либо исключают, либо сводят к минимуму вероятность автопараметрического самовозбуждения четных ультрагармоник частоты 100 Гц и 200 Гц рассматриваются в [1]. 4.2.7. Защита продольно - и поперечнокомпенсированных электропередач от коммутационных и резонансных перенапряжений Использование в электропередаче одной или нескольких установок продольной емкостной компенсации (УПК) приводит к перенапряжениям, возникающим на поврежденных фазах в переходном режиме после разрыва электропередачи, вызванного отключением аварийного участка. Приводящий к перенапряжениям аварийный процесс распадается на два этапа: режим короткого замыкания, в ходе которого падение напряжения от аварийного тока приводит к перенапряжениям на конденсаторах УПК, и переходный режим после разрыва электропередачи, вызванного отключением ее аварийного участка. В ходе этого переходного процесса возникают как коммутационные, так и резонансные, при делении частоты, перенапряжения относительно земли, которые локализуются на участке между УПК и выключателем, отключившим аварию (на схеме рис. 4.5.а это точка присоединения Xp3) . В зависимости от схемы подстанции перенапряжения могут воздействовать на изоляцию компенсационных реакторов, силовых трансформаторов и другого оборудования, которое подключено к этим шинам. Особенности коммутационных и резонансных перенапряжений в продольно- и поперечнокомпенсированных передачах таковы: Если ВЛ оборудована УПК, то цепь статоров генераторов электрических станций представляет колебательный контур. Вследствие этого изменяется характер свободных составляющих тока короткого замыкания. Апериодическая составляющая заменяется медленно затухающими свободными колебаниями. К моменту отключения к.з. на батарее УПК будет повышенное напряжение UСО (рис.4.5.а). Вследствие этого величина коммутационных перенапряжений, воздействующих на реактор XpЗ после гашения выключателем В2 тока короткого замыкания будет больше, чем в электропередачах, необорудованных УПК. Амплитуда этих перенапряжений слагается из 76 трех составляющих: вынужденного напряжения частоты 50 Гц и двух свободных затухающих – низкочастотной и высокочастотной. Низкочастотная определяется колебательным контуром, состоящим из емкости батареи УПК и суммарной индуктивности XП линии передачи и реактора Xрз. Высокочастотная составляющая в основном определяется наименьшей из частот собственных колебаний ВЛ и источника питания. В первый момент после отключения выключателя В2 вынужденная и низкочастотная составляющая находятся в фазе друг с другом, а свободная высокочастотная – в противофазе с ними. В переходном режиме аварийного разрыва передачи вследствие ликвидации к.з. во всех случаях, когда длина участка линии , батарея УПК оказывается включенной между источником Э.Д.С. и имеющим нелинейную характеристику намагничивания компенсационным реактором. На схеме рис. 4.5.а это реактор Хрз. В таких нелинейных колебательных контурах при определенных условиях может возникнуть режим деления частоты на три (режим субгармонического резонанса), при котором полный период повторяемости токов и напряжений, действующих в электрической сети, в три раза превосходит период изменения Э.Д.С., питающей систему, следовательно, частота колебаний в режиме субгармони⁄ ческого резонанса равна . Деление частоты опасно как перенапряжениями, которые при этом возникают, так и значительными механическими воздействиями на реактор в виде динамических усилий и вибраций вследствие появления сверхтоков и низкочастотных потоков с большой амплитудой. Вероятность возникновения режима деления частоты тем больше, чем меньше напряжение UL0 и чем больше напряжение UС0, показанные на рис. 4.5.б. Если на продольно- и поперечнокомпенсированной электропередаче возник режим деления частоты, то ограничители перенапряжений, установленные параллельно реакторам для зашиты последних от коммутационных и грозовых перенапряжений, не только не выполняют защитных функций, но и сами могут разрушиться (см. рис 4.5.а). Система защиты продольно- и поперечнокомпенсированных электропередач должна решить две взаимосвязанные задачи. Необходимо исключить возможность существования режима деления частоты (режима субгармонического резонанса) и обеспечить такой же срок службы ОПН, как и в передачах без УПК. Обе эти задачи могут быть решены двумя путями. Первый - это установка разрядника с уставкой k0, который должен в режиме к.з. шунтировать батарею УПК. UC0 при этом в послеаварийном режиме разрыва передачи выключателем В2 уменьшается до нуля, что исключает возможность реализации режима субгармонического резонанса, а коммутационные перенапряжения снижаются до уровня, присущего электропередачам без УПК. 77 Рис. 4.5. Однолинейная схема продольно- и поперечнокомпенсированной электропередачи (а) и эпюра распределения напряжения вдоль линии в первый момент после погасания дуги в выключателе, отключающем аварийный участок или аварийную фазу (б): XC - емкостное сопротивление батaреи УПК; XП - индуктивное сопротивление источника питания (станция, система); lк.з - расстояние oт точки к.з. до батареи УПК в км; L и C- индуктивность и емкость ВЛ на 1 км; Q1 и Q2 - линейные выключатели Второй способ защиты продольно- и поперечнокомпенсированных электропередач состоит в отказе от использования защитного разрядника и размещении компенсационных реакторов XP2 и XP3 по схеме, показанной на рис. 4.6. Здесь компенсационные реакторы вынесены за линейные выключатели Q1 и Q2, т.е. установлены не на шинах УПК, а непосредственно на участках ВЛ. Такое размещение реакторов исключает возможность режима деления частоты, так как при любом послеаварийном разрыве электропередачи батарея УПК не может оказаться между нелинейным реактором и источником Э.Д.С. Однако в схеме рис. 4.6 для защиты шин УПК от коммутационных и грозовых перенапряжений необходима установка двух дополнительных комплектов ограничителей ОПН-2 и ОПН-3. 78 Рис. 4.6. Размещение реакторов, при котором на продольно и поперечно компенсированной электропередаче невозможен субгармоничный резонанс. ОПН-2 и ОПН-3 дополнительные комплекты ограничителей, необходимые для защиты УПК 79 4.3. Коммутационные перенапряжения 4.3.1 Исходные положения После любой коммутации, как плановой, так и аварийной, возникают коммутационные перенапряжения. Коммутационные перенапряжения образуются при резком изменении структуры и параметров сети из-за заряда и перезаряда ее емкостей в процессе перехода системы от одного состояния к другому. Наиболее важные виды коммутационных перенапряжений возникают при: 1) плановых включениях и отключениях ненагруженных линий, ненагруженных трансформаторов и автотрансформаторов и компенсационных реакторов; 2) аварийных разрывах электропередачи в процессе ликвидации короткого замыкания или асинхронного хода; 3) работе АВР; 4) включении или отключении разъединителями участков холостых шин ОРУ, ЗРУ, КРУЭ. Если коммутация осуществляется выключателями, то в зависимости от вида возникающих перенапряжений, систем релейной защиты и автоматики, а также схемы и параметров элементов передачи, длительность воздействующих на изоляцию коммутационных перенапряжений может находиться в интервале от нескольких десятков миллисекунд до нескольких секунд. При коммутации разъединителями участков холостых шин ОРУ или ЗРУ фронт перенапряжений находится в интервале от 10 мкс до 500 мкс. При коммутации элегазовым разъединителем участков холостых шин элегазовых КРУ (КРУЭ) фронт возникающих высокочастотных коммутационных перенапряжений находится в интервале от 5 нc до 20 нс. Большинство аварийных коммутаций обычно сопровождается целой серией разного вида коммутационных перенапряжений, Число и длительность каждого вида перенапряжений из этой серии определяется видом коммутации, параметрами коммутируемого участка сети и системой защит и автоматики. При наличии высокочастотных защит длительность режима к.з. составляет tкз = 0,08‒0,15 с, причем выключатели по обеим сторонам аварийного участка линии работают с разбросом около 0,02‒0,06 с. Если авария отключается дистанционными защитами, то время от момента возникновения к.з. до отключения выключателя одного из концов аварийного участка линии составляет tкз = 0,1‒0,15 с; второй выключатель аварийного участка отключается со временем tкз = 0,3‒0,6 c. При трехфазном быстродействующем АПВ (БАПВ) длительность бестоковой паузы составляет tАПВ = 0,3‒0,4 с. При обычном трехфазном АПВ (ТАПВ) длительность паузы обычно находится в пределах 0,6‒1,5 с, причем с ростом номинального напряжения электропередачи пауза 80 уменьшается. При однофазном АПВ (ОАПВ) длительность бестоковой паузы обычно колеблется в пределах tОАПВ = 0,8‒3,5 с. Режим после повторного включения продолжается от момента повторного включения линии с одной стороны до момента полного смыкания электропередачи. При успешном ТАПВ без улавливания синхронизма и ОАПВ этот режим имеет длительность 0,2‒0,3 с. При использовании ТАПВ с улавливанием синхронизма этот режим в среднем длится несколько секунд. При неуспешном БАПВ или ТАПВ линия аварийно отключается без выдержки времени выключателем, производившим повторное включение. Этот этап длится tкз = 0,08‒0,15 с. При неуспешном ОАПВ аварийная линия отключается без выдержки, времени с двух сторон, вслед за неуспешным ОАПВ следует цикл ТАПВ. 4.3.2. Перенапряжения при включении линии электропередачи и АПВ Рассмотрим переходный процесс при включении линии электропередачи. Пусть источник с ЭДС e(t) = Еmax sin(ωt+θ) и внутренним реактивным сопротивлением Хc, включается на разомкнутую линию длиной l (рис.4.7). Простейшая схема замещения электропередачи на рис. 4.8. e(t) Xc u2 u1 Рис. 4.7. Схема электропередачи e(t) Xc u1 X1 X3 u2 X2 Рис. 4.8. Эквивалентная схема замещения линии В этой схеме √ 81 (4.3) √ (4.4) где Lо ‒ удельная индуктивность линии на единицу длины; Со ‒ удельная √ емкость линии на единицу длины; коэффициент фазы; √ ‒ волновое (характеристическое) сопротивление. Для анализа переходного процесса удобно схему на рис. 4.8 представить в виде простого колебательного контура, состоящего из последовательно соединенных индуктивности Lэк и емкости Сэк (рис. 4.9). В этой схеме можно принять (4.5) (4.6) e(t) Lэк u Сэк Рис. 4.9. Упрощенная схема замещения линии при включении Напряжение в конце линии, представляющее наибольший интерес, в такой схеме совпадает с напряжением на емкости, которое можно представить в виде суммы установившегося напряжения и свободной составляющей: [ √ ( ) ], * + (4.7) (4.8) ω=2π · 50=314 1/рад —промышленная частота; ω1 ‒ частота свободных колебаний: √ δ ‒ коэффициент затухания свободной составляющей: (4.10) 82 Из (4.7) можно видеть, что максимальное перенапряжение на конце линии (и2) определяется в основном углом включения θ, частотой собственных колебании ω1, а также амплитудой свободных колебании А, равной: √ ( ) (4.11) В общем случае колебательный контур многочастотный, т.е. амплитуды свободных колебаний образуют переменный ряд, члены которого убывают с увеличением порядкового номера. Для электропередач напряжением до 330 кВ включительно характерно отношение собственной частоты колебаний к промышленной частоте больше единицы, т. е. . В электропередачах напряжением 500 кВ и выше для увеличения пропускной способности последовательно с линией для компенсации ее индуктивного сопротивления включают емкость (устройство продольной компенсации). Для таких электропередач обычно . Из формулы (19.9) следует, что при амплитуда свободных колебаний имеет наибольшее значение при углах включения, близких к 90° или 270°. Если же , то амплитуда свободных колебаний будет наибольшей, когда угол включения φ близок к 0 или 180°. Рассмотрим кривые переходного процесса в некоторых частных случаях. В качестве примера возьмем включение электропередачи с при угле включения θ=90°. Пользуясь формулой (4.7), можно рассчитать амплитуды напряжений установившегося режима и свободных колебаний. На рис. 4.10 приведены соответствующие кривые (1 ‒ установившееся напряжение, 2 ‒ свободная составляющая). Сложение ординат этих двух кривых дает кривую переходного процесса 3. Рис. 4.10. Переходный процесс при включении линии при Максимальное значение напряжение достигается в первый полупериод свободных колебаний, когда напряжение установившегося режима не успевает значительно измениться. Это вызвано большим отношением ча83 стоты свободных колебаний к промышленной частоте. Из-за того что включение происходит при угле θ=90°, амплитуда свободной составляющей равна амплитуде установившегося напряжения. Рис. 4.11. Переходный процесс при включении линии при Представляет интерес случай включения электропередачи при , который можно встретить в электропередачах СВН. Пусть угол включения равен 90°. Соответствующая кривая переходного процесса 1 приведена на рис. 4.11. Наибольшее перенапряжение достигается на втором максимуме, ибо при рассматриваемом соотношении частот через полпериода промышленной частоты амплитуды установившегося напряжения и свободной составляющей арифметически складываются (если пренебречь затуханием) В эксплуатации можно встретить случай ω1 = ω. Тогда говорят, что в сети выполняются условия резонанса на промышленной частоте. В этом случае напряжение в конце ненагруженной линии определяется выражением . (4.12) ( ) Из (4.12) следует, что напряжение претерпевает колебания с постепенно нарастающей амплитудой, в пределе достигающей значения установившегося напряжения, которое во много раз превосходит ЭДС источника (рис. 4.12) и равно . В вышеприведенных формулах, активное сопротивление R отражает потери в каждом элементе электропередачи. При АПВ линии после однофазного КЗ переходный процесс сохраняет тот же колебательный характер, отличие же состоит в том, что наличие заряда на неповрежденных фазах может увеличить амплитуду свободной составляющей. Максимальные перенапряжения при АПВ возникают, когда мгновенное значение напряжения источника имеет противополож84 ную полярность по отношению к полярности заряда, остающегося на неповрежденных фазах. Рис. 4.12. Переходный процесс при включении линии при Для расчета перенапряжений при АПВ используем формулу (4.7) с добавлением члена u0e-δt cosω1t, в котором u0 определяется зарядом, остающимся на линии: [ √ ( ) ] . (4.13) В формуле (4.13) знаки ± учитывают полярность заряда, остающегося на неповрежденных фазах. Знак плюс соответствует совпадению полярности мгновенного значения напряжения источника с полярностью остающегося заряда, знак минус ‒ несовпадению. При трехфазной коммутации разброс моментов включения фаз выключателя может привести к дополнительному повышению перенапряжений (на 5‒10%) на запаздывающих фазах, если к моменту включения на этих фазах имеется неблагоприятное начальное напряжение, обусловленное влиянием ранее включенных фаз. Потери на корону, напротив, оказывают благоприятное влияние, снижая максимальные перенапряжения. Влияние короны оказывается особенно эффективным на линиях высоких классов напряжения. Ударный коэффициент перенапряжений kуд характеризует интенсивность переходного процесса и зависит от вида коммутации, условий ее осуществления и параметров электропередачи. Для заданных параметров и вида коммутации условия ее осуществления являются случайными и зависят от мгновенных значений ЭДС в моменты включения фаз выключателя начальных значений напряжений и токов в элементах электропередачи, характеристик защитных устройств, метеорологических условий, опреде85 ляющих интенсивность коронирования проводов и от других факторов. Таким образом, коэффициент kуд есть статистическая величина. Таблица 4.1. Значения параметров распределения перенапряжений ̅ Вид коммутации Включение холостой линии Быстродействующее трехфазное АПВ (tАПВ=0,35 с) Однофазное АПВ 1,61 1,75 1,55 0,18 0,31 0,15 Любая статистическая величина описывается своим законом распределения. Исследования показали, что закон распределения kуд на разомкнутом конце линии близок к нормальному с математическим ожиданием ̅ и среднеквадратическим отклонением , приведенными в табл. 4.1. При нормальном законе распределения максимальное значение коэффициента kуд может быть оценено как ̅ , (4.14) причем вероятность того, что при коммутации , равна 0,977. Для ограничения перенапряжений при включении линий и АПВ эффективно применение вентильных разрядников, а также установка реакторов поперечной компенсации, конденсаторов связи, трансформаторов напряжения. Целесообразна установка вблизи линейного разъединителя со стороны линии комбинированного вентильного разрядника. На него возлагается задача ограничения как коммутационных, так и грозовых перенапряжений. Характеристика средств защиты от перенапряжений приводится в разделе 4.3.5. 4.3.3. Перенапряжения при отключении ненагруженных линий Отключение ненагруженной (разомкнутой на одном конце) линии может привести к значительным перенапряжениям. При прохождении через нуль тока линии восстанавливается электрическая прочность между расходящимися контактами выключателя. Если напряжение, восстанавливающееся между этими контактами, превысит электрическую прочность, то произойдет повторное зажигание дуги и емкость линии будет перезаряжаться в колебательном процессе. Одна коммутация отключения при медленном расхождении контактов выключателя или разъединителя может сопровождаться несколькими повторными зажиганиями и соответственно импульсами перенапряжений на изоляции линии. 86 Рассмотрим механизм развития этих перенапряжений в простейшей эквивалентной схеме, где питающая сеть замещена источником э.д.с., включенным последовательно с индуктивно-активным внутренним сопротивлением, а линия ‒ сосредоточенной емкостью (рис. 4.13). e(t) L1 uш u1 a) iв R1 C Рис. 4.13. Напряжение на линии при ее отключении с повторными зажиганиями дуги: а) схема сети; б) напряжение на линии при ее замещении эквивалентным R-L-C контуром Гашение дуги между расходящимися контактами выключателя происходит в момент t1 (рис. 4.13. б), когда ток проходит через нулевое значение и вследствие этого прекращается поступление энергии, поддерживающей высокую температуру в канале дуги. Заряд, оставшийся на емкости линии после гашения дуги, медленно стекает на землю через сопротивление утечки изоляции, поскольку постоянная времени разряда имеет порядок десятков секунд; напряжение на емкости линии С остается практически неизменным и близким к амплитуде фазного напряжения. Напряжение на шинах ищ по-прежнему изменяется в соответствии с э.д.с. e(t). Напряжение между контактами выключателя ив определяется разностью напряжений на линии и1 и на стороне питания иш (рис. 4.13). Через половину периода промышленной частоты это напряжение ив=и1 ‒ иш, как следует из рисунка, возрастает до удвоенного значения амплитуды питающей э.д.с. 2Ет. Если в худшем случае в этот момент (t2 на рис. 4.13, б) происходит повторное зажигание дуги, то емкость линии начинает перезаряжаться в колебательном режиме от начального значения 87 напряжения и1 ≈ Ет до установившегося напряжения иш=е(t). Частота свободных колебаний оказывается, как правило, примерно на порядок выше промышленной частоты, и в первом приближении можно пренебречь изменением напряжения источника э.д.с. за время Δt=t3 ‒ t2 достижения амплитуды напряжения на емкости С. При этом максимальное значение напряжения на линии можно рассчитать по формуле (4.15) ( ) (4.15) где Kуд ≈ 1,8 ‒ ориентировочное значение ударного коэффициента в эквивалентном контуре с учетом потерь в сопротивлении R1. В момент t3 ток I = du1/dt=0 и дуга гаснет вновь. Емкость линии после этого остается под напряжением, равным U1max. Спустя примерно половину периода промышленной частоты э.д.с. достигнет амплитудного значения Um=Em, напряжение между контактами выключателя повысится до Ue=Em ‒ U1max = 3,6 Em (момент t4 на рис. 4.13, б). Одновременно расходятся контакты выключателя и увеличивается электрическая прочность между ними. Поэтому повторное зажигание дуги может возникнуть уже не при 2Ет, а при больших значениях напряжения Ue. Наиболее опасно зажигание дуги в момент t4. В этом случае начинается перезаряд емкости с линии от начального напряжения Uнач = -2,6Em до установившегося Uуст + Em и перенапряжения достигают U2max = 2,6Ет+(Ет+2,6Еm) · 1,8 ≈ 3,3 Ет. Продолжая рассуждения аналогичным образом, можно прийти к заключению, что повторные зажигания дуги в наиболее неблагоприятные моменты времени могут вызвать многократные опасные для изоляции перенапряжения. В реальных выключателях зажигания дуги происходят в случайные моменты времени, и процесс нарастания перенапряжений от одного повторного зажигания к другому не приводит к столь быстрому росту их величины. Тем не менее, большое число повторных зажиганий дуги, достигающее в некоторых типах масляных выключателей 12-15 при каждой коммутации фазы линии, приводит к опасным перенапряжениям. Остающееся после окончательного гашения дуги напряжение на линии U0 может доходить до (1,6...1,8) Uфm, что создает предпосылки для высоких перенапряжений при последующем автоматическом повторном включении линии. В современных выключателях принимают меры для предотвращения повторных зажиганий дуги при отключении линий. В частности, отечественные воздушные выключатели высокого напряжения практически всегда отключают линию без опасных повторных зажиганий. Поэтому в сетях, оборудованных такими выключателями, с перенапряжениями при отключениях ненагруженных линий можно не считаться. 88 Масляные выключатели имеют меньшую скорость расхождения контактов и восстановления электрической прочности (кривая 2, рис. 4.14). Поэтому в них возникают опасные повторные зажигания дуги. Опасность отключения ненагруженной линии малообъемным масляным выключателем усугубляется также тем, что перекрытие ее изоляции, вызванное этими перенапряжениями, может повлечь разрушение выключателя: малая величина емкостного тока отключаемой линии не создает достаточного давления в его дугогасительной камере для надежного гашения дуги тока к.з. Поэтому, если в ходе отключения линии возникает к.з. и ток резко возрастает, такой выключатель может оказаться неспособным погасить дугу. Рис. 4.14. Изменение во времени электрической прочности межконтактного промежутка: 1- воздушный выключатель; 2- масляный выключатель Радикальной мерой борьбы с этим видом коммутационных перенапряжений является применение выключателей без опасных повторных зажиганий дуги при отключении линии. В противном случае целесообразно оснастить линию средствами снятия остаточного заряда: вынести на линию измерительный электромагнитный трансформатор напряжения ИЛИ предусмотреть другие пути стекания остаточного заряда с линии. Эффективным оказывается подключение к линии шунтирующего реактора. Приближая форму кривой остающегося на линии напряжения к кривой воздействующей э.д.с. он замедляет рост напряжения между контактами выключателя и тем самым уменьшает вероятность повторных зажиганий дуги. Ограничение перенапряжений при отключении линий может осуществляться с помощью вентильных разрядников или нелинейных ограничителей перенапряжений. Однако при этом, вследствие многократности зажиганий дуги в ходе каждой коммутации, происходит ускоренное расходование ресурса пропускной способности резисторов этих аппаратов. 89 Таким образом, перенапряжения при коммутации ненагруженных линий электропередачи связаны с включениями или отключениями выключателями емкостных токов. Подобные же процессы возникают при отключениях батарей конденсаторов поперечной компенсации (БК) или сборных шин подстанций. В некоторых схемах коммутаций линии производятся совместно с присоединенными к ней силовыми трансформаторами. К таким схемам относятся блочные (рис. 4.15, а), полублочные (рис. 4.15,6) схемы, а также линии с присоединенными в промежуточных точках трансформаторами без выключателей (рис. 4.15, в). В отличие от шунтирующих реакторов, силовые трансформаторы на линии при наличии остаточного заряда и при повышении напряжения быстро входят в режим насыщения магнитопровода. a) ~ б) ~ в) ~ Рис. 4.15. Схемы линий с трансформатором (а, б) и с трансформатором в промежуточной точке линии (в) При этом возрастают активные потери, на несколько порядков увеличивается ток шунта намагничивания н начинают проявляться эффекты, связанные с нелинейностью характеристики намагничивания магнитопровода, в частности, становится возможным возбуждение феррорезонанса на высших гармониках промышленной частоты ω. На величину перенапряжений при коммутациях линии наличие трансформатора оказывает двоякое влияние. С одной стороны, рост активных потерь и тока, стекающего с линии в землю, способствует снижению вынужденной и переходной составляющих переходного процесса. В коммутациях АПВ и отключения масляными выключателями, когда существенную роль играет скорость стекания остаточного заряда с линии, трансформаторы могут рассматриваться как эффективное средство снижения перенапряжений путем снятия остаточного заряда, что подтверждается характером переходного процесса, возникающего при отключении линий с подключенными к ним силовыми трансформаторами. Однако, при неблагоприятных сочетаниях параметров сети, наличие в момент коммутации трансформатора на линии может вы90 звать развитие переходного феррорезонанса ‒ увеличение амплитуды и длительности перенапряжений при включениях и АПВ линии за счет возбуждения высших гармонических. 4.3.4. Перенапряжения при отключениях реакторов, трансформаторов и электрических машин При протекании тока по обмоткам реакторов, трансформаторов, генераторов, двигателей и других электротехнических устройств, в которых, используется магнитное поле, образуется запас энергии ∫ (4.16) где ‒ потокосцепление обмотки. Разрыв контура, содержащего индуктивность, при значении тока i, отличного от нуля, должен сопровождаться преобразованием этой энергии в другие виды, в частности, в энергию электрического поля. Этим объясняется возникновение перенапряжений на индуктивных элементах сети при их отключении. Современные выключатели способны прерывать рабочие токи и токи короткого замыкания только вблизи момента перехода кривой тока через нулевое значение. Однако, при отключении малых индуктивных токов с амплитудой в десятки ампер и менее в контурах с малыми активными потерями могут создаваться условия для обрыва тока в выключателе до его естественного перехода через ноль. Этот процесс можно рассмотреть на эквивалентной схеме, приведенной на схеме рис. 4.16, а, которая соответствует отключению ненагруженного трансформатора выключателем Q. Емкость Сэ в схеме замещения обычно включает в себя входную емкость трансформатора и емкость шин до точки подключения выключателя. Индуктивность Lμ соответствует индуктивности шунта намагничивания трансформатора и может достигать очень больших значений (десятков генри). ВН Q Т a) НН А B e(t) Cэ Lμ uL б) Рис. 4.16. Отключение ненагруженного трансформатора от шин высокого напряжения: а ‒ схема замещения; б ‒ эквивалентная расчетная схема Амплитуда Umax колебаний напряжения на емкости Сэ, с погрешностью в сторону запаса (без учета активных потерь и нелинейности индук91 тивности шунта намагничивания Lμ может быть определена, исходя из равенства энергии магнитного поля катушки ского поля конденсатора Сэ получим: и энергии электриче- . Приравняв эти два выражения, √ (4.17) (4.18) где ixx ток холостого хода (в относительных единицах); Uн, Sн – номинальное напряжение и трехфазная мощность трансформатора; √ собственная частота колебаний контура. Подсчитанное по (4.17) напряжение может достигать очень больших значений (это так называемые «ожидаемые перенапряжения»). Реальные значения напряжения не достигают Umax, так как происходят повторные зажигания дуги в выключателе. Напряжение на контактах выключателя UAB после среза тока определяется разностью напряжения UС и ЭДС источника e(t). Восстанавливающаяся прочность межконтактного промежутка в течении первого полупериода свободных колебаний отключаемого контура, который обычно составляет менее 0,1 периода напряжения источника, еще мала (см. рис 4.17), поэтому повторные пробой в выключателе неизбежны. Рис. 4.17. Переходный процесс при отключении ненагруженного трансформатора 92 Процесс повторных пробоев в выключателе можно упрощенно проиллюстрировать с помощью рис. 4.17. Первый срез тока происходит в момент времени t0, после чего напряжение на емкости С начинает возрастать. Контакты выключателя начали расходиться в момент tн, т.е. несколько раньше среза тока. Если бы дуга погасла в момент tн, то восстанавливающаяся прочность выключателя нарастала бы в соответствии с кривой uпр. При срезе тока прочность промежутка из-за быстрого гашения дуги также почти сразу же возрастает до значения, определяемого кривой uпр. Когда кривая напряжения на контактах выключателя uАВ пересекается с кривой прочности uпр, следует повторный пробой. После пробоя напряжение между контактами выключателя снижается до нуля, а напряжение UС ‒ до значения напряжения источника. В выключателе снова появляется ток. Спустя небольшой интервал времени происходит новый срез тока, но уже при меньшем его значении, чем I0. Вследствие этого и напряжение на контактах оказывается меньше. Однако обычно оно достаточно велико, чтобы вызвать новый пробой межконтактного промежутка, что приводит к новому зажиганию дуги. Процесс повторяется до тех пор, пока постепенно уменьшающиеся максимальные значения напряжения на контактах не сделаются меньше восстанавливающейся прочности межконтактного промежутка выключателя. При этом существенным фактором, определяющим предельные значения перенапряжений при срезах индуктивных токов в выключателях, является ограниченная скорость роста пробивного напряжения Unp промежутка между расходящимися контактами выключателей. В большинстве типов выключателей, за исключением выключателей вакуумного типа и элегазовых, рост напряжения на контактах после обрыва индуктивного тока происходит быстрее, чем прочности межконтактного промежутка. В ряде случаев повторные зажигания дуги в выключателях происходят в течение двух и более полупериодов промышленной частоты. Чем дольше продолжается процесс повторных зажиганий, тем больше перенапряжения на отключаемой индуктивности трансформатора, что обусловлено постепенным ростом восстанавливающейся прочности между контактами выключателя. Предельные значения перенапряжений могут достигать 4Uф и более. При учете нелинейной зависимости величины индуктивности от тока iμ запас магнитной энергии в обмотке трансформатора оказывается существенно меньше, чем дает выражение Wμ, использованное при выводе уравнения (4.17). Соответственно, ниже оказываются и значения перенапряжений на отключаемой индуктивности Umax. В расчетах Umax кривую намагничивания можно аппроксимировать различными функциями. Вид аппроксимирующей функции влияет на точность и трудоемкость вычислении. 93 Для приближенной оценки влияния насыщения стали на величину коммутационных перенапряжений кривая намагничивания достаточно хорошо воспроизводится равенством при ψμ >>ψμ раб , (4.19) где n – наибольшее значение степени полинома аппроксимирующего кривую намагничивания. При такой аппроксимации энергия; запасенная в индуктивности намагничивания трансформатора равна ∫ ∫ (4.20) Наибольшее значение тока среза iср при отключении трансформатора в режиме холостого хода равно амплитуде тока намагничивания Iμ max. Обозначив ψμ mах соответствующее этой величине тока потокосцепление, имеем (4.21) и Подставив (4.21) в (4.20), получим Зная Wμ, можно определить эквивалентную индуктивность намагничивания, в которой будет запасаться эта энергия откуда эквивалентная по энергии индуктивность намагничивания трансформатора с учетом насыщения стали равна Поэтому формула (4.17) приобретает вид √ Учитывая, что √ √ √ а (4.22) можно получить за- висимость для распределения кратности перенапряжений возникающих при отключении ненагруженного силового трансформатора с учетом насыщения его сердечника, но без учета потерь в стали 94 √ √ √ . (4.23) где Ка ‒ коэффициент формы кривой тока намагничивания. Учет влияния активных потерь приводит к некоторому дополнительному снижению перенапряжений при отключении ненагруженного трансформатора. Потерями в меди от тока холостого хода трансформатора можно пренебречь и Rμ определяется активными потерями в стали сердечника и может быть найдено из выражения Rμ=U2ном/Рххэ. Трансформаторы 110 кВ и выше в большинстве случаев имеют магнитопроводы, изготовленные из холоднокатанной стали. При их отключении не возникает значительных перенапряжений. Однако, необходимо учитывать, что в настоящее время в эксплуатации еще находится значительное количество трансформаторов, изготовленных до семидесятых годов с магнитопроводом из горячекатанной стали, коммутация которых сопровождается большими перенапряжениями. При оценке опасности воздействия на изоляцию перенапряжений при отключении ненагруженных трансформаторов необходимо учитывать, что в некоторых случаях это отключение происходит из неустановившегося режима, связанного с его предшествующим включением. Это может быть связано с операцией ошибочного включения трансформатора на короткое замыкание, неуспешным АПВ либо условиями работы оборудования промышленных предприятий (например, электрических печей), для которого технологический процесс требует частых коммутаций. В неустановившемся режиме имеют место броски тока намагничивания, превышающие нормальный ток iμ и значительно более высокие перенапряжения. Существенные перенапряжения могут возникнуть и при отключении шунтирующих реакторов. Их магнитопроводы имеют воздушный зазор, поэтому кривая намагничивания реактора мало отличается от прямой линии и отсутствует влияние насыщения. Кроме того, при коммутациях реакторов срез тока в выключателе происходит, как правило, не на максимуме, а при несколько меньших мгновенных значениях, порядка 45-60 А при отключении реакторов в сетях 500 кВ и 60-70 А - в сетях 750 кВ. Если потерями можно пренебречь, то максимальные перенапряжения при отключении реакторов могут быть определены по формуле √ , (4.24) где Zp ‒ характеристическое сопротивление контура Lp - Сэ; ‒ индуктивность реактора; Uном ‒ номинальное напряжение реактора; Sp ‒ трехфазная мощность реактора. 95 Таким образом, при отключении ненагруженных трансформаторов и реакторов в ряде случаев возникает переходный процесс с достаточно большой кратностью перенапряжений. Следует, однако, отметить высокую частоту этих колебаний, обладающих малой энергией, запасенной в индуктивности, которая в худшем случае не превышает нескольких килоджоулей. Перенапряжения с такой энергией могут быть ограничены нелинейными ограничителями перенапряжений ОПН, установленными возможно ближе к защищаемому трансформатору или реактору. В некоторых случаях эффективно могут ограничивать перенапряжения шунтирующие резисторы (с сопротивлением Rш) в выключателях. В отличие от резисторов, устанавливаемых на линейных выключателях, Rш должно быть порядка характеристического сопротивления √ (десятки килоом). Как следует из формул (4.23) и (4.24), перенапряжения снижаются с ростом Сэ, при неизменном токе в момент его среза. С этой точки зрения иногда оказывается целесообразным подключить параллельно обмотке трансформатора конденсатор, например, конденсатор связи. Максимальные кратности перенапряжений при отключении ненагруженных трансформаторов и шунтирующих реакторов в сетях разных классов напряжения приведены в табл. 4.2. Таблица 4.2. Максимальная кратность перенапряжений при отключении ненагруженных трансформаторов kn тр и шунтирующих реакторов kn шр Uном, кВ kn тр kn шр 6-10 4,3...6,2 ‒ 110 4,1...4,5 3,1 150 2,9...3,5 ‒ 220 1,9...2,1 ‒ 330 1,9...2,1 ‒ 500 1,8...2,1 2,2...2,35 С ростом номинального напряжения, как следует из табл. 4.2, снижаются кратности перенапряжений. Ограничивающее действие разрядников и ОПН на перенапряжения при отключении индуктивных токов проявляется, как правило, на подстанциях высших классов напряжения, где они преимущественно устанавливаются вблизи трансформаторов. В сетях 6-35 кВ разрядники РВС или РВП в основном подключаются к сборным шинам подстанции и не участвуют в ограничении таких, перенапряжений. 4.3.5 Средства защиты от коммутационных перенапряжений С целью ограничения опасных для оборудования коммутационных перенапряжений следует применять комбинированные РВ или ОПН, выключатели с предвключаемыми резисторами, электромагнитные трансформаторы напряжения или другие средства, а также сочетания их с мероприятиями по ограничению длительных повышений напряжения (установка шунтирующих и компенсационных реакторов, схемные мероприятия, 96 системной и противоаварийной автоматики, в частности автоматики от повышения напряжения). Коммутационные перенапряжения на шинах ПС 330, 500 и 750 кВ должны быть ограничены в зависимости от уровня изоляции оборудования. Используемые меры снижения коммутационных перенапряжений можно разделить на три группы: 1. Меры ограничения вынужденной составляющей V коммутационных перенапряжений. К ним относятся: деление дальних линий электропередачи на участки длиной не более 250...300 км с подключенными к промежуточным точкам устройствами поддержания нормального уровня напряжения; применение трансформаторов с регулируемым коэффициентом трансформации, шунтирующих реакторов и синхронных компенсаторов; выбор такой последовательности включения концов линии, при которой сначала линия подключается к шинам наиболее мощной подстанции, а затем - к шинам менее мошной подстанции. 2. Меры, направленные на ослабление переходной составляющей коммутационного процесса при включении линий. Сюда относятся установка шунтирующих резисторов в выключателях и «синхронное включение» выключателей с выбором такого момента включения, при котором обеспечиваются невысокие значения Х. Ослабление интенсивности переходного процесса при включении линии можно достичь также путем введения на время коммутаций активных сопротивлений в цепь тока, протекающего по шунтирующим реакторам, например, включения резистора в нейтраль обмоток группы трехфазных реакторов. 3. Использование вентильных разрядников и нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН). Эти устройства поглощают в своих рабочих резисторах значительную часть энергии перенапряжений, что приводит к снижению их амплитуды. Рассмотрим более подробно перечисленные выше меры борьбы с переходной составляющей перенапряжений при плановых включениях линии. Шунтирующее сопротивление в выключателе показано на рис. 4.18. Оно шунтирует часть последовательных разрывов выключателя и способно выдерживать полное напряжение, прикладываемое к контактам выключателя. Включение линии начинается с замыкания контактов 1. Ток перезаряда емкости линии протекает при этом через резистор Rш, благодаря которому переходный процесс на линии демпфируется, не создавая больших перенапряжений. Через 10....20 мс включаются контакты 2, выводящие шунтирующее сопротивление из силовой цепи. На этом этапе также возможен переходный процесс, но при правильно выбранной величине Rш и он не вызывает больших перенапряжений. Оптимальное значение величины Rш составляет приблизительно 2Ze, т.е. 600...1200 Ом. С учетом воз97 можности включения выключателя на короткозамкнутую линию, необходимо обеспечить, помимо электрической прочности, достаточно высокую термическую стойкость шунтирующего сопротивления. 1 2 ~ Rш Рис 4.18. Выключатель с шунтирующими резисторами Расчеты показывают, что с помощью шунтирующих резисторов возможно ограничить расчетный коэффициент перенапряжений при плановых включениях линий до величины Х=1,6. Более глубокое ограничение перенапряжений возможно путем применения в одном выключателе нескольких шунтирующих сопротивлений, включаемых в цепь питания линии последовательно во времени. Рис. 4.19. Зависимость коэффициента перенапряжений Х от фазы напряжения при включения линии ψе при U0=0, δ=Rш/(2L)=30 1/c: 1- ω`=7ω; 2- ω`=1,5ω «Синхронное включение» линии может осуществляться включателем, снабженным устройством для выбора момента включения с определенной фазой напряжения источника питания. Это может быть электронная или микропроцессорная схема, следящая за напряжением питающей сети и подающая импульс, опережающий выбранный момент включения на время срабатывания привода и схождения контактов выключателя. Синхронное включение позволяет выбирать такую фазу питающей э.д.с. ψе, при которой коэффициент перенапряжений имеет минимальное значение (рис. 4.19). Эффективность синхронного включения, как меры ограничения перенапряжений, зависит в первую очередь, от стабильности времени срабатывания привода выключателя. При разбросе этого времени, не 98 превышающем ±1 мс, возможно снижение коэффициента перенапряжений до Х=1,4. Применение реакторов с искровым присоединением. Глухое присоединение реакторов, обеспечивающих снижение установившегося напряжения при коммутациях, имеет существенный недостаток. Он состоит в том, что глухое присоединение приводит к дополнительным потерям реактивной мощности в нормальных режимах передачи больших мощностей. Поэтому может быть применено включение реакторов через искровой промежуток, шунтированный выключателем (рис. 4.20). e(t) XC u1 l u2 ШВ РВ ИП Xр Рис. 4.20. Схема электропередачи с реактором, включенным через искровой промежуток При возникновении перенапряжений, превышающих уставку искрового промежутка Unp, последний пробивается и подключает к линии реактор, обеспечивая соответствующее снижение Uy. Для ограничения теплового воздействия дуги на электроды промежуток между ними шунтируют выключателем, включающимся от сигнала релейной защиты, которая срабатывает при появлении тока в реакторе. Эффективность действия реактора, подключаемого через искровое присоединение с точки зрения ограничения коммутационных перенапряжений тем больше, чем меньше пробивное напряжение Uv, искровых промежутков. Нижний предел пробивного напряжения искрового промежутка реактора выбирается по условию отстройки от срабатываний промежутка при повышении напряжения в режиме качаний. При этом учитывается разброс пробивных напряжений. Если принять возможное повышение напряжения при качаниях порядка (1,1...1,2) Uф.max и разброс пробивного напряжения искрового промежутка 0,2 Unp (что отвечает открытому искровому промежутку), то нижний предел пробивного напряжения 0,2Unp ≈ (1,35... 1,5) Uф.max. Эффективность действия реактора с искровым промежутком зависит от характера переходного процесса. В табл. 4.3 приведены данные, показывающие влияние реактора на установившееся и максимальное напряжения. 99 Таблица 4.3. Значения перенапряжений в линиях с реакторами Uy.max/Uф.max при отсутствии реактора 1,5 1,9 при наличии реактора Umax/Uф.max глухое присоединение 1,3 1,6 1,81 2,83 искровое присоединение 1,92 2,92 Применение вентильных разрядников. Вентильный разрядник является аппаратом, который вступает в действие, когда напряжение в точке его установки превышает пробивное напряжение искровых промежутков, и ограничивает перенапряжения на изоляции до допустимого уровня. При коммутационных перенапряжениях амплитуда тока через разрядник после пробоя его искрового промежутка обычно не превышает 1,5...2 кА, однако в силу значительной длительности перенапряжения энергия, рассеиваемая в нелинейном сопротивлении, на несколько порядков превосходит энергию грозового импульса. Условия гашения дуги в разрядниках при коммутационных перенапряжениях получаются более тяжелыми, чем при грозовых. Рис. 4.21. Работа вентильного разрядника при коммутационных перенапряжениях: 1 - кривая напряжения при переходном процессе; 2 - ток через разрядник На рис. 4.21 показаны кривые напряжения в точке подключения разрядника и тока через разрядник. Когда мгновенное значение напряжения на разряднике достигает пробивного напряжения искрового промежутка, происходит подключение его нелинейного сопротивления к фазному проводу (точка а). При прохождении напряжения и тока разрядника через нуль, искровой промежуток обрывает ток. В следующий полупериод разрядник может сработать вновь (точка b), если напряжение на нем растет 100 быстрее, чем восстанавливающаяся прочность его искрового промежутка; при этом напряжение второго и всех последующих пробоев меньше, чем в первый полупериод Напряжение, при котором повторные пробои больше не происходят, должно быть меньше напряжения гашения Uгаш (напряжение промышленной частоты при котором обрывается сопровождающий ток). Срабатывание разрядника должно прекратиться после затухания переходного процесса, но установившееся напряжение Uycm может значительно превышать фазное напряжение за счет емкостного эффекта или несимметрии. Вентильные разрядники существующих конструкций позволяют ограничивать кратность коммутационных перенапряжений до уровня kn=2,2...2,5. Дальнейшее снижение этого уровня требует усиления дугогасящей способности искровых промежутков разрядников и связано с риском повреждения разрядников при длительных квазистационарных перенапряжениях. ОПН позволяют снизить коммутационные перенапряжения до kn=1,6, однако требования к снижению вынужденной составляющей в сети при использовании ОПН возрастают. Наилучшим образом задача ограничения перенапряжений при включении линий решается путем комплексного использования перечисленных мероприятий. В энергосистемах России признано необходимым ограничивать перенапряжения при плановых включениях линий в сетях напряжением 330 кВ и более. Для сетей 330÷750 кВ в комплекс защитных мероприятий входят: секционирование дальних линий на участки длиной до 250...300 км и установка шунтирующих реакторов на линиях, а также подключение разрядников комбинированного типа, осуществляющих одновременно функции защиты от грозовых и от коммутационных перенапряжений. Контрольные вопросы 1.Дайте классификацию перенапряжений и их кратности. 2. В чем принципиальное отличие внешних перенапряжений от внутренних? 3. Перенапряжения при автоматическом повторном включении. 4. Поясните физику процесса появления перенапряжений при отключении линии без нагрузки. 5. Поясните физику процесса появления перенапряжений при отключении ненагруженных трансформаторов. 6. Опишите меры ограничения внутренних перенапряжений в дальних электропередачах. 7. Опишите конструкцию комбинированного вентильного разрядника для ограничения грозовых и коммутационных перенапряжений. 101 8. Назовите основные способы уменьшения коммутационных перенапряжений. 9. Понятие параметрического резонанса. 10. Феррорезонансные перенапряжения. 5. Защита от внутренних перенапряжений сетей 6-35 кВ Электрические сети 3-35 кВ должны работать с изолированной, заземленной через резистор или дугогасящий реактор нейтралью. Предпочтительный вариант – режим изолированной нейтрали, ограничен возможностью появления при однофазных замыканиях на землю «перемещающейся» дуги, появляющейся при больших токах КЗ. Допустимые значения токов ограничены ПУЭ (см. раздел 3.1.1). Основным защитным мероприятием в сетях 6-35 кВ является компенсация емкостных токов замыкания на землю с помощью дугогасящего реактора (ДГР). Установка ДГР служит, в первую очередь, для защиты от действия заземляющей дуги (от термического повреждения оборудования и перехода дуги на другие фазы), но одновременно снижает перенапряжения дуговых замыканий на землю. В электрических сетях 3-35 кВ с компенсацией емкостного тока однофазного замыкания на землю степень несимметрии емкостей фаз относительно земли не должна превышать 0,75%. Выравнивание емкостей фаз относительно земли должно осуществляться транспозицией проводов и распределением конденсаторов высокочастотной связи. Число дугогасящих реакторов и места их установки должны определяться для нормального режима работы сети с учетом возможных делений ее части и вероятных аварийных режимов. Дугогасящие реакторы могут устанавливаться на всех ПС, кроме тупиковых, связанных с электрической сетью не менее чем двумя линиями электропередачи. Установка реакторов на тупиковых ПС не допускается. Дугогасящие реакторы не допускается включать в нейтрали трансформаторов, присоединенных к шинам через предохранители. Мощность дугогасящих реакторов выбирается по значению полного емкостного тока замыкания на землю с учетом развития сети в ближайшие 10 лет. Рекомендуется использование автоматически настраиваемой компенсации емкостного тока замыкания на землю. В сетях 6-35 кВ с изолированной или резонансно заземленной нейтралью внутренние перенапряжения обычно не опасны для изоляции, поэтому в применении специальных защитных мероприятий, за редким исключением, нет необходимости, но отказ от защиты должен быть обоснован. Однако для повышения надежности работы изоляции, ослабленной по разным причинам (старение и др.) могут использоваться ОПН. Особен102 но эффективно их применение совместно с резистором в нейтрали, при этом необходимо исходить из следующих условий: 1) защитные характеристики ОПН должны быть скоординированы с уровнем изоляции защищаемого объекта (трансформатора, двигателя, кабеля, КРУ); 2) допустимые напряжения частотой 50 Гц для ОПН по величине и длительности должны соответствовать возможным повышением напряжения в сети; 3) пропускная способность ОПН должна соответствовать всем возможным в сети токовым воздействиям с учетом их длительности. Оптимальный выбор параметров и место его установки могут быть сделаны только с помощью расчетов перенапряжений и токовых воздействий на ОПН. В качестве задач, требующих особого внимания, можно назвать следующее: 1) использование вакуумных выключателей для коммутации малых индуктивных токов; 2) предотвращение или снижение вероятности опасных резонансных и феррорезонансных колебаний и самопроизвольного смещения нейтрали; 3) защита неиспользуемых обмоток трансформаторов от электростатических и электромагнитных влияний; 4) защита от перенапряжений сетей собственных нужд при резистивном заземлении ТСН; 5) защита трансформаторов контроля напряжения. 5.1. Компенсация емкостного тока на землю Вопрос о необходимости применения ДГР и о его мощности решается на основе расчета или измерения величины емкостного тока замыкания на землю. Условия, определяющие необходимость установки ДГР, изложены в разделе 3.1.1. ДГР и нейтраль трансформатора, к которой подключен реактор, должны быть защищены ОПН от перенапряжений, обусловленных срезом тока в ДГР при отключении двухфазных коротких замыканий на землю, когда на шинах трансформатора остается маленькая емкость. ОПН устанавливается также, если наибольший ток ДГР IР ≥ 30 IФ, где IФ – емкостный ток замыкания на землю, на шинах после отключения к.з.; при этом перенапряжения не превзойдут 3Uф. Отключение и включение холостого трансформатора, к нейтрали которого подключен ДГР, можно производить только после отключения реактора, так как неодновременность размыкания или замыкания контактов выключателя (разъединителя) может привести к появлению опасных пере103 напряжений, возникающих вследствие пофазной компенсации емкостей сети. 5.2. Система зашиты от перенапряжений в сети собственных нужд с резистивным заземлением нейтрали В сети с высокоомным резистивным заземлением предполагается включение в нейтраль резистора, сопротивление которого одного порядка с емкостным сопротивлением всех фаз сети на землю, при этом существенно снижаются дуговые и феррорезонансные перенапряжения. Для сетей с резистивным заземлением нейтрали, в которых допускается аварийное отключение поврежденного присоединения с однофазным замыканием, может быть использована схема с двумя ограничителями ОПН-1 и ОПН-2, имеющими различные уровни защиты. Схема такой защиты применительно к сети собственных нужд 6 кВ приведена на рис. 5.1 [1]. Рис. 5.1. Система защиты от перенапряжений в сети СН с резисторным заземлением нейтрали и двумя типами ОПН: RN = 100 Ом – резистор; ТТ – трансформатор тока нулевой последовательности; КА – токовое реле; КТ –реле времени; ОПН – ограничители перенапряжений; ТН – трансформатор напряжения; ПР – предохранитель; ТЗ – трансформатор заземляющий В систему защиты, кроме резистора, входит селективная защита от замыкания на землю, действующая на отключение, и два комплекта ограничителей перенапряжений с разными уровнями защиты. Активный ток замыкания на землю создается резистором RN ≈ 100 Ом. На всех присоеди104 нениях секции собственных нужд 6 кВ устанавливается токовая ненаправленная защита от замыканий на землю, действующая на отключение без выдержки времени. Селективность ее определяется тем, что активный ток протекает только через поврежденное присоединение. Через остальные присоединения протекает лишь собственный емкостной ток нулевой последовательности, от которого защита отстраивается. При отказе токовых защит присоединений или при однофазных замыканиях на шинах действует защита, подключенная к трансформатору тока в цепи резистора RN. Эта защита с временем 0,5 с действует на отключение заземляющего трансформатора вместе с резистором и ОПН-1, поэтому в схеме исключено длительное существование большинства однофазных замыканий, что благоприятно сказывается на работе оборудования, а также исключено длительное воздействие линейного напряжения на ОПН-1, установленный у заземляющего трансформатора. Кроме того, перенапряжения от заземляющих дуг ограничены резистором в нейтрали до уровня ниже 2,4 Uф. Все это создает достаточно легкие условия работы ОПН-1, который должен длительно выдерживать только фазное напряжение сети, поэтому его защитные характеристики могут быть выбраны приблизительно на уровне 2,0 Uф. В редких случаях отказа токовых зашит присоединений или возникновения однофазного замыкания на шинах сеть переходит в режим работы с изолированной нейтралью и остается под защитой ОПН-2, который должен быть рассчитан на длительное воздействие линейного напряжения; поэтому этот ограничитель имеет защитные характеристики (2.9-3,0)Uф, худшие по сравнению с ОПН-1. В подавляющем большинстве случаев при нормальной работе защиты удается обеспечить уровень ограничения перенапряжений примерно до (2,1–2,3)Uф. При отказе токовых защит присоединений, когда ограничение перенапряжений осуществляется ОПН2, воздействующие на оборудование перенапряжения увеличиваются примерно до (2,6-3,0)Uф. Описанная система защиты, помимо собственных нужд электрических станций, может быть применена и в других сетях 6-10 кВ. 5.3. Защита от повреждений трансформаторов напряжения 6-35 кВ контроля изоляции Радикальным мероприятием, исключающим повреждения трансформаторов напряжения контроля изоляции, является использование «антирезонансных» трансформаторов напряжения (НАМИ-6, НАМИ-10 и НАМИ35). Эти трехфазные трансформаторы имеют особую схему соединения обмоток и пониженную номинальную индукцию. Описание и схема соединения обмоток «антирезонансных» трансформаторов напряжения типа НАМИ даны в Приложении Д. 105 При использовании трансформаторов напряжения других типов (НТМИ-6, НТМИ-10, 3×3 НОМ-35) для предотвращения их повреждений от феррорезонансных колебаний и от дуговых замыканий на землю рекомендуются следующие мероприятия: 1) заземление нейтрали сети через ДГР или резистор, обеспечивающий разряд емкостей сети за 0,01 с. 2) уменьшение в сети числа трансформаторов напряжения с заземленными нейтралями высоковольтных обмоток. Где есть возможность, следует ограничиться измерением междуфазных напряжений, используя для этого трансформаторы (типа НОМ), соединенные по схеме открытого треугольника; 3) в сетях 35 кВ применение вместо трехфазной группы 3НОМ-35 двух трансформаторов НОМ-35 для измерения междуфазных напряжений и одного 3НОМ-35, включенного в нейтраль питающего трансформатора, для контроля изоляции сети; 4) в сетях 6-10 кВ использование резисторов порядка 10 кОм, постоянно включенных в нейтральный провод трансформаторов напряжения. При этом изоляция нейтрали должна выдерживать перенапряжения примерно 1,3Uф; 5) включение резистора 25 Ом, 400 Вт во вторичную обмотку ТН, соединенную по схеме разомкнутого треугольника. Защитный резистор устанавливается без предохранителя непосредственно у ТН и остается постоянно включенным. Такой резистор, однако, не всегда эффективен, поэтому в схеме, где замечены феррорезонансные колебания, целесообразность его использования следует проверить экспериментально. 5.4. Защита от перенапряжений установок с вакуумными выключателями При применении вакуумных выключателей на присоединениях с электродвигателями и трансформаторами следует предусматривать средства защиты от перенапряжений. В качестве таковых должны применяться ОПН и демпфирующих RC-цепочки, как наиболее эффективные средства по сравнению с другими мероприятиями (задержка в отключении двух фаз, управление моментом коммутации и др.) ОПН могут подключаться между фазой и землей со стороны коммутируемого присоединения или параллельно контактам выключателя. ОПН, установленные на шинах, не защищают присоединение при его отключении вакуумным выключателем. Устанавливаемые между фазой и землей ОПН должны располагаться непосредственно у защищаемого объекта или в начале кабеля, в ячейке КРУ у выключателя, если длина кабеля не больше 50 м. 106 ОПН, подключаемый непосредственно на зажимах защищаемого объекта (электродвигателя), обеспечивает ограничение перенапряжений до необходимого уровня (см. табл.3.2) и, вместе с тем, оказывается неуязвимым в режиме с перемежающейся дугой. Последнее обусловлено тем, что при перенапряжениях, вызванных перемежающейся дугой, ток через ОПН имеет безопасные значения, поэтому такие ОПН могут применяться в схемах с любым значением емкостного тока замыкания на землю. Этим свойствам отвечают ОПН с остающемся напряжением не более 8,5 кВ (при импульсе тока 30/60 мкс, 500 А). Если длина кабеля менее 50 м, а емкостной ток замыкания на землю не превышает 10 А, то ОПН может устанавливаться между фазой и землей в ячейки КРУ у выключателя со стороны кабеля, питающего электродвигатель. Его остающееся напряжение должно быть не более 8 кВ (при импульсе тока 30/60 мкс, 500 А). При включении ОПН параллельно контактам выключателя обеспечивается более глубокое ограничение перенапряжений, а сам ОПН подвергается менее тяжелым воздействиям. Остающееся напряжение этих ОПН, независимо от режима заземления нейтрали, величины емкостного тока замыкаемого на землю и длины коммутируемого кабеля, должны быть не более 13,5 кВ (при импульсе тока 30/60 мкс, 500 А). Демпфирующая RС-цепочка должна применяться для зашиты наиболее ответственных электродвигателей, при этом установка RСцепочек на нескольких присоединениях не должна приводить к установке в сети дополнительных дугогасяших реакторов. RС-цепочку рекомендуется устанавливать непосредственно у защищаемого объекта. Допускается установка RС-цепочки в начале кабеля в ячейки КРУ у выключателя, если расчетом показано, что обеспечивается требуемый уровень ограничения перенапряжения на защищаемом объекте. Емкость С защитной RС-цепочки выбирается в 5 раз больше емкости отключаемого присоединения (емкость кабеля по прямой последовательности плюс емкость защищаемого объекта). Сопротивление R защитной RС-цепочки определяется по формуле: √ , Ом (5.1) где L=Lш+Lк, Lш ‒ индуктивность ошиновки, принимаемая равной 25·10-6 Гн; Lк ‒ индуктивность кабеля 6 кВ на высоких частотах (в зависимости от поперечного сечения токоведущей жилы S (табл. 5.1). Таблица 5.1. Индуктивность кабеля Lк в зависимости от поперечного сечения токоведущей жилы S S, мм2 Lк, мГн/км ммГн/км 35 0,14 50 0,12 70 0,10 95 0,09 107 120 0,08 150 0,07 185 0,06 240 0,055 Эквивалентная емкость двигателя Сд, мкФ, при отсутствии конкретных данных может быть определена по формуле: √ , мкФ (5.2) где Рн – номинальная мощность двигателя, кВт. Для RС-цепочек можно применить бумажно-масляные конденсаторы на напряжение 6-10 кВ (например, применяемые для компенсации реактивной мощности); резистор R должен быть рассчитан на длительную мощность 100 Вт (например, типа ТВО). 5.5. Защита неиспользуемых обмоток трансформаторов Неиспользуемой считается обмотка, не имеющая присоединения или длительно отключенная от него (при монтаже, в пусковой период электроустановки, при выводе в ремонт присоединения, при наличии АВР на данном напряжении). Длительная эксплуатация трансформаторов и автотрансформаторов не допускается, если их неиспользуемые обмотки низшего (среднего) напряжения не соединены в звезду или треугольник и не защищены от перенапряжений. Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных между обмотками более высокого напряжения, должна быть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений, присоединенными к выводу каждой фазы. Защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения, расположенных у магнитопровода, осуществляется заземлением одной фазы или нейтрали, либо установкой одного вентильного разрядника или ОПН на одной фазе или нейтрали. Защита не требуется во всех случаях, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню. Контрольные вопросы 1. Роль заземлителей при оценке грозоупорности линий . 2. В чем конструктивное отличие ОПН и РВ. 3. В чем причины смещения нейтрали в сети с компенсированной нейтралью? 4. Почему гашение электрической дуги приводит к перенапряжениям? 108 6. Грозовые перенапряжения 6.1. Основные характеристики разряда молнии 6.1.1. Краткие сведения о механизме разряда молнии Грозовое облако является носителем электрических зарядов, сосредоточенных на водяных каплях. Их движение и распределение в облаке зависят не только от сил электростатического взаимодействия, но также от силы тяжести капель, скорости и направления воздушных потоков. Вследствие совместного действия этих сил в облаке могут длительно существовать зоны положительной и отрицательной полярности с различной плотностью зарядов. Неравномерность распределения зарядов приводит к возникновению сильного электрического поля внутри облака между зонами различной полярности и между облаком и землей. Условия для возникновения молнии создаются, когда в каком-либо месте облака напряженность электрического поля превысит электрическую прочность воздуха. Разряд молнии прорастает в виде лидера, направленного в основном по силовым линиям электрического поля. Как показывают результаты инструментальных исследований, разряды молнии в землю с вероятностью 0,9 возникают из отрицательной по отношению к земле зоны облака (такие разряды принято называть отрицательными). Образование и дальнейшее развитие лидера молнии представляет собой сложный физический процесс, многие детали которого до сих пор недостаточно исследованы, поэтому для инженерных расчетов неизбежно использование упрощенной модели разряда молнии, в которой лидер отрицательного разряда рассматривается как канал, заполненный отрицательными зарядами. Время прорастания лидера от облака до поверхности земли составляет несколько миллисекунд. Как показывают фотографические наблюдения (фоторазвертки), лидер прорастает не равномерно, а скачками или ступенями. Средняя скорость прорастания лидера оценивается значениями, близкими к 0,0005 скорости света, а во время скачка к земле направление прорастания лидера определяется картиной электрического поля вблизи его головки, в частности, скоплениями объемных зарядов, создаваемых заряженными водяными каплями в пространстве между облаком и землей. Поэтому лидер молнии обычно прорастает по искривленному пути, имеющему многочисленные изломы и разветвления. По мере того, как отрицательно заряженный канал лидера приближается к поверхности земли, напряженность электрического поля между ним и землей растет. На земле и наземных объектах накапливаются заряды противоположной (положительной) полярности, индуктированные зарядом лидера, и напряженность электрического поля на отдельных точках поверхности земли, в особенности на возвышающихся объектах, достигает критического значения, при 109 этом на наземных объектах (на опорах, тросах и проводах ВЛ) возникают положительные стримеры, а затем развивается и встречный лидер. В заключительной фазе разряда молнии происходит перекрытие промежутка между нисходящим и встречным лидерами. Таким образом, при определенной высоте лидера над землей проявляется ориентация разряда молнии на тот или иной наземный объект. Предполагается, что ориентировка лидера происходит, когда средняя напряженность в промежутке между головкой лидера и наземными объектами достигнет 500 кВ/м. Перекрытие воздушного промежутка между головкой лидера и наземным объектом является переходом от первой (лидерной) стадии к главной стадии разряда молнии, в которой происходит компенсация отрицательного заряда лидера положительными зарядами, притекающими из земли, при этом через пораженный молнией объект протекает ток, который и представляет собой «ток молнии». Процесс нейтрализации отрицательного заряда распространяется вверх по лидеру, образуя ярко светящийся канал главного разряда, прорастающий от земли к облаку со скоростью порядка десятых долей скорости света. Амплитуда тока молнии, протекающего через пораженный объект, так же как и высота ориентировки, зависит от заряда лидера. Это дает возможность установить связь между током молнии и высотой ориентировки, которая изменяется от 200 и более метров ‒ для ударов с токами свыше 200 кА, и до 20‒30 м ‒ для ударов с токами 15‒ 20 кА. При отрицательном ударе молнии вслед за главным разрядом обычно наблюдаются повторные разряды по тому же каналу. Повторные разряды вызываются тем, что нейтрализация зарядов канала приводит к разрядам соседних заряженных областей облака на канал и через него в землю. В отдельных случаях наблюдалось до тридцати и более повторных разрядов в одном ударе молнии, однако 50% ударов содержит не более двухтрех импульсов. Общая продолжительность многократного разряда может достигать 1 с, но такие затяжные удары являются редким явлением. Большая часть ударов имеет длительность не более 0,3 с. Характерные осциллограммы импульсов тока первой (1) и последующих (2) составляющих многократного разряда показаны на рис. 6.1 в двух масштабах времени. Форма импульса первой составляющей имеет следующие особенности: ток в начальной стадии нарастает относительно медленно; фронт импульса имеет вогнутую форму; наибольшая крутизна фронта наблюдается вблизи максимума тока. Изломы и колебания кривой тока вблизи максимума объясняются искривлениями канала молнии и наличием в нем ответвлений. После нейтрализации канала лидера в стадии главного разряда ток молнии через пораженный объект в течение 100‒ 200 мкс спадает до небольшого или до нулевого значения. 110 а) б) Рис. 6.1. Типичные осциллограммы импульса тока первой (1) и последующих (2) составляющих многократного разряда молнии отрицательной полярности в разных масштабах времени (а, б) Импульс тока молнии, протекающего через пораженный объект при повторных разрядах, отличается более коротким фронтом и длительностью и, как правило, меньшей амплитудой при большей крутизне тока на фронте. По форме он ближе к стандартному грозовому импульсу с параметрами 1,2/50 мкс. Положительные удары молнии, составляющие в среднем 10%, бывают, как правило, однократные. Они могут иметь значительную амплитуду тока, однако обычно для них характерен пологий фронт. В редких случаях (около 4%) наблюдаются колебательные разряды. В настоящее время эти два типа разрядов молнии не учитываются в расчетах грозозащиты ВЛ и ПС. 6.1.2. Количественные характеристики разряда молнии Грозоупорность ВЛ, как правило, рассчитывается только для первого импульса разряда молнии, так как вероятность перекрытия изоляции при воздействии последующих импульсов на порядок и более меньше, чем при воздействии первого импульса. Учет последующих импульсов в оценке грозоупорности оправдан только в некоторых специальных случаях при большой индуктивности опор. При многократном разряде молнии перенапряжения на изоляции ВЛ возникают как на первом, так и при последующих импульсах тока, однако при обычном времени действия защит и АПВ (не менее 1 с) все возможные при многократном разряде молнии перекрытия линейной изоляции укладываются в интервал одного отключения ВЛ. Грозозащита ПС должна рассчитываться с обязательным учетом первых и последующих импульсов многократного разряда молнии. В результате обработки осциллограмм, многократного разряда молнии получены статистические распределения, описанные логарифмически нормальным законом, для следующих параметров первого и последующих импульсов: 111 1) амплитуда тока I; 2) крутизна тока на фронте: на участке (0,1-0,9) I ‒ A0,1; на участке (0,3-0,9)I ‒ A0,3; максимальная ‒ Amax; 3) длительность спада импульса тока до значения 0,5 I ‒ ηn; 4) длительность фронта: на участке (0,1-0,9) I ‒ ηф 0,1 ; на участке (0,3-0,9) I ‒ ηф0,3. Рис. 6.2. Среднестатистическая форма импульсов многократного разряда молнии Характеристики логарифмически нормальных распределений параметров разряда молнии для амплитуды тока первых импульсов показаны на рис. 6.3. Приведены три варианта распределений, полученные по результатам полевых исследований в разных странах: - рекомендация Исследовательского комитета № 33 СИГРЭ - обобщенное распределение по результатам измерений преимущественно на башнях; - два распределения, обобщающие измерения токов на воздушных линиях, разница высот которых составляет примерно 20 м. Для расчета грозоупорности ВЛ предпочтительнее использовать распределения токов молнии, полученные по регистрациям на ВЛ. Параметры логарифмически нормального закона в зависимости от высоты опор hоn выбираются следующим образом: при hоn ≤ 20 м при hоn ≥ 20 м Ī = 20 кА, ζlgI = 0,39, Ī = 20 + 0,32(hоn ‒ 20) кА, ζlgI = 0,39 ‒ 0,0028 (hоn ‒ 20). 112 (6.1) (6.2) (6.3) (6.4) Рис. 6.3. Распределение амплитуды тока первых импульсов многократного разряда молнии: 1 ‒ обобщенное распределение по результатам измерений преимущественно на башнях (рекомендация Исследовательского комитета № 33 СИГРЭ); 2 ‒ по измерениям на ВЛ (hоn до 45 м); 3 ‒ по измерениям на ВЛ (hоn до 20 м) Вероятность амплитуды тока молнии, превышающей Ii, рассчитывается с использованием полученных параметров по формуле: √ [ ∫ ( ̅ ) ] , (6.5) где Ī ‒ значение амплитуды тока молнии, вероятность превышения которой равна 0,5. Форма фронта импульса тока имеет принципиальное значение в расчетах грозоупорности ВЛ 110 кВ и выше при ударе молнии в опору: в этом случае обратное перекрытие изоляции наиболее вероятно на фронте волны. Фронт импульса, имеющий достаточно сложную форму и непостоянную крутизну, в расчетах заменяется косоугольным с постоянной крутизной с учетом следующих обстоятельств. Обратное перекрытие изоляции при ударе молнии в опору происходит на фронте импульса при достижении значений тока молнии около 30 кА и выше. Для подавляющего большинства импульсов при среднем значении амплитуды тока молнии (20-30) кА этот момент наступает на участке фронта выше 0,5 I, т.е. форма начального участка фронта не имеет существенного значения для расчета грозоупорности ВЛ 110-1150 кВ. В приближенных расчетах рекомендованных отечественными источниками используются усредненные распределения Im и I′m. В этом случае 113 статистические распределения можно аппроксимировать экспоненциальными функциями вида: P(Im) =exp(‒0,04Im,) (6.6) P(I′m) =exp(‒0,08I′m), (6.7) где P(Im), P(I′m) ‒ вероятность того, что амплитуда (крутизна) при одном ударе молнии превысит заданное значение. Расчетный импульс должен быть близок к реальному на участке выше 0,5I. Этому условию удовлетворяет импульс с косоугольным фронтом, проходящим через значение 0,9I и абсциссу, соответствующую значению 0,3I (см. рис. 6.2). Параметры логарифмически нормального распределения крутизны тока молнии принятого расчетного импульса оцениваются следующими значениями крутизны Ā и коэффициента изменчивости ζlgA [1]: для первого импульса Ā1 = 10,8 кА/мкс; ζlgA1 = 0,265, (6.8) для последующих импульсов Ā2 = 30,2 кА/мкс; ζlg A2 = 0,4. (6.9) Для этого вида воздействия на основании обработки разрядных характеристик изоляции на нестандартных волнах получены необходимые для расчета и соответствующие типу импульсного воздействия вольтсекундные характеристики изоляции для случаев перекрытия на фронте импульса с ηф до 10 мкс. Связь между амплитудой и крутизной тока молнии характеризующаяся значениями коэффициентов корреляции, рассматривается как слабая и расчет грозозащиты амплитуда и крутизна тока молнии приняты взаимно независимыми. Скорость распространения главного разряда молнии v зависит от амплитуды тока и изменяется во времени по мере развития канала. Значение v лежит в пределах (0,1-0,5) с, где с ‒ скорость света. При одинаковой амплитуде тока молнии скорость распространения главного разряда последующих импульсов больше, чем первого импульса. С учетом того, что амплитуда последующих импульсов обычно меньше, для всех импульсов многократного разряда принимается одинаковое расчетное значение v = 0,3 с. Сопротивление канала молнии на стадии главного разряда не остается постоянным, уменьшаясь по мере возрастания протекающего тока. Этот параметр характеризуется некоторым эквивалентным значением zм и зависит от амплитуды тока молнии (рис. 6.4). Расчетное значение сопротивления канала молнии влияет на амплитуду тока, протекающего через пораженный объект Iоб. Расчет Iоб выполняют по следующей формуле: 114 , (6.10) где IR=0 ‒ амплитуда тока молнии, протекающего через хорошо заземленный объект; zэкв ‒ эквивалентное сопротивление пораженного объекта. Например, при ударе молнии в провод zэкв = zпр/2. Рис. 6.4. Зависимость эквивалентного сопротивления канала от тока молнии В большинстве расчетных случаев zм принимается равным бесконечности, при этом Iоб = IR=0, что соответствует представлению о канале молнии как источнике заданного тока. Расчет показателей грозоупорности ВЛ при zм = ∞ дает небольшой запас при расчете числа грозовых отключений от прорывов молнии на провода. Уточнение значения zм в соответствии с рис. 6.7 следует делать для расчета критического значения тока при ударе молнии в провода ВЛ напряжением 500 кВ и выше, для которых прорывы молнии являются основной причиной грозовых отключений. 6.1.3. Интенсивность грозовой деятельности Наиболее информативной для расчета грозопоражаемости энергетических объектов характеристикой является плотность разрядов молнии на землю ро, наблюдаемая с помощью счетчиков разрядов молнии в течение длительного срока. Накопленный статистический материал по инструментальным измерениям числа разрядов в большинстве случаев пока еще недостаточен для построения региональных карт плотности наземных разрядов, поэтому ро приходится оценивать косвенно через другие многолетние характеристики грозовой деятельности: число грозовых дней и продолжительность грозовой деятельности в часах за год. Число грозовых дней Nг.д (в зарубежной литературе - изокераунический уровень Т) ‒ наиболее распространенный и длительно наблюдаемый во многих странах показатель грозовой активности. Имеющиеся ограниченные данные свидетельствуют о слабой корреляционной зависимости числа дней с грозой и плотности разрядов молнии на землю. При отсутствии других данных для равнинных территорий бывшего СССР ро может быть оценено через Nг.д по формуле: 115 , (6.11) где ро ‒ плотность разрядов молний на 1 км2 поверхности земли за год. Продолжительность грозовой деятельности в часах наблюдается в ряде стран (30 лет и дольше), в том числе и на территории бывшего СССР. Отмечена корреляция ро и Nг.д., описываемая для равнинных районов зависимостью: ро = 0,05 Nг.ч.. (6.12) На территории СССР принималось ро = 0,067 1/км2 за 1 грозочас. В ПУЭ, РД 153-34.3-35.125-99 представлена карта Nг.ч, разработанная по данным наблюдений за грозой на 1700 гидрометеостанциях (ГМС) на территории бывшего СССР. Эта карта, построенная в масштабе 1:10000000, дает общее представление о распределении грозовой активности на большой территории - Nг.ч. В тех случаях, когда имеются данные только о числе дней с грозой Nг.д (например, при сопоставлении опыта эксплуатации зарубежных и отечественных ВЛ), пересчет к числу грозовых часов производится по формуле: . (6.13) В СССР при ориентировочных оценках продолжительности грозы в течение года оценивалась в 1,5-20 грозового часа. При проектировании и сопоставлении расчетных и эксплуатационных показателей грозоупорности ВЛ и ПС рекомендуется использовать данные наблюдений за грозой гидрометеостанций, наиболее близко расположенных к трассе ВЛ или территории ПС. В первом случае используется среднемноголетнее число грозовых часов не менее чем за 30 лет, а во втором - фактическое число грозовых часов за каждый анализируемый год. 6.1.4. Число ударов молнии в наземные объекты Число прямых ударов молнии (ПУМ) в наземные объекты можно оценить по формуле: N = роSp, где Sp ‒ площадь той земной поверхности , удары с которой стягиваются на объект. До ввода Руководства [1] для ОРУ высоковольтных подстанций расчетное число ударов молний в течении года рекомендовалось вычислять по формуле: , где h ‒ высота молниеотвода (или объекта при отсутствии молниеотводов); l и b ‒ ширина территории подстанции, м. При этом ширина полосы, с которой молнии «стягиваются» на объект равна 7hср. 116 В соответствии с рекомендациями МЭК, реализованными в [1] при расчете числа ударов молнии в протяженные объекты, возвышающиеся над окружающей местностью, например ВЛ, учитывается их поражение разрядами, развивающимися непосредственно над ними и "стягиваемые" боковые разряды. Число "прямых" ударов в линию Nn зависит от плотности разрядов молнии на землю ро, расстояния между тросами (или проводами для бестросовой линии) dтр-тр и длины линии L следующим образом: . (6.14) Вероятность поражения ВЛ боковым разрядом зависит от амплитуды тока молнии Ii и высоты подвеса тросов и проводов. Чем больше Ii и высота ВЛ, тем с большего расстояния разряд молнии ориентируется на ВЛ. В расчетах числа боковых ударов молнии NБ используется эквивалентная ширина полосы стягивания Rэкв, пропорциональная средней высоте подвеса троса hср, и вычисляемая по формуле: , (6.15) Рис. 6.5. Зависимость отношения ширины полосы, с которой ВЛ собирает боковые разряды молний с одной стороны от ВЛ (Rэкв), к высоте опор по данным полевых исследований: ● бывшая Чехословакия; ○ Польша; ∆ Украина С увеличением высоты поражаемого объекта значение kh = Rэкв/h уменьшается. На рис. 6.5 показана зависимость kh от h, полученная по результатам обобщения данных по поражаемости объектов (ВЛ и молниеотводов) различной высоты. Число ударов молнии на 100 км длины ВЛ рассчитывается по формулам: ( При hср ≤ 30 м 117 ) (6.16) ( При hср > 30 м ) (6.17) Для ВЛ с одним тросом dтр-тр = 0; hср=2/3∙f - средняя высота подвеса троса или провода (f – стрела провеса), м. 6.2. Волновые процессы в электрических цепях 6.2.1. Отражение и преломление электромагнитных волн Перенапряжения в электрических установках обычно связаны с набеганием на различные участки электрической цепи электромагнитных волн, возникающих чаще всего в результате попадания в линии электропередачи грозовых разрядов. В сложных электрических цепях потенциалы в различных точках электрической цепи отличаются от потенциалов первоначально возникшей волны. Рассмотрим основные закономерности распространения электромагнитных волн. При движении электромагнитной волны вдоль провода над плоской землей большой электропроводности скорость распространения волны определяется по формуле: √ , (6.18) где с = 3 · 108 м/сек ‒ скорость световых волн; ε и μ ‒ относительные диэлектрическая и магнитная проницаемости среды, окружающей провода. Для воздушных линий ε = 1 и μ = 1. В таком случае: υв = с = 3·108м/сек = 300м/мкс. Для кабельных линий μ = 1, а диэлектрическая проницаемость изоляции ε ≈ 4, следовательно: υк = 0,5υв = 150м/мкс. Фронт стандартной грозовой волны (рис.1.6) равный 1,2 мкс отложится на участке воздушной линии длиной 360 м. В таких условиях электрическую сеть приходится рассматривать как линию с распределенными параметрами и при расчете перенапряжений в узлах учитывать отражения и преломления волн. Схема замещения единицы длинной линии в общем случае может быть представлена, например, Г-образной схемой замещения (рис.6.6). Волновое сопротивление в этом случае: √ 118 (6.19) где R0 – активное сопротивление единицы длины линии; L0 ‒ индуктивность единицы длины линии; С0 ‒ емкость единицы длины линии; G0 ‒ проводимость единицы длины линии. L0 C0 R0 G0 Рис.6.6. Схема замещения единицы длинной линии Если не учитывать активные параметры: √ (6.20) Напряжение и ток волны связаны между собой соотношением: √ где , (6.21) U ‒ напряжение волны; I ‒ ток волны. Для воздушной линии: (6.22) (6.23) где hср ‒ средняя высота подвеса провода над землей, м; r ‒ радиус провода, м. Подставляя значения L0 и С0 в (6.21), получим выражение для волнового сопротивления воздушной линии: (6.24) Среднее значение волнового сопротивления одиночного провода воздушной линии, вычисленное по геометрическим параметрам линии, составляет Z = 400 ÷ 450 Ом. Волновые сопротивления кабельных линий в сильной степени зависят от конструкции кабелей и находятся для силовых кабелей в пределах от 5 до 50 Ом. При переходе электромагнитной волны с участка линии, обладающего волновым сопротивлением Z1, на участок с волновым сопротивлением Z2 происходит изменение параметров волны, так как на первом участке со- 119 отношение напряжения и тока волны определяется величиной волнового сопротивления Z1 а на втором ‒ величиной Z2: и (6.25) Например, если Z2>Z1, то U2>U1 и I2 0. Рис. 6.11. Форма преломленной и отраженной волн при прохождении электромагнитной волны через индуктивность 6.2.5. Прохождение электромагнитной волны мимо емкости На рис. 6.12 представлен случай падения на шины подстанции электромагнитной волны при подключении к шинам сосредоточенной емкости. Эквивалентная схема для этого случая представлена на рис. 6.12, б. iпр iС Z1 Z2  Z Uпад Z Z1 i2 Z1 n 1 2Uпад Z Z C б) a) Рис. 6.12. Прохождение электромагнитной волны мимо емкости: а – расчетная схема; б – схема замещения Для эквивалентной схемы можно написать уравнения по законам Кирхгофа: ∫ , (6.48) , (6.49) . Продифференцировав уравнение (6.49), находим: 125 (6.50) . (6.51) Подставим выражение для ic в (6.50): . (6.52) Далее подставим выражение для iпp в (6.48): . (6.53) Полученное дифференциальное уравнение (6.53) аналогично уравнению (6.40) с тем различием, что в (6.53) вместо параметра L входит величина CZ1Z2. Следовательно, решение уравнения (6.53) можно записать в виде: ( ), (6.54) где . В таком случае, ( ). (6.55) Напряжение отраженной волны может быть найдено из соотношения: , в которое подставляем найденное значение uпр: . (6.56) Анализ выражений (6.55) и (6.56) показывает, что в первый момент (t = 0) uпр=0 и uотр = –Uпад. При t = ∞: ; . На рис. 6.13 представлено графическое изображение напряжений электромагнитных волн при включенной в узловой точке емкости. Из рис. 6.13 и анализа уравнения (6.53) видно, что в первый момент напряжение в узловой точке равно нулю, а за тем оно возрастает по экспоненциальному закону с постоянной времени . Сглаживание фронта электромагнитной волны благоприятно сказывается на условиях работы межвитковой изоляции обмоток электрических машин и трансформаторов при набегании на них электромагнитных волн. 126 Чем меньше крутизна фронта волны, тем ниже будут разности потенциалов между витками при прохождении вдоль обмотки фронта волны. Емкости используются в схемах грозозащиты для сглаживания фронта набегающих волн и защиты межвитковой изоляции. Рис. 6.13. Форма преломленной и отраженной волн при прохождении электромагнитной волны мимо емкости Можно определить величину емкости, необходимую для получения заданной крутизны фронта волны. Из (6.55) скорость изменения напряжения на фронте волны равна . (6.57) Наибольшее значение крутизна фронта волны имеет при t = 0: ( ) . (6.58) Отсюда ( ) . (6.59) Пусть, например, электромагнитная волна с напряжением Uпад = 20 кВ набегает по линии с волновым сопротивлением Z1 = 400 Ом на шины подстанции. Допустимая максимальная крутизна фронта волны составляет 1 кВ/мксек. В этом случае необходимая для сглаживания фронта волны емкость будет равна: мкф. 6.3. Грозозащита линий электропередачи 6.3.1. Задачи и критерии грозозащиты линий Как уже отмечалось, воздушная линия ежегодно испытывает несколько десятков прямых ударов молнии на каждые 100 км длины. Главную опасность для линии представляет прямой удар молнии в фазные провода с последующим возможным перекрытием изоляции от возникающих при этом перенапряжений. После окончания импульса тока молнии на месте перекры127 тия остается проводящий канал с не успевшим деионизироваться газом, по которому под действием рабочего напряжения появляется ток промышленной частоты («сопровождающий» ток), переходящий в определенных случаях в устойчивую дугу, приводящую к отключению линии средствами релейной защиты. Вероятность перекрытия Рпер изоляции линии можно оценить, исходя из параметров линии, импульсной прочности гирлянд изоляторов и вероятности токов молнии. Число перекрытий линейной изоляции определяется как: nпер= nудРпер, (6.60) где Рпер ‒ вероятность перекрытия изоляции линии. Длительность тока молнии мала (примерно 100 мкс) по сравнению с полупериодом напряжения промышленной частоты (10 000 мкс). Немаловажную роль играет фаза рабочего напряжения в момент удара молнии. При малом мгновенном значении рабочего напряжения и достаточно большом пути импульсного перекрытия не создаются условия для устойчивого горения дуги промышленной частоты. В инженерных расчетах принято оценивать вероятность перехода импульсного перекрытия в устойчивую дугу по средней напряженности вдоль пути перекрытия при наибольшем рабочем напряжении Еср=Uнаиб,раб/lпер. Для линий на деревянных опорах и длинных воздушных промежутков вероятность возникновения устойчивой дуги η определяется по формуле: η = (1,6Еср ‒ 6) 10-2 (6.61) где Еср ‒ средняя напряженность (действующее значение), кВ/м. Если η по (6.59) получается меньше 0,1 или больше 0,9, то в расчетах принимаются эти предельные значения. Для линий на металлических опорах при номинальных напряжениях до 220 кВ принимают η = 0,7 и при номинальных напряжениях 330 кВ и выше ‒ η = 1,0. Знание коэффициента η позволяет подсчитать ожидаемое число грозовых отключений линии: nоткл= nудРпер·η. (6.62) Эффективным методом повышения грозоупорности линий является оборудование и использование автоматического повторного включения (АПВ) или наличие резервного электроснабжения. Автоматическое повторное включение (АПВ) может удержать линию в работе. В этом случае грозовое поражение не будет сопровождаться перерывом в электроснабжении. При неуспешном АПВ произойдет полное отключение линии. В задачу грозозащиты линий входит снижение до минимума числа грозовых отключений ЛЭП. Исходя из условии надежности электроснабжения, допустимое число 128 отключении воздушных линий в год принимают равным: nоткл.доп = Nдоп/(1 ‒ βАПВ), (6.63) где Nдоп ‒ допустимое число перерывов электроснабжения в год (Nдоп ≤0,1 при отсутствии резервирования и Nдоп ≤1,0 при наличии резервирования); βАПВ – коэффициент успешности АПВ, равный 0,8 – 0,9 для линий 110 кВ и выше. В процессе ликвидации замыканий на линии, вызванных грозой, расходуется ресурс работы выключателей; трансформаторы и другое оборудование сети подвергаются электродинамическим и термическим воздействиям токов короткого замыкания. По условию возможности практической реализации АПВ можно отметить следующее ‒ частое применение АПВ осложняет эксплуатацию выключателей, требующих в этом случае внеочередной ревизии. Исходя из этого, допускается иметь nоткл доп = 1 4 в зависимости от типа выключателей. Для особо важных линий это число отключений должно быть уменьшено. 6.3.2.Показатели грозоупорности воздушных линий Для сравнения эффективности различных мероприятий грозозащите линий электропередачи применяется рад критериев. Уровень грозоупорности. Под «уровнем грозоупорности» понимают тот наибольший расчетный ток Iм в хорошо заземленном объекте с фиксированной формой (например, косоугольный фронт ηф=2 мкс и бесконечный спад) прямого удара молнии, при котором еще не перекрывается изоляция линии. По изменению уровня грозоупорности можно оценить влияние отдельного параметра схемы (например, сопротивления заземления опоры) на грозоупорность линии. Показателем грозоупорности ВЛ является число ее грозовых отключений. В проектной и эксплуатационной практике, в зависимости от рассматриваемой задачи, могут использоваться: 1) удельное число грозовых отключений nг, рассчитанное на 100 км и 100 грозовых часов в год. Этот показатель обычно используется для сравнения расчетных или эксплуатационных показателей грозоупорности ВЛ, различающихся по конструктивному выполнению и классу номинального напряжения; 2) удельное число грозовых отключений на 100 км и один год эксплуатации n′г. Этот показатель удобен, например, для сопоставления грозоупорности ВЛ в одной энергосистеме; 3) абсолютное число грозовых отключений Nг, рассчитанное на фактическую длину ВЛ (L) и фактическую интенсивность грозовой деятельности, т.е. число грозовых отключений за анализируемый период, отнесенное к продолжительности этого периода в годах ‒ показатель надежности грозозащиты, а с помощью показателя надежности грозозащиты можно по129 лучить приближенную оценку числа лет безаварийной работы η (т.е. величину, обратную математическому ожиданию числа отключений линии в год п∑=1/η). Этот показатель необходим, например, при выборе средств грозозащиты или при сопоставлении расчетных и эксплуатационных показателей грозоупорности. 6.3.3. Грозоупорность линий без тросов При прямом ударе молнии в провод ток молнии растекается по пораженному проводу в обе стороны, поэтому амплитуда волны перенапряжения на проводе определяется как: U = IмZпp/2, (6.64) где Zпp ‒ волновое сопротивление провода, которое в среднем, с учетом импульсной короны, может быть принято равным 300‒400 Ом. При коронировании увеличивается емкость провода и соответственно уменьшается его волновое сопротивление. На линии с металлическими опорами импульс перенапряжения с амплитудой U воздействует на изоляцию провода на опоре. При токах молнии порядка 5‒10 кА, т.е. в большинстве грозовых разрядов в линию, создаются перенапряжения, достаточные для перекрытия гирлянды изоляторов. На линиях с номинальным напряжением до 220 кВ наряду с металлическими и железобетонными используются деревянные опоры. Древесина обладает изоляционными свойствами, поэтому, например, участок деревянной траверсы между точкой подвеса гирлянды и заземляющим спуском на опорах с тросами может рассматриваться как дополнительная изоляция провода относительно земли. Точно так же участок траверсы между точками закрепления двух гирлянд на опорах без тросов является дополнительной междуфазной изоляцией. Для ориентировочных расчетов дополнительную импульсную прочность, создаваемую деревянной траверсой, принимают равной 100 кВ на 1 м пути разряда по этой траверсе. На линиях с деревянными опорами перекрытие прежде всего происходит между проводами по пути гирлянда ‒ траверса ‒ гирлянда. Импульс на пораженном проводе индуктирует напряжение на соседнем проводе в соответствии с коэффициентом электромагнитной связи k. Между проводами возникает напряжение: , (6.65) где k ‒ коэффициент связи между проводами с учетом импульсной короны, имеющий значения 0,25‒0,4. Вероятность перекрытия линейной изоляции Рпер рассчитывается по критическому значению тока молнии. Критический ток молнии определяет130 ся из условий равенства воздействующего напряжения U и импульсного разрядного напряжения изоляции U50% по формулам: для ВЛ на металлических и железобетонных опорах , (6.66) для ВЛ на деревянных опорах (6.67) Малое число отключений линий на деревянных опорах без тросов обеспечивается обычно за счет низкого значения коэффициента η перехода импульсного перекрытия в устойчивую дугу. Очевидно, что в случае металлических опор разрядный промежуток уменьшается до длины одной гирлянды, что вызывает существенное увеличение как коэффициента η, так и вероятности перекрытия изоляции Pпер. Поэтому линии 110 кВ и выше на металлических опорах без тросов в районах со средней или большой интенсивностью грозовой деятельности имели бы недопустимо большое число отключений. Как правило, такие линии защищаются тросовыми молниеотводами по всей длине. Несколько по-иному обстоит дело с линиями 35 кВ на металлических опорах, работающих в системе с изолированной нейтралью, особенно если в ней применены дугогасящие аппараты. В таких системах однофазные перекрытия изоляции не приводят к отключению линии, так как дуга емкостного тока в большинстве случаев гаснет в результате действия дугогасящей катушки, а коэффициент перехода в силовую дугу η ≈ 0 независимо от значения Ecр. Поэтому отключения линий 35 кВ за счет грозовых поражений могут происходить только в случае двухфазных или трехфазных перекрытий. В линиях с горизонтальным расположением проводов разряды молнии происходят практически всегда в крайний провод, в линиях с вертикальным расположением ‒ в верхний провод. После перекрытия изоляции пораженного провода в путь тока вместо волнового сопротивления провода Zпp/2 включается значительно меньшее сопротивление заземления опоры Rи. Если разряд молнии произошел в провод на небольшом расстоянии от опоры, через заземлитель проходит практически полный ток молнии и опора приобретает потенциал, приблизительно равный IмRи. На соседнем проводе наводится потенциал kIмRи. Перекрытие изоляции второго провода произойдет, если: (6.68) Отсюда следует, что вероятность перекрытия Рпер тем меньше, чем ниже сопротивление Rи (или больше критическое значение тока молнии). Поэтому на линиях 35 кВ на металлических опорах без тросов целесооб131 разно применять дополнительные заземлители для уменьшения сопротивления заземления опор. Очевидно, что наибольшие перенапряжения на линиях без тросов возникают при прямом поражении линии молнией. Тем не менее определенную роль играют и удары молнии вблизи линии. Такие удары приводят к появлению индуктированных перенапряжений. Индуктированные напряжения на фазных проводах имеют электрическую и магнитную составляющие Uинд= Uи.э+ Uи.м . (6.69) Заряды лидерного канала молнии связывают на проводе заряды противоположного знака. Электрическое поле связанных зарядов уравновешивается полем лидера, поэтому потенциал провода во время лидерной стадии равен нулю (рабочее напряжение не учитывается). Во время главного разряда заряды лидера нейтрализуются, при этом связанные на проводе заряды освобождаются, что сопровождается повышением потенциала провода и образованием импульсов напряжения, распространяющихся по проводу в обе стороны. При волне, распространяющейся вверх со скоростью υ амплитуда тока определится как: (6.69.1) Так возникает электрическая составляющая индуктированного напряжения. Значение ее прямо пропорционально линейной плотности зарядов ζ лидерного канала, средней высоте подвеса провода hcp и обратно пропорционально кратчайшему расстоянию b от провода до точки удара молнии. Рис. 6.14. Интегральная кривая амплитуд индуктированных на линии перенапряжений при ударах молния в землю Учитывая (6.69.1), получаем (6.70) где kэ ‒ коэффициент пропорциональности, уменьшающийся при возрастании скорости главного разряда υ и имеющий размерность сопротивления. 132 Изменение магнитного поля при главном разряде приводит к возникновению магнитной составляющей индуктированного напряжения в петле опора – гирлянда изоляторов – провод – земля. Максимальное значение этой составляющей напряжения на гирлянде прямо пропорционально расстоянию от провода до точки удара молнии: , (6.71) где kм – коэффициент, возрастающий с увеличением скорости главного разряда. Максимальное значение индуктированного напряжения равно . (6.72) Коэффициенты kэ и kм по-разному зависят от скорости главного разряда, поэтому их сумму можно приближенно принять равной 30 Ом. В качестве примера, приведем интегральную кривую амплитуд индуктированных перенапряжений при ударах молнии в землю рядом с линией со средней высотой подвеса hcp=10 м (рис.6.14). Как видно, индуктированные перенапряжения могут превышать импульсную прочность изоляции линий 35 кВ (U50% = 350 кВ) менее 2 раз в год, а импульсную прочность изоляции линий 110 кВ (U50% ≈ 700 кВ) – всего 1 раз в 5 лет. Поэтому такого рода индуктированные перенапряжения не играют существенной роли для ВЛ 110 кВ и выше. 6.3.4. Грозоупорность ВЛ защищенных тросом При расчете показателя надежности грозозащиты эффективность грозозащиты определяют отдельно для следующих расчетных случаев поражения линии (рис. 6.15): 1) удар молнии в провод (прорыв молнии через тросовую защиту) с последующим перекрытием с провода на опору или между проводами; 2) удар молнии в вершину опоры с последующим обратным перекрытием с опоры на провод; 3) удар молнии в пролет троса с последующим перекрытием с троса на провод или на землю; 4) удар молнии вблизи линии электропередачи, сопровождающийся появлением перекрытий вследствие индуктированных перенапряжений. Можно определить суммарное число грозовых отключений в год по формуле: n∑=nпр+no+nтр+nинд, (6.73) где nпр, no, nтр – число отключений при ударах молнии в провод, в опору и трос; пинд – число отключений линии вследствие индуктированных перенапряжений. 133 Удар молнии в зоне ВЛ Удар молнии вблизи ВЛ Индуктированные перенапряжения Удар в ВЛ Удар в провод Перенапряжения безопасные для изоляции Удар в опору Удар в трос Импульсное перекрытие изоляции Дуга не устанавливается Устойчивая дуга Успешное АПВ Неуспешное АПВ Грозовое отключение линии n∑=nпр+no+nтр+nинд Рис. 6.15. Логическая схема развития грозовых аварий ВЛ 110кВ и выше Число отключений линии при ударах молнии в провода равно: nпр=NПУМРпрР1прРд(1-РАПВ), (6.74) где NПУМ – число прямых ударов молнии в линию (провода, тросы, опоры); Рпр – вероятность прорыва молнии на фазные провода мимо тросов (при отсутствии тросов Рпр≈1); P1 пр – вероятность перекрытия гирлянды при ударе молнии в провода (т.е. вероятность того, что ток молнии будет больше, чем уровень грозоупорности линии при ударе молнии в провод); Рд – вероятность установления дуги при перекрытии; РАПВ – вероятность успешной работы АПВ. Рассмотрим удар молнии в трос в середине пролета между двумя опорами. Если считать, что трос хорошо заземлен на опорах, т. е. Rи Zтр (Zтр – волновое сопротивление троса), и принять для расчета косоугольную форму тока молнии, можно построить импульс напряжения в точке поражения троса молнией. До прихода импульсов, отраженных от сопротивлений заземления соседних опор, напряжение на тросе определяется по формуле: 134 (6.75) Через интервал времени , где l – длина пролета, к месту удара одновременно подойдут импульсы, отраженные с переменой знака от сопротивлений заземления двух ближайших опор, и рост напряжения прекратится. Подставив в (6.75) время t = η = l/υ, получим максимальное напряжение на тросе: (6.76) которое зависит от крутизны фронта тока молнии и не зависит от его амплитуды. Напряжение между тросом и проводом с учетом индуктированного на проводе напряжения равно: (6.77) Удар молнии в трос в середине пролета является расчетным случаем для выбора расстояния между тросом и проводом. Уравнение (6.77) связывает характеристики пролета воздушной линии с крутизной фронта тока молнии. Зная характеристики пролета, по (6.77) можно определить значение а, при котором становится возможным пробой промежутка между тросом и проводом. Затем, используя (6.7), можно определить вероятность такого пробоя. Или же, задаваясь вероятностью пробоя, т. е. некоторым значением крутизны а, по (6.77) определяют требуемую электрическую прочность промежутка трос – провод и по экспериментальным данным – необходимое расстояние между ними. Опыт эксплуатации показывает, что вероятность пробоя между тросом и проводом пренебрежимо мала, если расстояние трос – провод по вертикали составляет не менее 2% длины пролета, например 8 м при длине пролета 400 м. При ударах молнии в трос возможны также перекрытия изоляции па опорах, где прочность изоляции значительно ниже, чем в середине пролета. Вероятность таких перекрытий значительно меньше, чем при непосредственном поражении опоры, так как при поражении троса через опору проходит менее половины тока молнии. Рассмотрим удар молнии в вершину опоры. Долю ударов молнии в опоры (в трос вблизи опор) можно оценить как 4hоп/l, где hоп – высота опоры, а l – длина пролета. Тогда число ударов в опоры определяется формулой: (6.78) где nуд – число ударов молнии в линию. Обратное перекрытие линейной изоляции с опоры на провод фазы может произойти, если напряжение на изоляции достигнет ее импульсного 135 разрядного напряжения или превысит его. Напряжение на изоляции линии равно разности потенциалов на опоре и на проводе. При ударе молнии в опору почти весь ток молнии первоначально проходит через тело опоры и ее заземление (iоп на рис. 6.16). Время пробега импульса по опоре обычно на порядок меньше длительности фронта тока молнии, поэтому опору в схеме замещения (рис. 6.17) можно представить сосредоточенной индуктивностью Lоп = Lo/hоп и импульсным сопротивлением заземления Rи. Для сосредоточенных заземлителей можно пренебречь их индуктивностью, которая много меньше индуктивности опоры. Удельная индуктивность опоры L0 составляет 0,5 мкГн/м для двухстоечных, 0,6 мкГн/м для одностоечных металлических и железобетонных опор и 0,7 мкГн/м для деревянных опор с двумя заземляющими спусками. С течением времени соседние опоры все больше участвуют в отводе тока молнии в землю, что приводит к снижению потенциала пораженной опоры. Для реальных значений длительности фронта тока молнии (ηф≤10 l/с≈20 мкс) и импульсных сопротивлений заземления опор Rи ≤20 Ом достаточная точность расчетов обеспечивается при учете отражений импульсов только от опор, ближайших к пораженной опоре. В этом случае в схеме рис. 6.18 пролеты линий справа и слева от пораженной опоры замещаются последовательной цепочкой Lтp/2, Lоп/2 и Rи/2. Рис. 6.16. Распределение токов при ударе молнии в опору линии с тросами iтр iM(t) iоп Lоп Rи Lоп/2 Rи/2 Рис. 6.17. Схема замещения для расчета напряжения на вершине опоры линии с тросами при ударе в нее молнии Потенциал пораженной опоры кроме падений напряжения на сопротивлении заземления и индуктивности опоры определяется также составляющей, обусловленной индуктивной связью между каналом молнии с током 136 iм(t) и телом опоры. Коэффициент взаимной индукции приближенно равен Моп≈Mоhоп, где Моп≈0,2 мкГн/м. Таким образом, потенциал вершины опоры: (6.79) Второе и третье слагаемые в (6.79) имеют значение только в пределах фронта тока молнии. Ток в опоре определяется на основании схемы замещения (рис. 6.17), в которой имеются источник тока iм=at и источник напряжения aMтр, учитывающий ЭДС, которая наводится в петле трос – земля магнитным полем канала молнии; Мтр≈0,5hтр, где hтр – средняя высота подвески троса. Потенциал провода имеет три составляющие: рабочее напряжение; напряжение, индуктированное на проводе зарядом лидера молнии (электростатическая составляющая индуктированных перенапряжений); напряжение, индуктированное на проводе в результате распространения по тросам импульсов напряжения с амплитудой Uon. Влияние рабочего напряжения учитывается исходя из того, что, по крайней мере на одной фазе линии, мгновенное значение напряжения имеет полярность, противоположную полярности потенциала вершины опоры, а расчетное значение Uраб принимается равным среднему значению за полупериод: (6.80) √ √ Электрическая составляющая индуктированного перенапряжения при ударе в опору может быть приближенно рассчитана по формуле: (6.81) где Еср≈10 кВ/см – средняя напряженность электрического поля в промежутке между каналом лидера молнии и опорой перед главным разрядом; k – коэффициент электромагнитной связи между проводом и тросом, учитывающий экранирующее действие троса. Напряжение Uинд имеет полярность, обратную полярности потенциала вершины опоры. Прохождение тока по тросу вызывает появление на проводе напряжения kUon того же знака, что и потенциал опоры. Эта составляющая уменьшает напряжение на изоляции линии. Таким образом, напряжение на линейной изоляции, равное разности потенциалов вершины опоры и провода, в момент максимума тока молнии определяется как: ( ) (6.82) Это напряжение необходимо сравнить с напряжением перекрытия гирлянды при предразрядном времени, равном длительности фронта импульса тока молнии ηф. 137 Рис. 6.18. Определение времени перекрытия линейной изоляции при разных крутизнах фронта тока молнии (а 1 >а 2 ): 1 – вольт-секундная характеристика изоляции; 2 – напряжение на изоляции Значение Uиз зависит от крутизны фронта тока молнии, которая при заданном времени ηф определяет максимальное значение тока молнии Iм=аηф. Если построить зависимости напряжения на изоляции от времени Uиз(t) при разных крутизнах фронта а (рис. 6.18), то точки пересечения этих кривых с вольт-секундной характеристикой изоляции определят длительность фронта тока молнии ηф=tр и минимальное значение амплитуды тока Iм=аtф, при котором произойдет перекрытие изоляции. По этим данным можно построить так называемую кривую опасных параметров (рис. 6.19). Рис. 6.19. Кривая опасных параметров Эта кривая ограничивает область сочетаний крутизны и тока молнии, при которых происходит перекрытие изоляции линии. Например, при крутизне а1 перекрытие изоляции происходит при токах, больших Iм1, при крутизне а2 – при токах, больших Iм2, и т. д. По кривой опасных параметров можно построить кривую вероятности опасных параметров (рис. 6.20). По рис. 6.20 вероятность перекрытия изоляции определяется как: ∬ (6.83) 138 где f(Iм, а) – двумерная функция плотности вероятности максимального значения и крутизны тока молнии, а интегрирование осуществляется по всей области D. Рис. 6.20. Определение вероятности перекрытия изоляции (заштрихованная область дает значение вероятности) При практических расчетах максимальные значения тока Iм и крутизны фронта тока молнии а принимают независимыми случайными величинами, вероятности которых определяются по (6.6) и (6.7). В этом случае (6.83) принимает вид: ∫ ∫ (6.84) т. е. вероятность перекрытия определяется заштрихованной площадью на рис. 6.21, которая ограничена кривой вероятности опасных параметров. 6.3.5.Средства грозозащиты воздушных линий В качестве основных средств грозозащиты ВЛ используются: 1) подвеска заземленных тросов; 2) снижение сопротивления заземления опор; 3) повышение импульсной прочности линейной изоляции; 4) защита отдельных опор и участков с ослабленной изоляцией; 5) ограничители перенапряжений (ОПН). Как отмечалось резервным средством повышения надежности и бесперебойности работы ВЛ является автоматическое повторное включение (АПВ), в особенности быстродействующее (БАПВ) и однофазное (ОАПВ). Коэффициент успешности АПВ при грозовых отключениях, по данным опыта эксплуатации, для ВЛ 110–500 кВ составляет в среднем 0,6–0,8, а для ВЛ 750 и 1150 кВ – 0,8-0,9. АПВ позволяет частично компенсировать низкую грозоупорность ВЛ при трудностях устройства хороших заземлений и т.п. Однако применение АПВ не должно исключать использование основных средств грозозащиты, так как к.з. снижают ресурс оборудования ПС. 139 Подвеска заземленных тросов позволяет уменьшить в сотни раз число ударов молнии непосредственно в провода, представляющих наибольшую опасность для изоляции ВЛ. Расположение тросов относительно проводов должно обеспечить наибольшую эффективность тросовой защиты при преобладающем для данной ВЛ типе грозовых отключений (прорывы или обратные перекрытия). В первом случае снижение вероятности прорыва достигается уменьшением угла защиты троса (тросов), в том числе подвеской тросов с отрицательным углом защиты, и увеличением расстояния между тросом и проводом по вертикали. Во втором случае вероятность обратного перекрытия уменьшается при увеличении числа тросов, разнесении их на большее расстояние, в том числе при подвеске части тросов под проводами. Перечисленные мероприятия способствуют уменьшению импульсного тока через опору и усиливают электростатическое экранирование проводов тросами. На ВЛ, ранее выполненных на деревянных опорах, трос подвешивался только на подходах к ПС, так как грозоупорность ВЛ на деревянных опорах без троса достаточно высока (грозовые отключения происходят только при междуфазном перекрытии по двум гирляндам и участку траверсы). В процессе эксплуатации грозоупорность и надежность ВЛ резко снижаются из-за расщепления и загнивания стоек и траверс, что требует больших трудозатрат на ремонт ВЛ. Для нового электросетевого строительства рекомендуются только комбинированные деревянные опоры (с грозозащитным тросом - одним или двумя, стальными траверсами, железобетонными фундаментами и стальным заземляющим спуском - разработка НИИПТ); у ВЛ с такими опорами грозоупорность и надежность примерно те же, что у ВЛ со стальными и железобетонными опорами. Применение грозозащитного троса на ВЛ 6-35 кВ малоэффективно из-за низкой импульсной прочности линейной изоляции и, соответственно, высокой вероятности обратного перекрытия при ударе в опору и трос. Для снижения потерь энергии от индуктированных в тросах токов, а также для использования тросов в качестве канала высокочастотной связи или в целях емкостного отбора мощности грозозащитный трос крепится к опоре на изоляторах, снабженных шунтирующими искровыми промежутками. При разряде молнии искровые промежутки пробиваются уже во время развития лидерного канала, и в стадии главного разряда трос работает как заземленный наглухо. Снижение сопротивлений заземления опор ВЛ с тросом является одним из основных средств уменьшения вероятности импульсного перекрытия изоляции при ударе молнии в трос или опору. Для достижения приемлемых показателей грозоупорности линии для грунтов с различными удельными сопротивлениями ПУЭ нормируются значения сопротивления заземления опор приведенные в таблице 6.1. В импульсном режиме сопротивления могут быть несколько меньше из-за искрового эффекта. 140 Таблица 6.1. Наибольшее сопротивление заземляющих устройств опор ВЛ Удельное эквивалентное сопротивление грунта ρ, Ом·м До 100 Более 100 до 500 Более 500 до 1000 Более 1000 до 5000 Более 5000 Наибольшее сопротивление заземляющего устройства, Ом 10 15 20 30 6·10-3ρ В тех случаях, когда не удается обеспечить низкое сопротивление заземления опор, тросовая защита может оказаться малоэффективной, так как большинство ударов молнии в трос или опору будет приводить к перекрытиям изоляции. Сопротивление заземления металлических и железобетонных опор на ВЛ без троса должно быть по возможности низким. Это способствует уменьшению вероятности перекрытия изоляции при ударах в опору и уменьшению вероятности перехода однофазных перекрытий в многофазные при ударах молнии в опоры и провода. В обычных грунтах с удельным сопротивлением не более 100-300 Ом·м выполнение заземлений опор с достаточно низким сопротивлением не вызывает больших трудностей и их стоимость невысока. В сухих песчаных и скальных грунтах для этого приходится применять глубинные вертикальные заземлители, достигающие хорошо проводящих слоев грунта, или горизонтальные (лучевые) заземлители длиной до 60 м. Применение сплошных противовесов, проложенных в земле от опоры к опоре, часто неэкономично, так как даже в грунтах высокого удельного сопротивления большая часть импульсного тока стекает с противовеса в землю на участке 60-100 м от опоры. Прокладка параллельных лучей нецелесообразна из-за снижения коэффициента их использования вследствие взаимного экранирования. При применении двух лучей их следует направлять в противоположные стороны вдоль оси ВЛ. Электромагнитная связь между проводами ВЛ и лучами в земле не оказывает существенного влияния на эффективность заземлителя. Для повышения грозоупорности ВЛ, проходящих в районах с высоким удельным сопротивлением грунта, по совокупности факторов (трудности прокладки, повреждаемость в эксплуатации, низкая эффективность при стекании тока молнии) можно увеличить число тросов (с подвеской одного или двух из них под проводами). Импульсная прочность изоляции ВЛ с тросом определяется типом изоляторов, длиной гирлянды, длиной воздушных промежутков на опоре и промежутка трос-провод в пролете. Тип изоляторов и длина гирлянды для 141 ВЛ всех классов напряжения выбираются не по соображениям грозозащиты, а по рабочему напряжению. Увеличение длины гирлянды и скоординированных с ней воздушных промежутков на опоре повышает капитальные затраты и практически не используется как средство грозозащиты. Изоляцию очень высоких переходных опор, выбранную по рабочему напряжению, рекомендуется усиливать на 15%. Эта мера позволяет компенсировать накапливаемые в эксплуатации поврежденные изоляторы и исключить проведение труднодоступных профилактических и ремонтных работ по замене изоляторов на переходных опорах в течение 25 лет. Грозоупорность ВЛ 6-35 кВ на железобетонных и металлических опорах существенно повышается при использовании для подвески нижних проводов изоляционных траверс из пластических материалов. Особое внимание уделяется защите опор с ослабленной изоляцией. На ранее построенных ВЛ с деревянными опорами без троса к ним относятся: отдельные металлические или железобетонные опоры; опоры, ограничивающие тросовый подход к ПС; опоры отпаек, подключенных через трехполюсные разъединители, скомплектованные на металлической раме; транспозиционные опоры. К ослабленной изоляции относятся также воздушные промежутки, образующиеся при пересечении воздушных линий между собой. При наличии на трассе опор с ослабленной изоляцией грозоупорность ВЛ снижается вследствие увеличения вероятности перекрытия ослабленной изоляции при ударе молнии в такую опору и от волн атмосферных перенапряжений, набегающих на нее с прилегающих участков трассы с нормальной изоляцией. Защита опор с ослабленной изоляцией ранее осуществлялась с помощью трубчатых разрядников, обеспечивающих срез набегающей волны и гашение дуги после импульсного перекрытия. Недостатком трубчатых разрядников является нестабильность их характеристик, что нередко приводит к развитию аварий при отказе и разрушении разрядников. Обслуживание трубчатых разрядников трудоемко. Более перспективно использование ОПН. Опоры с ослабленной изоляцией могут защищаться также специально предусмотренными искровыми промежутками. В последнее время наблюдается широкое применение «длиноискрящих» разрядников. Грозозащита пересечений ВЛ между собой и с линиями электрифицированного транспорта и связи обеспечивается соблюдением нормированных расстояний по воздуху. Кроме того, на ВЛ с деревянными опорами и АПВ для ограничения амплитуды перенапряжений применялись разрядники или искровые промежутки, установленные на опорах, ограничивающих пролет пересечения. В настоящее время предпочтение отдается ОПН (см. п. 6.5.4). Дополнительным средством повышения грозоупорности ВЛ могут служить ОПН, устанавливаемые непосредственно на опорах ВЛ. Примене142 ние ОПН на ВЛ наиболее эффективно в следующих случаях: 1) на одной из цепей двухцепной ВЛ, что практически полностью предотвращает грозовые отключения одновременно двух цепей; 2) при высоком сопротивлении заземления опор; 3) на высоких опорах, например, на переходах через водные преграды. При этом ОПН могут устанавливаться либо на всех фазах каждой опоры, либо на части опор или только на одной или двух фазах. 6.3.6. Допустимое число грозовых отключений ВЛ и выбор средств грозозащиты по критерию коммутационного ресурса линейных выключателей Абсолютное допустимое число грозовых отключений ВЛ по условию полного исчерпания коммутационного ресурса выключателя в межремонтный период рассчитывается по формуле: , (6.85) где No ‒ допустимое без ремонта выключателя количество отключений номинального тока к.з. (по ГОСТ 687-78); Тп.р ‒ средний период планового ремонта выключателей, годы. При отсутствии уточняющих местных инструкций принимаются в соответствии с ПТЭ следующие значения Тп.р, для разных типов выключателей: масляных 6-8, воздушных 4-6, элегазовых 12 лет; βг ‒ отношение числа грозовых отключений к общему числу автоматических отключений. При отсутствии соответствующих данных по опыту эксплуатации ВЛ в рассматриваемом регионе используются следующие усредненные показатели (табл.6.2.): Таблица 6.2. Усредненные показатели коэффициента βг Uн, кВ 110 150 220 330 500 βг 0,10 0,11 0,13 0,15 0,25 kАПВ ‒ коэффициент успешности АПВ при грозовых отключениях (по опыту эксплуатации ВЛ 110-550 кВ kАПВ = (0,64÷0,8); kB ‒ коэффициент, учитывающий условия эксплуатации выключателя: длину ВЛ, значение тока к.з. в ближайшей к шинам подстанции точке ВЛ и изменение коммутационного ресурса выключателя при удалении точки к.з. от шин подстанции. Практически выбор комплекса средств грозозащиты, обеспечивающий допустимое по коммутационному ресурсу выключателя число грозовых отключений, определенное по формуле (6.85), для ВЛ длиной L, проходящей в районе с интенсивностью грозовой деятельности Nг.ч, сводится к 143 определению предельно допустимого значения сопротивления заземления Rз. Значение Rз может быть определено с использованием справочных кривых приведенных в [1, прил. 23] после перехода от абсолютного допустимого числа грозовых отключений Nдоп.г к предельному значению удельного числа грозовых отключений nг.пред (на 100 км и 100 грозовых часов) по формуле: (6.83) Предельное значение Rз меняется в зависимости от Nдоп.г и уровня грозовой деятельности. Требования к Rз ужесточаются при использовании выключателей, допускающих меньшее число отключений токов к.з., при больших токах к.з. на шинах ПС, для ВЛ на металлических башенных опорах, в том числе с одним тросом, с ростом Nг.ч и увеличением длины ВЛ. Однако существует много вариантов сочетаний природно-климатических и эксплуатационных условий, допускающих значения Rз большие, чем регламентируемые в настоящее время ПУЭ. Усиление изоляции позволяет ослабить требования к Rз, что может быть использовано как альтернативное средство грозозащиты на ВЛ 110-150 кВ и при трудностях устройства заземлителей. 6.4. Защита станций и подстанций 6-1150 кB от грозовых перенапряжений 6.4.1. Общие положения Опасные грозовые воздействия на подстанционное оборудование возникают при ударах молнии непосредственно в подстанцию (ПС), а также при поражениях ВЛ и приходе по ним на распределительное устройство (РУ) и ПС грозовых волн. Кроме того, для РУ 6 и 10 кВ опасны перенапряжения, индуктированные на токоведущих частях при ударах молнии в землю или другие объекты вблизи ВЛ или ПС. Эффективность защиты от грозовых перенапряжений внутренней изоляции подстанционного оборудования должна быть значительно более высокой по сравнению с воздушной и линейной изоляцией ВЛ, так как внутренняя изоляция оборудования подстанций имеет небольшие запасы по отношению к импульсным испытательным напряжениям и не обладает свойством самовосстановления после грозового перекрытия. Защита оборудования подстанций от прямых ударов молнии обеспечивается системой стержневых и тросовых молниеотводов. Для оценки эффективности грозозащиты изоляции оборудования, подвесной и воздушной изоляции на ПС от прямых ударов молнии применяется такой же качественный, но более жесткий количественный критерий, что и для ВЛ, т.е. ожидаемое число обратных перекрытий при ударах молнии в молниеотводы, а также от прорывов через систему молниезащиты. В качестве 144 критерия используется среднее ожидаемое число лет безаварийной работы ПС при этих воздействиях Тп.у. Считается, что если Тп.у расчетно оценивается 500 - 3000 годами соответственно для ПС 35 - 1150 кВ, то грозозащита оборудования, подвесной и воздушной изоляции ПС надежно защищена от обратных перекрытий и прорывом на территории РУ. Защита ПС от набегающих с ВЛ волн грозовых перенапряжений основана на выборе соответствующих защитных аппаратов (ОПН, разрядников), числа и места их установки на ПС с тем, чтобы обеспечить такое снижение воздействующих волн грозовых перенапряжений по амплитуде и крутизне, при котором в течение нормированного срока безаварийной эксплуатации Тн.в, не будут превышены допустимые значения перенапряжений для наиболее ответственного и дорогостоящего оборудования (трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и т.д.). Показатель надежности грозозащиты ПС 35 - 1150 кВ от набегающих волн Тнв должен быть соответственно не менее 200 - 1500 лет. 6.4.2.Защита станций и подстанций от прямых ударов молнии Необходимость защиты РУ и ПС 20-750 кВ от ПУМ определяется единичной мощностью трансформаторов N, числом грозовых часов в году (Nг.ч), а также удельным сопротивлением грунта (ρ): Не требуется защита для: - ПС 20 и 35 кВ в случаях: - N≤1,6 МВА, Nг.ч – любое - ОРУ ПС 20 и 35 кВ с Nг.ч≤20 г.ч. - ОРУ и ПС 220 кВ и ниже при ρ ≥ 2000 Ом·м, Nг.ч ≤ 20 г.ч - ЗРУ и ЗПС при Nг.ч ≤ 20 г.ч. Расчетное значение надежности защиты станций и ПС от прямых ударов молнии выбирают в зависимости от степени ответственности защищаемого объекта, от тяжести ущербов, возникающих при его поражении, интенсивности грозовой деятельности и пр. Наибольшая надежность грозозащиты должна обеспечиваться следующим объектам: ОРУ вместе с его шинными мостами и гибкими связями; зданиям машинного зала и ЗРУ; зданиям трансформаторной башни, маслохозяйства, нефтехозяйства, электролизной и ацетилено-генераторной станции; угледробилке, вагоноопрокидывателям, резервуарам с горючими жидкостями или газами; местам хранения баллонов с водородом; градирням и дымовым трубам. Электрические цепи 6 и 10 кВ, имеющие гальванические связи с генераторным напряжением, также защищаются от прямых ударов молнии. Для защиты ОРУ от прямых ударов молнии применяются стержневые и тросовые молниеотводы. Последние в основном используются для защиты ошиновки большой протяженности. Наиболее простым и дешевым решением является расположение молниеотводов на порталах ОРУ. При 145 такой схеме молниезащиты высока вероятность обратных перекрытий при ударах молнии в молниеотводы и заземляющие конструкции ОРУ. ПУЭ ограничивают возможность такого варианта установки молниеотводов следующим образом. На конструкциях ОРУ 110 кВ и выше стержневые молниеотводы могут устанавливаться при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон: до 1000 Ом·м ‒ независимо от площади заземляющего устройства ПС; более 1000 до 2000 Ом·м ‒ при площади заземляющего устройства ПС 10 000 м2 и более. Установка молниеотводов на конструкциях ОРУ 35 кВ допускается при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон: до 500 Ом·м ‒ независимо от площади заземляющего контура ПС, более 500 Ом·м ‒ при площади заземляющего контура ПС 10 000 м2 и более. От стоек конструкций ОРУ 35 кВ и выше с молниеотводами должно быть обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземления не менее чем в двух направлениях с углом не менее 90º между соседними. Кроме того, должно быть установлено не менее одного вертикального электрода длиной 3‒5 м на каждом направлении, на расстоянии не менее длины электрода от места присоединения к магистрали заземления стойки с молниеотводом. Если зоны защиты стержневых молниеотводов не закрывают всю территорию ОРУ, дополнительно используют тросовые молниеотводы, расположенные над ошиновкой. В допустимых случаях следует для ОРУ 35-150 кВ следует предусмотреть меры по предотвращению обратных перекрытий путем устройства дополнительного сосредоточенного заземлителя в месте входа тока молнии в землю. Для ОРУ 220 кВ и выше обратные перекрытия практически исключены. Надежность защиты ОРУ станций и подстанций от прямых ударов молнии характеризуется числом случаев перекрытия изоляции при прорывах молнии через зону защиты молниеотводов и обратных перекрытий при ударах молнии в молниеотводы (для ОРУ 35-150 кВ) в год. Это число может быть определено по формуле: Nп.у = ро (ат+2Rэкв) (bт+2Rэкв) (ηпр Рα Рпр+ηоп Роп) · 10-6, (6.86) где ат, bт ‒ длина и ширина территории ОРУ, м; Rэкв и ро ‒ как в формуле (6.11); ηпр, ηоп ‒ вероятность перехода импульсного перекрытия изоляции в силовую дугу, соответственно, при разрядах молнии в ОРУ, минуя молниеотводы, и при обратных перекрытиях (в расчетах принимается равной 0,9); Рα ‒ вероятность грозового поражения ошиновки ОРУ, минуя молниеотводы; Роп ‒ вероятность обратного перекрытия (может быть определена с помощью методов расчета обратных перекрытий, используемых для ВЛ); Рпр ‒ доля опасных грозовых перенапряжений, возникающих при 146 непосредственном грозовом разряде в ошиновку ОРУ, минуя молниеотводы. Наряду со значением Nп.у в качестве показателя надежности ПС используется обратная величина: , (6.87) которая характеризует среднюю повторяемость (в годах) опасных перенапряжений на ПС из-за грозовых разрядов непосредственно в ЗРУ или ОРУ. Если при установке молниеотводов на конструкциях ОРУ необходимая грозоупорность не может быть достигнута или порталы не рассчитаны на установку молниеотводов, грозозащиту следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами с обособленными заземлителями, которые при хороших грунтах допускается подключать к контуру заземления подстанции. Сопротивление заземления молниеотвода при этом определяется сопротивлением заземления части контура подстанции в радиусе 20 м от места присоединения к нему заземляющего спуска молниеотвода. Расстояние по воздуху LB от отдельно стоящего молниеотвода с обособленным заземлителем до токоведущих частей ОРУ, а также до ЗРУ, зданий и сооружений должно удовлетворять условиям: LB ≥ (0,12Rз +0,1HU); и LB ≥ 5 м, (6.88) где НU ‒ высота до точки возможного перекрытия над уровнем земли, м. В грунтах с низкой проводимостью соединение заземлителя отдельно стоящего молниеотвода с контуром подстанции не допускается. Для предотвращения выноса высокого потенциала расстояние Lз между обособленным заземлителем отдельно стоящего молниеотвода и ближайшей к нему точкой заземляющего контура подстанции, ЗРУ, зданий и сооружений следует определять из условий: Lз ≥ 0,2Rз и Lз ≥ 3 м, (6.89) где Rз ‒ сопротивление заземления отдельно стоящего молниеотвода, значение которого в соответствии с ПУЭ должно быть не более 80 Ом при импульсном токе 60 кА. При этом тросовая защита ВЛ не должна соединяться с порталами ОРУ: последний пролет ВЛ следует защищать отдельно стоящими молниеотводами. При установке на конструкциях с молниеотводами, имеющими обособленные заземлители, светильников, радиоантенн или электрооборудования напряжением до 1000 В необходимы мероприятия по защите цепей электропроводки от грозовых повреждений, выноса высокого потенциала на контур заземления ОРУ и в цепи вторичной коммутации. Электропроводку рекомендуется прокладывать в металлической трубе на всем протяжении от электрооборудования на конструкции с молниеотводом до 147 места присоединения к контуру заземления ОРУ и ввода в кабельный канал. Расстояние в земле от спуска трубы в землю до места присоединения к заземляющему контуру ОРУ (Lт, м) должно удовлетворять условиям: Lт ≥ 0,6Rз и Lт ≥ 10 м. (6.90) Для увеличения скорости спада грозового перенапряжения вдоль трубы на ней рекомендуется устанавливать ряд вертикальных заземляющих электродов. В месте ввода в кабельный канал трубу с кабелем следует присоединить к контуру заземления ОРУ и соединить с оболочками других кабелей. По концам кабеля идущего от конструкции с молниеотводом, во взрывоопасных помещениях рекомендуется устанавливать защитные аппараты ‒ ОПН. Установка молниеотводов на зданиях ЗРУ не является обязательной. В случае выполнения кровли здания полностью из металла или применения металлических несущих конструкций достаточно заземлить металлические части кровли. Плоскую неметаллическую или железобетонную кровлю защищают наложением молниеприемной сварной сетки из стальной проволоки непосредственно на кровлю или под слой негорючего утеплителя или гидроизоляции. При этом для предотвращения нежелательной разности потенциалов между различными металлическими элементами здания (трубы, вентиляционные устройства, заземляющие спуски и пр.) они должны быть соединены между собой. При использовании в качестве молниеприемной сетки стальной арматуры железобетонных плит кровли возможно щепление бетона. Этот способ грозозащиты зданий не рекомендуется в сильногрозовых районах. Защита зданий ЗРУ от прямых ударов экономически оправдана при интенсивности грозовой деятельности 20 грозовых часов в год и более. Число грозовых разрядов в сооружение Nс определяется по формуле: Nc = ро (ас + 2Rэкв)(bc + 2 Rэкв) · 10-6, (6.91) где ас, bc, hc ‒ длина, ширина и высота сооружения, м; Rэкв ‒ эквивалентная ширина, с которой сооружение собирает боковые разряды молнии, м: при hc ≤ 30 м ; при hc > 30 м Rэкв = 0,75 (hc + 90). Здания с неметаллической или железобетонной кровлей допускается не защищать, если Nc < 0,05 в год. Для предотвращения обратных перекрытий с заземляющих спусков и металлических конструкций здания на ошиновку и оборудование ЗРУ, а также на токоведущие части наружных вводов должны быть приняты меры по улучшению экранировки здания за счет увеличения числа заземляющих спусков, их объединения (на крыше и у фундамента) и уменьшения сопротивления заземляющего контура. 148 6.4.3.Защита станций и подстанций от набегающих грозовых волн На подходе к ПС грозовые волны возникают при ударе молнии в провод (на бестроссовом участке линии), в прорыве молнии через трос на провода или при ударах молнии в опоры, тросы с последующим обратным перекрытием линейной изоляции. Амплитуда грозовых волн в точке появления ограничена импульсной прочностью линейной изоляции, а при обратных перекрытиях зависит от момента перекрытия (на фронте или хвосте волны) и падения напряжения на сопротивлении заземления и индуктивности опоры. При прорывах на проводах могут появляться срезанные и полные волны. Полные волны более опасны, так как срезанные быстрее затухают за счет потерь энергии на импульсную корону. При обратных перекрытиях на проводах возникают волны с отвесным фронтом, опасные для междувитковой внутренней изоляции трансформаторов (автотрансформаторов) и реакторов. При переходном процессе в сложном колебательном контуре ПС в отдельных ее точках могут появляться перенапряжения, превышающие импульсную прочность изоляции оборудования. Задача грозозащиты ПС состоит в снижении значений перенапряжений на ПС за счет использования защитных аппаратов с нелинейными вольтамперными характеристиками (ограничителей перенапряжений или вентильных разрядников) и уменьшения числа опасных набегающих волн путем повышения грозоупорности ВЛ на подходе к ПС. Наибольшую опасность из перечисленных причин появления опасных волн перенапряжений представляет ПУМ в линию. Подобная ситуация возникает на линиях, не требующих и не имеющих тросовой защиты. Например, на линиях напряжением 110, 220 кВ с деревянными опорами, особенно при ударах, близких к РУ или ПС. Следует иметь ввиду, что распространяющийся по линии импульс напряжения деформируется и затухает. Основной причиной деформации и затухания являются импульсная корона и сопротивление земли, поскольку ток импульса замыкается через землю. Для образования чехла импульсной короны необходима энергия, которая отбирается на фронте импульса. В результате этого происходит удлинение его фронта. Если импульс короткий или срезанный, то импульсная корона приводит не только к удлинению фронта, но и к понижению амплитуды. В случае полных импульсов влияние импульсной короны сказывается в основном на удлинении фронта и в значительно меньшей степени ‒ на снижении амплитуды. Снижение амплитуды происходит в основном за счет активных потерь при возврате тока волны по земле и может быть рассчитано по формуле 149 √ , (6.92) где Umax ‒ амплитуда импульса напряжения в месте удара молнии; х ‒ удаление расчетной точки от места удара, км; а ‒ коэффициент, равный 0,07 км-0,5 для линий напряжением 110 кВ и выше. Удлинение фронта (на 1 км) полного импульса под действием импульсной короны можно рассчитать по эмпирической формуле (6.93) ( ) , где Umax ‒ амплитуда полного импульса, кВ; h ‒ средняя высота подвеса проводов, м; K ‒ коэффициент, определенный числом фаз в линии. Таким образом, амплитуда волны, набегающей на шины РУ или ПС, определяется местом удара молнии в линию. До ее прихода на шины волна должна деформироваться изотопно до уровня, определяемого вольтсекундной характеристикой линии. Возникает необходимость тросовой защиты подхода к РУ, ПС. Для определения длины защищенного подхода к конкретной подстанции нужно оценить допустимую (критическую) крутизну набегающих импульсов. Старые методики и рекомендации по выбору типа, количества и места установки защитных аппаратов, а также длины защищенного подхода основывались на понятии «опасной зоны». Длина «опасной зоны» соответствовала предельной длине участка ВЛ на подходе к ПС, после пробега которого полная волна с отвесным фронтом максимальной возможной амплитуды в результате деформации из-за потерь энергии на импульсную корону становилась безопасной для изоляции подстанционного оборудования. Современные методы расчета грозозащиты ПС основаны на учете статистических распределений параметров импульсов атмосферных перенапряжений в точке их возникновения и вероятности поражения разрядами молнии отдельных участков ВЛ на подходе к ПС. Критерием выбора схемы грозозащиты ПС является повторяемость опасных перенапряжений в точках присоединения наиболее ответственного оборудования ПС (трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов). Примерные зависимости напряжения на разъединителе (кривая 2) и трансформаторе (кривая 1) от крутизны набегающего импульса приведены на рис. 6.21. Там же указаны Uдоп1 ‒ допустимое напряжение на внутренней изоляции трансформатора и Uдоп2 ‒ допустимое напряжение на внешней изоляции. Абсциссы точек пересечения прямых Uдоп1 и Uдоп2 с кривыми 1 и 2 дают значения критической крутизны акр, превышение которой представляет опасность для соответствующей изоляции, так как при этом напряжение на изоляции превысит допустимое. Точки А и В определяют критиче150 ские значения крутизны для внутренней и внешней изоляции трансформатора, точки С и D ‒ для внутренней и внешней изоляции аппаратов вблизи линейного разъединителя. Наименьшая крутизна (точка А на рис. 6.21) является критической крутизной акр для всей подстанции в целом, поэтому вероятность повреждения изоляции оборудования подстанции равна вероятности прихода на подстанцию волны с крутизной а>акр Рис. 6.21. Определение критической крутизны набегающего импульса Необходимую длину защищенного подхода к подстанции можно определить по формуле: , (6.94) где U50% ‒ 50 %-ное импульсное разрядное напряжение линейной изоляции или установленного в начале подхода трубчатого разрядника; Δηф определяется по (6.93). В соответствии с ПУЭ основными аппаратами защиты электрооборудования подстанций от набегающих импульсов служат вентильные разрядники или ограничители перенапряжений. Для того чтобы вентильный разрядник обеспечивал защиту оборудования, импульсный ток через разрядник не должен превышать тока координации. Если он превысит ток координации, то напряжение на разряднике окажется выше нормированного, что может представить опасность для изоляции оборудования. В отдельных случаях при больших токах (десятки килоампер) и многократных воздействиях защитный аппарат может выйти из строя и даже разрушиться. Таким образом, прямые удары молнии в провода линии вблизи подстанции необходимо исключить. Для этого участки линии длиной 1‒3 км, примыкающие к подстанциям, во всех случаях защищаются тросовыми молниеотводами. Такие участки линии получили название защищенных подходов к подстанциям. Удаленные удары молнии в провод могут привести к появлению в разряднике тока, не превышающего 2U50%/Zпp (U50% ‒ 50 151 %-ное импульсное разрядное напряжение линейной изоляции; Zпр ‒ волновое сопротивление провода). Например, в системе 110 кВ , что меньше тока координации. На рис. 6.22 показана схема защищенного подхода, когда подходящая к подстанции линия выполнена на деревянных опорах. Трос подвешивается только в пределах защищенного подхода. Так как на деревянных опорах от тросов к заземлителям прокладываются по стойкам токоотводящие спуски, прочность изоляции опоры относительно земли существенно снижается. В этом случае первая подтросовая опора является местом с ослабленной изоляцией и для того чтобы не ухудшить грозоупорность линии, в начале защищенного подхода на каждой фазе устанавливают трубчатые разрядники РТ1. В конце подхода иногда устанавливают второй комплект трубчатых разрядников РТ2, которые служат для защиты разомкнутого линейного выключателя. Рис. 6.22. Защищенный подход к подстанции для воздушной линии: а ‒ на деревянных опорах; б ‒ на металлических или железобетонных опорах Если линия выполнена на металлических или железобетонных опорах и защищена тросами по всей длине, но трубчатые разрядники на подходе не устанавливаются. Однако на примыкающих к подстанции участках линии особенно тщательно выполняются требования молниезащиты: снижаются сопротивления заземления опор и уменьшаются углы защиты тросов. Целью этих мероприятий является уменьшение вероятностей прорыва молнии через тросовую защиту и обратных перекрытий при ударах в опоры в пределах защищенного подхода к подстанции. Защищенный подход выполняет еще одну важную функцию. При прохождении импульса напряжения по защищенному подходу вследствие 152 действия импульсной короны происходит удлинение его фронта в соответствии с (6.26), т.е. снижение крутизны фронта импульса, набегающего на подстанцию. Длина защищенного подхода должна быть достаточной для того, чтобы крутизна фронта импульса снизилась до значения, безопасного для оборудования подстанции. Защитное действие вентильного разрядника иллюстрируется рис. 6.23. Для простоты рассматривается набегание на разрядник импульса, приходящего по проводу с волновым сопротивлением Z (рис. 6.23,а). На рис. 6.23,б приведена эквивалентная схема с сосредоточенными параметрами, для которой действительно уравнение: . (6.95) Рис. 6.23. Набегание импульса по линии на вентильным разрядник (а), эквивалентная схема (б) и графический расчет напряжения на разряднике (в) Если известна вольт-секундная характеристика искровых промежутков разрядника Unp(t), то совместное решение уравнения (6.95) и графически заданного уравнения вольт-амперной характеристики разрядника UРВ = f(Ip) позволяет построить напряжение на разряднике UPB при воздействии на него импульса Uпад (рис. 6.23, в). До пробоя искровых промежутков происходит отражение падающего импульса с тем же знаком и напряжение на разряднике удваивается. После пробоя искровых промежутков подклю153 чается нелинейное сопротивление разрядника, в результате чего напряжение UРВ удерживается примерно на уровне Uост. На подстанциях вентильный разрядник и защищаемое оборудование находятся друг от друга на некотором расстоянии по ошиновке, поэтому на оборудовании напряжение будет несколько выше, чем на разряднике. Оценим эту разницу напряжений. При грозовых импульсах частота переходного процесса в оборудовании подстанции очень велика, поэтому при анализе перенапряжений в расчетных схемах оборудование представляется входными емкостями Свх по отношению к земле (рис. 6.24, а). Рис. 6.24. Определение максимального напряжения на защищаемом оборудовании, удаленном от вентильного разрядника Пусть набегающий на подстанцию импульс имеет косоугольный фронт с крутизной а: Uпад = at. (6.96) Для упрощения анализа примем, что Свх = 0, тогда через время, равное l/υ, импульс напряжения придет в точку 2 и отразится от нее с тем же знаком. Отраженный импульс еще через время l/υ вернется в точку 1 и наложится на падающий импульс. Под действием суммарного напряжения в момент времени tр в соответствии с вольт-секундной характеристикой Uпр(t) произойдет пробой искровых промежутков РВ и напряжение в точке 1 снизится. Наибольшее напряжение на разряднике перед пробоем: ( ). (6.97) Напряжение в точке 2 будет повышаться еще в течение времени l/υ и достигнет U2max = 2atp. (6.98) 154 Лишь после этого напряжение в точке 2 снизится вследствие подключения в точке 1 нелинейного сопротивления РВ и, следовательно, изменения коэффициентов преломления и отражения в точке 1. Разница напряжений на защищаемом оборудовании и на разряднике составляет . (6.99) ( ) Таким образом, максимальное напряжение на защищаемом оборудовании тем больше превышает пробивное напряжение разрядника, чем дальше оно удалено от разрядника и чем выше крутизна фронта падающего импульса. Разность ΔUк допустимого напряжения на трансформаторе и пробивного напряжения разрядника называется интервалом координации изоляции. Экономически приемлемый интервал координации достигается за счет снижения крутизны набегающего импульса на защищенном подходе. Поскольку пробивное напряжение разрядника примерно равно остающемуся напряжению при токе координации, задача практически сводится к выбору интервала между остающимся напряжением разрядника или ограничителя перенапряжений и допустимым напряжением на изоляции электрооборудования подстанции. Даже в простейших схемах расчет напряжения на изоляции электрооборудования подстанции весьма громоздок. Поэтому исследования молниезащиты подстанций проводятся на ЭВМ. При воздействии набегающих с ВЛ волн атмосферных перенапряжений схема РУ ведет себя, как сложный колебательный контур, в котором подстанционное оборудование участвует своими входными емкостями, а ошиновка ‒ отрезками длинной линии с распределенными параметрами. Значения входных емкостей подстанционного оборудования и рекомендации по составлению расчетной схемы замещения распределительного устройства приведены в [1]. В отдельных случаях, например, при расчете грозоупорности схем с вращающимися машинами, последние более правильно представлять не только входной емкостью, но и моделировать обмотку машины входным сопротивлением или отрезком длинной линии с распределенными параметрами. Волновые сопротивления обмоток, особенно мощных вращающихся машин, невелики (50-100 Ом), что существенно снижает воздействующие перенапряжения. Силовые трансформаторы представляются входной емкостью и отрезком длинной линии, замещающим обмотку. Однако волновое сопротивление обмотки обычно составляет несколько тысяч Ом и поэтому слабо снижает амплитуду колебательного импульса. Представление силового трансформатора входной емкостью, несколько увеличивает расчетные грозовые перенапряжения на нем. При анализе схем грозозащиты мощных силовых трансформаторов должны быть учтены волновые свойства обмотки путем использования ча155 стотно-зависимых характеристик обмоток, предварительно полученных расчетным или экспериментальным путем. Надежность грозозащиты ПС оценивается средним числом случаев появления опасных для подстанционной изоляции грозовых импульсов в год. Опасность могут представлять только грозовые импульсы, возникающие при ударе молнии в ВЛ в пределах опасной зоны lо.з. Часть этих импульсов небольшой амплитуды или с малой крутизной фронта и небольшой длительности не вызывают повреждения или перекрытия изоляции оборудования подстанций. При оценке надежности грозозащиты ПС от набегающих с ВЛ грозовых импульсов используются методы, учитывающие статистические распределения амплитуды, крутизны и длительности первого и последующих импульсов тока многократного разряда, а также рабочее напряжение и удаленность грозового разряда. Анализируются перенапряжения, создаваемые на изоляции подстанционного оборудования полными и срезанными грозовыми импульсами. Оценка надежности грозозащиты РУ станций и подстанций состоит в определении доли опасных импульсов среди поражающих ВЛ в пределах опасной зоны. Среднее число опасных грозовых перенапряжений от набегающих волн на каком-то аппарате или на подстанции в целом (т.е. перенапряжений, превышающих допустимые значения) за год может быть определено по формуле: ( ) , (6.100) где Nн.в ‒ среднее число опасных перенапряжений, возникающих на защищаемом аппарате или на ПС в целом в течение года; N ‒ число грозовых ударов в ВЛ длиной 100 км при 100 грозовых часах в год; Nг.ч ‒ число грозовых часов в год; lо.з ‒ длина опасной зоны, км; nВЛ, kэ ‒число отходящих ВЛ и коэффициент их взаимного экранирования; Pα ‒ вероятность прорыва молнии на провода; δоп ‒ доля грозовых ударов в опоры и прилегающие участки троса, отн. ед.; Pоп ‒ вероятность обратного перекрытия линейной изоляции; ψпр, ψоп ‒ доли опасных для изоляции ПС импульсов, соответственно, при прорыве молнии на провода и при обратных перекрытиях изоляции ВЛ, возникающих в пределах опасной зоны, отн. ед. При определении ψпр и ψоп необходимо учитывать более 10 статистически изменяющихся параметров, что может быть реализовано при использовании ЭВМ. В настоящее время разработано и апробировано несколько версий программ расчета вероятности возникновения опасных перенапряжений на оборудовании ПС. Программы, основаны на построении и интегрировании объема опасных волн с координатами - амплитуда, крутизна тока молнии и удаленность точки удара от шин ПС. Величина, обратная Nн.в, характеризует среднюю повторяемость опасных перенапряжений, возникающих на защищаемом аппарате или на ПС в целом, (в годах): 156 . (6.101) Для установления критерия достаточности надежности грозозащиты подстанционного оборудования использован многолетний опыт эксплуатации ПС 35-220 кВ с высокими показателями надежности. Показатели надежности грозозащиты ПС более высокого класса номинального напряжения получены экстраполяцией имеющихся значений по ПС 35-220 кВ с учетом большей стоимости и ответственности ПС высших классов напряжения. Рекомендуемые показатели надежности грозозащиты наиболее дорогого и ответственного подстанционного оборудования (силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов) в зависимости от класса номинального напряжения ПС оцениваются следующими значениями (табл. 6.3): Таблица 6.3. Средняя повторяемость опасных перенапряжений Uн, кВ Тн.в, годы 35 200-300 110 300-400 220 400-600 330 600-800 500 750 1150 800-1000 1000-1200 1200-1500 В условиях эксплуатации оценка показателей надежности подтверждается обобщенными результатами расчетов для типовых схем, представленных графиками и таблицами. Например, в Приложении З приведены данные ПУЭ по допустимым расстоянием между РВ и защищаемым оборудованием для РУ 35-220 кВ. 6.4.4. Особенности грозозащиты подстанций различного номинального напряжения На подстанциях до 110 кВ включительно и на подстанциях 150–220 кВ, где установлены трансформаторы с основным уровнем изоляции, скоординированным с характеристиками разрядника, место установки вентильных разрядников выбирается таким образом, чтобы обеспечить защиту всего оборудования минимальным числом разрядников (по одному комплекту на каждую систему шин). При этом допускается наличие коммутационных аппаратов между разрядниками и трансформаторами, поскольку уровень изоляции трансформаторов выше возможной кратности большинства коммутационных перенапряжений. Между вентильными разрядниками и трансформаторами 220 кВ с основным уровнем изоляции, а также автотрансформаторами, трансформаторами и шунтирующими реакторами 330–750 кВ установка коммутационных аппаратов не допускается, так как в этих случаях на разрядники возлагается задача ограничения коммутационных перенапряжений. Оборудование подстанций 330–500 кВ рекомендуется защищать не менее чем двумя комплектами вентильных разрядников, а 750–1150 кВ – тремя-четырьмя комплектами для уменьшения тока через каждый вентильный разрядник и остающегося напряжения на разряднике. Это условие 157 почти всегда выполняется в связи с необходимостью установки разрядников для защиты каждого трансформатора и реактора по условию отсутствия коммутационных аппаратов между разрядником и защищаемым объектом. В ПУЭ приводятся наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого оборудования. При использовании ОПН вместо РВ или при изменении испытательных напряжений защищаемого оборудования расстояние до силовых трансформаторов или другого электрооборудования определяется по формуле: Lопн = Lрв(Uисп – Uопн)/(Uисп – Uрв), (6.102) где Lопн – расстояние от ОПН до защищаемого оборудования, м; Lрв – расстояние от разрядника до защищаемого оборудования, м; Uисп – испытательное напряжение защищаемого оборудования при полном грозовом импульсе, кВ; Uопн, Uрв – остающееся напряжение на ОПН (РВ) при токе 5 кА – для классов напряжения 110–220 кВ; 10 кА – для классов напряжения 330 кВ и выше. Количество комплектов РВ и ОПН, допустимые расстояния определяются схемой электрических соединений, числом линий и материалом опор, группой разрядников, длиной защищенного тросом подхода. Рис. 6.25. Схемы защиты от грозовых перенапряжений ПС, присоединенных к ВЛ ответвлениями длиной до 150 и более 150 м Практический интерес представляет защита ПС 35–110 кВ с трансформаторами мощностью до 40 МВ·А, присоединенных к ответвлениям протяженностью менее требуемой длины защищаемого подхода (см. Приложение З ) от действующих ВЛ без троса, защиту допускается выполнять по упрощенной схеме (рис.6.25), включающей: 1) разрядники вентильные; устанавливаются на ПС на расстоянии от силового трансформатора не более 10 м при использовании PВ III группы и не более 15 м при использовании РВ II группы. При этом расстояние от 158 РВ до остального оборудования не должно превышать соответственно 50 и 75 м.; 2) тросовые молниеотводы подхода к ПС на всей длине ответвления; при длине ответвления менее 150 м следует дополнительно защищать тросовыми или стержневыми молниеотводами по одному пролету действующей ВЛ в обе стороны от ответвления; 3) комплекты защитных аппаратов РТ1, РТ2 (на новых линиях рекомендуется АИР) с сопротивлением заземлителя не более 10 Ом, устанавливаемые на деревянных опорах. РТ2 – на первой опоре с тросом со стороны ВЛ или на границе участка, защищаемого стержневыми молниеотводами; РТ1 – на незащищенном участке ВЛ на расстоянии 150–200 м от РТ2. При длине подхода более 500 м установка комплекта трубчатых разрядников РТ1 не требуется. Защита ПС, на которых расстояния между РВ и трансформатором превышают 10 м, выполняется в соответствии с обычными требованиями. Некоторые особенности имеет грозозащита подстанций 3-20 кВ без электрических машин. Ввод напряжения на такие подстанции обычно осуществляется с помощью кабельных вставок, поскольку большое число воздушных линий 3-20 кВ к подстанции подвести весьма сложно. Схема грозозащиты такой подстанции приведена на рис. 6.26. ln l Zn РВ (РТ) Zk ОПН (РВ) ОПН (РВ) Рис. 6.26. Схема грозозащиты подстанции 3-20 кВ Поскольку такая воздушная линия имеет относительно слабую изоляцию, практически любой удар молнии в линию приводит к трехфазному перекрытию изоляции на землю. В результате по всем трем фазам линии передачи к подстанции распространяются одинаковые волны перенапряжений. В точке соединения воздушной линии с кабелем происходит отражение и преломление волн. Оценить величину преломленной волны можно через коэффициент преломления: (6.103) где Zк и Zл – волновые сопротивления кабеля и линии. 159 При движении волны перенапряжений по трем фазам линяй передачи напряжение на проводе любой фазы (например, A) UA связано с токами в фазах IА, IВ и IС следующей зависимостью: , (6.104) где ZA0 – волновое сопротивление фазы A, ZАВ и ZAC взаимные волновые сопротивления фазы А и фаз В и С. Поскольку волны движутся по всем трем фазам линии, то ее волновое сопротивление равно: . (6.105) Например, при ZА0=400 Ом и ZАВ =100 Ом – Zл=200 Ом. Волновое сопротивление кабеля при движении волны по всем трем жилам кабеля) Zк= 10...15 Ом. При таких значениях Zл и Zк коэффициент преломления: Следовательно, вычисленное с помощью коэффициента преломления напряжение в кабеле оказывается во много раз меньше. После многократных отражений и преломлений волн напряжение на подстанции нарастает. При этом через разрядники, установленные на подстанции, после их срабатывания могут протекать чрезмерно большие токи и разрядники выйдут из строя. Таким образом, наличие кабельной вставки на входе подстанции не обеспечивает достаточной грозоупорности подстанции. Поэтому в месте соединения воздушной линии с кабельной устанавливают трубчатый или вентильный разрядник для ограничения приходящей волны. Установка РТ оказывается возможной, поскольку срез напряжения в месте соединения не представляет опасности для изоляции (ввиду отсутствия близко расположенных трансформаторов, электрических машин, реакторов). Оболочка кабеля по кратчайшему пути соединяется с заземлением РТ. На подстанцию будет попадать напряжение между жилой и оболочкой кабеля. Это напряжение складывается из падения напряжения на РТ и падения напряжения на индуктивности петли проводника, соединяющего оболочку кабеля с заземлением РТ. Поэтому уменьшение индуктивности соединительного проводника приводит к снижению перенапряжений на оборудовании подстанций. При малой длине кабеля (Ɩ < Ɩкр) волна, отраженная от конца кабеля к его началу, снижает напряжение на трубчатом разряднике, и он может не сработать. В этом случае целесообразно установить вентильный разрядник: он имеет более пологую вольт-секундную характеристику и надежнее работает при крутых волнах. Обычно Ɩкр ≈ 100...150м. 160 В конце кабеля при отключенном выключателе напряжение при приходе падающей волны удваивается и возможно повреждение кабельной муфты. Для ограничения таких перенапряжений в конце кабеля устанавливается вентильный разрядник. В схемах мощных подстанций (3-35 кВ) с большим числом отходящих кабелей устанавливают фидерные реакторы для ограничения тока короткого замыкания (рис. 6.27). Для волны с крутым фронтом реактор представляет собой разомкнутый конец. Поэтому установка РВ между реактором и кабелем оказывается обязательной. 6.4.5. Защита вращающихся электрических машин от грозовых перенапряжений При выпуске с завода изоляция электрических машин обладает прочностью, в несколько раз превышающей наибольшее рабочее напряжение, а коэффициент импульса ее составляет 1,3–1,6. Однако в процессе эксплуатации электрическая прочность изоляции резко снижается из-за вибрации и электродинамических воздействий при коротких замыканиях, а также испарения пропитывающих веществ. Коэффициент импульса снижается до 0,7–1. Допустимое напряжение на главной изоляции машин, бывших в эксплуатации, можно оценить как: √ (6.106) Только у разрядников I группы (см. прил. Ж) остающееся напряжение при токе до 3 кА ниже, чем допустимое импульсное напряжение на изоляции машин. Однако интервал между этими напряжениями очень мал, и это создает трудности в координации импульсной прочности изоляции машин с характеристиками вентильных разрядников. Помимо ограничения напряжения на вводе машины схемой молниезащиты должно быть предусмотрено ограничение напряжения на нейтрали и ограничение крутизны падающего импульса с целью защиты продольной изоляции машины. В настоящее время ПУЭ с учетом низкого уровня интервала координации ограничивает возможность непосредственного присоединения генераторов к линейным шинам. Воздушные линии на металлических и железобетонных опорах допускается непосредственно присоединять к генераторам (синхронным компенсаторам) мощностью до 50 МВт (до 50 МВ·А) и соответствующим РУ. Воздушные линии на деревянных опорах допускается присоединять к генераторам (синхронным компенсаторам) мощностью до 25 МВт (до 25 МВ·А) и соответствующим РУ. Присоединение воздушных линий к генераторам (синхронным компенсаторам) мощностью более 50 МВт (более 50 МВ·А) должно осуществ161 ляться только через трансформатор. В этом случае трансформатор существенно ограничивает амплитуду и крутизну импульсов грозовых перенапряжений на зажимах машины. Для защиты блочных трансформаторов, связанных с генераторами мощностью 100 МВт и выше со стороны ВН должны быть установлены РВ не ниже II группы или соответствующие ОПН. При применении открытых токопроводов для соединения генераторов (синхронных компенсаторов) с трансформаторами токопроводы должны входить в зоны защиты молниеотводов и сооружений ПС (электростанций). Место присоединения молниеотводов к заземляющему устройству ПС (электростанций) должно быть удалено от места присоединения к нему заземляемых элементов токопровода, считая по магистралям заземления, не менее чем на 20 м. Если открытые токопроводы не входят в зоны защиты молниеотводов ОРУ, то они должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами или тросами, подвешенными на отдельных опорах с защитным углом не более 20°. Заземление отдельно стоящих молниеотводов и тросовых опор должно выполняться обособленными заземлителями, не имеющими соединения с заземляющими устройствами опор токопроводов, или путем присоединения к заземляющему устройству РУ в точках, удаленных от места присоединения к нему заземляемых элементов токопровода на расстояние не менее 20 м. Расстояние от отдельно стоящих молниеотводов (тросовых опор) до токоведущих или заземленных элементов токопровода по воздуху должно быть не менее 5 м. Расстояние в земле от обособленного заземлителя и подземной части молниеотвода до заземлителей и подземной части токопровода должно быть не менее 5 м. Для защиты генераторов и синхронных компенсаторов, а также электродвигателей мощностью более 3 МВт, присоединенных к общим шинам воздушными линиями или токопроводами, должны быть установлены РВ I группы или ОПН с соответствующим остающимся напряжением грозового импульса тока и емкости не менее 0,5 мкФ на фазу. При выборе РВ или ОПН с более низкими значениями остающихся напряжений допускается устанавливать емкости менее 0,5 мкФ на фазу. Кроме того, защита подходов ВЛ к РУ электростанций, ПС и токопроводов к машинам должна быть выполнена с уровнем грозоупорности не менее 50 кА. Разрядники вентильные или ОПН следует устанавливать для защиты: генераторов (синхронных компенсаторов) мощностью более 15 МВт (более 15 MB·А) – на присоединении каждого генератора (синхронного компенсатора); 15 МВт и менее (15 MB·А и менее) – на шинах (секциях шин) генераторного напряжения; электродвигателей мощностью более 3 МВт – на шинах РУ. Схемы грозозащиты электрических машин, непосредственно связанных с воздушной сетью кроме установки ОПН и РВ и малоиндуктивного 162 конденсатора на шинах предусматривают защиту подхода воздушной линии от ПУМ, ОПН или РВ на подходе, токоограничивающий реактор и кабельную вставку. Для защиты подхода от прямых ударов молнии используются грозозащитные тросы. Вентильный разрядник РВ1, установленный по ходу движения волн грозовых перенапряжений, предназначены для отвода части тока волны в землю и ограничения тока в ОПН или вентильном разряднике, установленном на электрической машине. Их эффективность зависимость от величины сопротивления заземления, достаточная для практикт надежность работы схемы обеспечивается при Rз≤10 Ом. Реактор в схеме сглаживает фронт импульса перенапряжений на шинах, а также облегчает условия срабатывания разрядника. Емкость С на шинах предназначена для ликвидации колебательной составляющей напряжения на зажимах машины. Обычно длительность фронта импульса τф грозовых перенапряжений на зажимах машины за счет малоиндуктивной емкости С увеличивается до 20-50 мкс. Кабельная вставка, отделяющая воздушную линию от шин с электрической машиной. Ее защитная роль не ограничивается добавлением дополнительной емкости, сглаживающей волну. Кабельная вставка служит для отвода значительной доли тока волны в землю помимо шинного разрядника. Это достигается следующим образом. При срабатывании разрядника на входе кабельной вставки жила кабеля оказывается соединенной параллельно с его оболочкой (через динамическое сопротивление РВ). Вследствие большой скорости изменения напряжения волны ее движение по кабелю сопровождается проявлением поверхностного эффекта. Ток волны вытесняется из жилы на оболочку кабеля, имеющую контакт с землей, и стекает в землю, минуя шины подстанции. Если вращающиеся машины и ВЛ присоединены к общим шинам РУ электростанций или ПС, то подходы этих ВЛ должны быть защищены от грозовых воздействий с соблюдением следующих требований: 1) подход ВЛ с металлическими и железобетонными опорами должен быть защищен тросом на протяжении не менее 300 м, в начале подхода должен быть установлен комплект РВ IV группы (рис. 6.27, а) или соответствующих ОПН. Рекомендуется использование деревянных траверс с расстоянием не менее 1 м по дереву от точки крепления гирлянды изоляторов до стойки опоры. На подходах ВЛ с деревянными опорами дополнительно к средствам защиты, применяемым на ВЛ с железобетонными опорами, следует 163 Рис.6.27. Схемы защиты вращающихся электрических машин от грозовых перенапряжений 164 устанавливать комплект РВ IV группы или соответствующих ОПН на расстоянии 150 м от начала тросового подхода в сторону линии (рис. 6,27, б). Допускается установка РТ в начале подхода. Сопротивление заземления таких разрядников не должно превышать 5 Ом; 2) на ВЛ, присоединенных к электростанциям и ПС кабельными вставками длиной до 0,5 км, защита подхода должна быть выполнена так же, как на ВЛ без кабельных вставок (см. п. 1) и дополнительно должен быть установлен комплект РВ2 IV группы или соответствующих ОПН в месте присоединения ВЛ к кабелю. Заземляемый вывод защитного аппарата кратчайшим путем следует присоединить к броне, металлической оболочке кабеля и к заземлителю (рис. 6.27, в, г). 3) если подход ВЛ на длине не менее 300 м защищен от прямых ударов молнии зданиями, деревьями или другими высокими предметами и находится в их зоне защиты, то подвеска троса на подходе ВЛ не требуется. При этом в начале защищенного участка ВЛ (со стороны линии) должен быть установлен комплект РВ1 IV группы (рис. 6.27, д) или соответствующих ОПН. Спуски заземления РВ1 кратчайшим путем должны быть соединены с контуром заземления ПС (электростанции); 4) при наличии токоограничивающего реактора на присоединении ВЛ подход на длине 100–150 м должен быть защищен от прямых ударов молнии тросовым молниеотводом (рис. 6.27, е). В начале подхода, защищенного молниеотводом, а также у реактора должны быть установлены комплекты РВ1 и РВ2 (рис. 6.27, а) или соответствующих ОПН. При этом защита подхода ВЛ тросом не требуется. 5) при присоединении ВЛ к шинам РУ с вращающимися машинами через токоограничивающий реактор и кабельную вставку длиной более 50 м защита подхода ВЛ от прямых ударов молнии не требуется. В месте присоединения ВЛ к кабелю и перед реактором должны быть установлены комплекты РВ1 и РВ2 или ОПН с сопротивлением заземления не более 3 Ом (рис. 6.27, ж). 6) на ВЛ, присоединенных к шинам РУ с вращающимися машинами мощностью менее 3 МВт, подходы которых на длине не менее 0,5 км выполнены на железобетонных или металлических опорах с сопротивлением заземления не более 5 Ом, должен быть установлен комплект РВ IV группы или соответствующих ОПН на расстоянии 100–150 м от ПС (электростанции) (рис. 6.27, з). 6.5. Защитные аппараты и устройства Ранее и в настоящее время в электроустановках применяются следующие средства защиты от перенапряжений: 165 ‒ защитные промежутки (ПЗ); ‒ трубчатые разрядники (РТ); ‒ вентильные разрядники (РВ); ‒ нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН); ‒ длинно-искровые разрядники (РДИ); ‒ мультикамерные изоляторы-разрядники. Принцип действия защитного аппарата состоит в том, что он предотвращает появление на электроустановке импульсов перенапряжений, опасных для ее изоляции и не препятствует работе электроустановки при рабочем напряжении. Простейшим защитным устройством является искровой промежуток, включенный параллельно изоляционной конструкции. Для предупреждения перекрытия или пробоя изоляции вольт-секундная характеристика защитного искрового промежутка ПЗ с учетом разброса должна в идеальном случае лежать ниже вольт-секундной характеристики защищаемой изоляции (рис. 6.28). При выполнения этого требования появление опасных для изоляции электроустановок перенапряжений невозможно, так как при набегании импульса напряжения Uпад происходит пробой ПЗ с последующим резким падением («срезом») напряжения. Вслед за импульсным током через защитный промежуток по ионизированному пути устремляется ток, обусловленный напряжением промышленной частоты, ‒ сопровождающий ток. Если электроустановка работает в сети с заземленной нейтралью или если пробой ПЗ произошел в двух или трех фазах, то дуга сопровождающего тока может не погаснуть и импульсный пробой переходит в устойчивое короткое замыкание, которое вызывает аварийное отключение электроустановки. Рис. 6.28. Принцип действия защитного устройства: а ‒ схема включения защитного промежутка (ПЗ); б ‒ согласование вольтсекундных характеристик защищаемой изоляции (1) и ПЗ (2) 166 Чтобы этого избежать, следует обеспечить гашение дуги сопровождающего тока. Защитные аппараты, обеспечивающие не только защиту изоляции от перенапряжений, но и гашение дуги сопровождающего тока в течение времени меньшего, чем время действия релейной защиты, получили название защитных разрядников. Имеются два различных способа гашения дуги: в трубчатых разрядниках гашение происходит в результате интенсивного продольного дутья, в вентильных разрядниках ‒ благодаря снижению значения сопровождающего тока с помощью резистора, включенного последовательно с искровым промежутком. В ограничителях перенапряжений в силу очень большой нелинейности характеристики резистора сопровождающий ток при рабочем напряжении имеет значение долей миллиампера, что безопасно для защитного аппарата и не создает заметных потерь энергии. Поэтому ОПН выполняются без искровых промежутков. 6.5.1.Защитные промежутки Наиболее древним, простым и дешевым устройством защиты от перенапряжений являлись искровые промежутки. В сетях 3...35 кВ искровой промежуток обычно выполнялся в виде «рогов». При такой форме электродов электродинамические силы и тепловые потоки воздуха перемещают возникшую после перекрытия дугу вверх по «рогам». Это приводит к ее растягиванию и в некоторых случаях успешному гашению. Искровые промежутки обладают рядом недостатков, которые ограничивают их применение: 1) Пробивное напряжение искровых промежутков имеет большой статистический разброс, что сильно затрудняет координацию пробивных напряжений защитных промежутков с характеристиками защищаемой изоляции. Вследствие резкой неоднородности электрического поля между электродами имеет место существенное повышение разрядного напряжения промежутка при крутых фронтах волн воздействующих перенапряжений. В области малых предразрядных времен (t1 < 2мкс) вольт-секундная характеристика изоляции (с учетом статистического разброса) может проходить ниже вольт-секундной характеристики искрового промежутка (рис.6.29). Таким образом, при малых предразрядных временах изоляция остается незащищенной и может быть повреждена. 2) Любое срабатывание искровых промежутков вызывает образование дуги тока короткого замыкания, которая в сетях с глухим заземлением нейтрали, а в ряде случаев и в сетях с изолированной нейтралью, самопроизвольно погаснуть не может. Каждое такое короткое замыкание вызывает нежелательные электродинамические воздействия в обмотках трансформаторов и генераторов, ускоренный износ и внеочередные ревизии выключа167 телей, допускающих ограниченное количество отключений токов короткого замыкания. Рис. 6.29. Вольт-секундные характеристики изоляции (1) и искрового промежутка с резко неоднородным полем (2) Срабатывание искровых промежутков, установленных параллельно защищаемой изоляции, вызывает резкий срез напряжения на ней. Это приводит к возникновению переходных процессов и опасных перенапряжений на продольной изоляции между витками и катушками обмоток трансформаторов, реакторов и электрических машин. В настоящее время открытые искровые промежутки в качестве специальных защитных устройств применяются в исключительных случаях лишь в сетях с номинальным напряжением не выше 10 кВ. 6.5.2.Трубчатые разрядники Некоторое улучшение характеристик может быть получено путем принудительного гашения дуги. Для этого искровые промежутки помещают в трубку из газогенерирующего материала. Такой защитный аппарат называется трубчатым разрядником (рис. 6.30). Разрядник имеет внешний искровой промежуток S1 и внутренний S2, размещенный внутри трубки 1 из изолирующего газогенерирующего материала винипласт (РТВ) или фибра (РТФ). Дугогашение обеспечивает промежуток S2, образованный между стержневым 2 и кольцевым 3 электродами. Промежуток S1 служит для отделения газогенерирующей трубки от сети. Это позволяет избежать разложения материала трубки под влиянием тока утечки при длительном воздействии рабочего напряжения. Искровые промежутки S1 и S2 пробиваются при появлении перенапряжений на фазном проводе. Через них протекает импульсный ток молнии и ток короткого замыкания рабочей частоты. Под действием высокой температуры дуги в трубке происходит интенсивное газовыделение и давление в ней нарастает до нескольких десятков атмосфер. Газы, выходя через открытый конец трубки, создают продольное дутье дуга растягивается, сопротивление ее растет и при первом же прохождении тока через нуль дуга гаснет. 168 Рис. 6.30. Схема устройства и включения трубчатого разрядника Однако другие недостатки защитных промежутков (нестабильность вольт-секундных характеристик, наличие срезов напряжения) имеются и у трубчатых разрядников. Эти недостатки, а также наличие зоны выхлопа исключают возможность применения трубчатых разрядников в качестве основного аппарата для защиты подстанционного оборудования. Учитывая перечисленные недостатки, а также большие эксплуатационные расходы на обслуживание трубчатых разрядников, в настоящее время их установка во вновь сооружаемых сетях не предусматривается. 6.5.3. Вентильные разрядники Наиболее широкое распространение в сетях высокого напряжения нашли вентильные разрядники. Они состоят из последовательно включенных искровых промежутков и нелинейных сопротивлений (рис.6.31, а). В большинстве вентильных разрядников параллельно искровым промежуткам присоединяются шунтирующие резисторы или конденсаторы. Они дают возможность управлять распределением напряжения по большому числу последовательно соединенных искровых промежутков вентильных разрядников. При воздействии на вентильный разрядник перенапряжения Uпер, превышающего его пробивное напряжение Unp (рис.6,31,б), происходит пробой искровых промежутков (ИП) и нелинейное последовательное сопротивление (НС) присоединяется к сети. После пробоя ИП действующее на изоляцию перенапряжение определяется в основном падением напряжения на НС (остающимся напряжением Uocm; на разряднике) вследствие протекания через него импульсного тока. Напряжение Uocm на 10-30% должно быть меньше допустимого для защищаемой изоляции. Ток, протекающий через разрядник под действием напряжения промышленной частоты, называется сопровождающим током Iсопр (рис. 6.32). Он ограничивается нелинейным последовательным сопротивлением разрядника величина которого резко возрастает при снижении напряжения на разряднике. При переходе тока через нуль дуга в искровых промежутках гаснет и разрядник приходит в исходное состояние. Искровые промежутки, по возможности, должны иметь горизонтальную вольт-секундную характеристику. 169 Рис. 6.31. Принципиальная схема вентильного разрядника (а); остающееся напряжение и импульсный ток при его срабатывании (б). Для выполнения этих требований в вентильных разрядниках применяют многократные искровые промежутки, т.е. соединяют последовательно большое число единичных промежутков с малым зазором. В настоящее время применяются искровые промежутки: - с неподвижной дугой сопровождающего тока, которая гасится практически в том же месте, где происходит пробой (рис. 6.33); - с дугой, вращающейся в кольцевом зазоре между электродами под действием магнитного поля (рис. 6.34); - с растягивающейся дугой, которая, передвигаясь между электродами под действием магнитного поля, значительно (в десятки и сотни раз) увеличивает свою длину. Рис. 6.32. Вольт-амперная характеристика вентильного разрядника в логарифмических координатах Рис. 6.33. Единичный искровой промежуток с неподвижной дугой (разрез): 1 – латунные электроды; 2 – миканитовая шайба; 3 – искровой промежуток. 170 Рис. 6.34. Конструкция искрового промежутка с вращающейся дугой: 1 ‒ внутренний электрод; 2 ‒ внешний электрод; 3 ‒ изоляционные прокладки; 4 ‒ постоянные магниты; 5 ‒ кольцо из пластмассы Последовательное сопротивление (НС на рис.6.31, а) вентильного разрядника должно обладать нелинейной вольтамперной характеристикой и способностью многократно пропускать импульсные и сопровождающие токи. Оно ограничивает сопровождающий ток до величины, при которой искровые промежутки надежно гасят дугу. Поэтому при напряжении гашения величина НС должна быть возможно большей. С другой стороны, при протекании максимального импульсного тока необходимо иметь минимальное НС, для того чтобы остающееся на разряднике импульсное напряжение не превышало допустимого для изоляции. Указанным условиям удовлетворяет нелинейное сопротивление, вольтамперная характеристика которого имеет вид, показанный на рис.6.35. Рис. 6.35. Вольт-амперная характеристика нелинейного последовательного сопротивления вентильного разрядника 171 При увеличении приложенного напряжения проводимость запорного слоя резко возрастает и общее сопротивление резистора начинает определяться собственно зернами карборунда. Нелинейные резисторы вентильных разрядников прессуются в виде дисков из исходной массы, состоящей из порошка карбида кремния и связующего материала. В настоящее время применяются диски из вилита и тервита. Вилитовые резисторы, имеющие относительно низкую пропускную способность, применяются в основном в фазозащитных разрядниках. Тервит обладает значительно большей пропускной способностью. В связи с этим разрядники с тервитовыми резисторами могут использоваться для защиты как от грозовых, так и от коммутационных перенапряжений. Требования к характеристикам грозозащитных вентильных разрядников устанавливает ГОСТ 16357-83, согласно которому разрядники всех классов напряжения разделены на группы (Приложение Ж ). Дугогасящее действие искрового промежутка РВ характеризуется коэффициентом гашения: Kгаш = Uпр~ / Uгаш, (6.107) где Uпр ‒ пробивное напряжение искровых промежутков при частоте 50 Гц, а защитное действие нелинейного резистора ‒ коэффициентом защиты (защитным отношением): ). (6.104) √ Очевидно, что увеличение нелинейности сопротивления резистора приводит к уменьшению остающегося напряжения и снижению Кзащ (рис. 6.35). С другой стороны, чем больший ток Iгаш допустим для разрядника, тем меньше Uocт при неизменной вольт-амперной характеристике сопротивления. Таким образом, значение Кзащ определяется не только свойствами нелинейного резистора, но и конструкцией искрового промежутка, от которой зависит ток гашения. Искровые промежутки с неподвижной дугой используются в разрядниках II группы серии РВС ‒ разрядник вентильный станционный, и III группы РВО ‒ разрядник вентильный облегченной конструкции. Их недостатком является малая дугогасящая способность (т.е. способность гасить дугу сопровождающего тока при первом переходе его через ноль). Для промежутков типа РВС ток Iсопр не должен превышать 80... 100 А. Увеличение Iсопр может быть допущено при переходе к промежуткам с вращающейся дутой, которые применяются в магнитно-вентильных разрядниках II группы серии РВМГ (разрядник вентильный магнитный грозовой) и РВМ (разрядник вентильный магнитный). Такой промежуток надежно гасит значительно большие сопровождающие токи (до 250 А). Это позволяет уменьшить число дисков нелинейного последовательного сопротивления, а следовательно, и остающееся напряжение разрядника, 172 что приводит к существенному улучшению защитного коэффициента разрядника. Дальнейшее улучшение защитных свойств магнитно-вентильных разрядников может быть достигнуто при применении в них токоограничивающих искровых промежутков с растягиванием дуги сопровождающего тока и вводом ее в узкую щель, в которой происходит интенсивное охлаждение и деионизация дуги у стенок, в результате чего градиент напряжения на ней значительно увеличивается. Это позволяет применить сопротивление с меньшей нелинейностью, но с более высокой пропускной способностью или уменьшить сопровождающий ток разрядника. Защитные характеристики его улучшаются, повышается пропускная способность, уменьшаются габариты, вес и себестоимость производства разрядников. Если для разрядников с искровыми промежутками типа РВС защитный коэффициент kз составляет 2,5...2,7, то для разрядников с магнитным гашением ‒ 2,0, т.е. при одинаковом напряжении гашения остающееся напряжение на 20...26% ниже. Величина kз для разрядников с токоограничивающими искровыми промежутками уменьшается до 1,6... 1,8. Комбинированные вентильные разрядники серии РВМК предназначены для ограничения как грозовых, так и внутренних перенапряжений в системах 330‒750 кВ. Нелинейные резисторы комбинированных разрядников изготовляются из тервита, имеющего α = 0,15÷0,25, что хуже чем у вилита. Это создает трудности при конструировании разрядников. Если тервитовый резистор обеспечивает защиту от внутренних перенапряжений при проходящих через него токах менее 1,5 кА, то при грозовых перенапряжениях, когда токи достигают 10 кА и более, вследствие высокого коэффициента нелинейности он не может обеспечить защиту изоляции. Рис. 6.36. Схема комбинированного разрядника 173 Рис. 6.37. Вольт-амперная характеристика комбинированного разрядника Это обстоятельство привело к комбинированной схеме разрядника, показанной на рис. 6.36. Часть тервитового резистора НР2 (около 40%) зашунтирована дополнительным искровым промежутком ИП2, который при внутренних перенапряжениях не пробивается, и напряжение на разряднике соответствует характеристике 1 на рис. 6.37. При прохождении через разрядник тока более 1,5 кА напряжение на ИП2 становится больше его пробивного напряжения и часть резистора закорачивается. При этом напряжение на разряднике следует характеристике 2 и остается в допустимых пределах. 6.5.4. Нелинейные ограничители перенапряжений Основной недостаток вентильных разрядников связан с тем, что резисторы на основе карборунда обладают сравнительно невысокой нелинейностью. Снижение защитного отношения РВ достигается ценой значительного усложнения искровых промежутков, которые в разрядниках I группы принимают на себя часть напряжений гашения. Значительное улучшение защитных характеристик разрядников может быть достигнуто при отказе от использования искровых промежутков. Это оказывается возможным при переходе к резисторам с резко нелинейной вольт-амперной характеристикой и достаточной пропускной способностью. Таким требованиям отвечают резисторы из полупроводникового материала на базе оксида цинка. Защитные аппараты, изготовленные из таких резисторов, носят название нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН). Основной компонент материала резисторов ОПН – оксид цинка ZnO. Оксид цинка смешивают с оксидами других металлов – закисью и окисью кобальта, окисью висмута и др. Микроструктура варисторов включает в себя кристаллы оксида цинка (полупроводник n – типа) и междукристаллической прослойки ( полупроводник р – типа). Таким образом, варисторы на основе оксида цинка ZnO являются системой последовательно – параллельно включѐнных р – n переходов. Эти р – n переходы и определяют нелинейные свойства варисторов, то есть нелинейную зависимость величины тока, протекающего через варистор, от приложенного к нему напряжения. 174 В настоящее время варисторы для ограничителей изготовляются как цилиндрические диски диаметром 28–150 мм, высотой 5 – 60 мм (рис. 6.38). На торцевой части дисков методом металлизации наносятся алюминиевые электроды толщиной 0,05–0,30 мм. Боковые поверхности диска покрывают глифталевой эмалью, что повышает пропускную способность при импульсах тока с крутым фронтом. Рис. 6.38. Нелинейный резистор - варистор Диаметр варистора (точнее - площадь поперечного сечения) определяет пропускную способность варистора по току, а его высота – параметры по напряжению. При изготовлении ОПН то или иное количество варисторов соединяют последовательно в так называемую колонку. В зависимости от требуемых характеристик ОПН и его конструкции и имеющихся на предприятии варисторов ограничитель может состоять из одной колонки (состоящей даже из одного варистора) или из ряда колонок, соединѐнных между собой последовательно/ параллельно. Защитные свойства ОПН объясняются вольт-амперной характеристикой варистора. Типовая вольт-амперная характеристика варистора с наибольшим длительно допустимым напряжением 0,4 кВ в линейном масштабе приведена на рис. 6.39. Рис. 6.39. Вольт-амперная характеристика варистора 175 На вольт-амперной характеристике варистора можно выделить три характерных участка: 1) область малых токов; 2) средних токов и 3) больших токов. Область малых токов – это работа варистора под рабочим напряжением, не превышающим наибольшее допустимое рабочее напряжение. В данной области сопротивление варистора весьма значительно. В силу не идеальности варистора сопротивление хотя и велико, но не бесконечно, поэтому через варистор протекает ток, называемый током проводимости. Этот ток мал – десятые доли миллиампер. При возникновении грозовых или коммутационных импульсов перенапряжений в сети варистор переходит в режим средних токов. На границе первой и второй областей происходит перегиб вольт-амперной характеристики, при этом сопротивление варистора резко уменьшается (до долей Ома). Через варистор кратковременно протекает импульс тока, который может достигать десятков тысяч ампер. Варистор поглощает энергию импульса перенапряжения, выделяя затем еѐ в виде тепла, рассеиваемого в окружающее пространство. Нелинейные ограничители перенапряжений, обладая лучшими защитными характеристиками по сравнению с вентильными разрядниками, так же, как и вентильные разрядники, оказываются не в состоянии обеспечить ограничение перенапряжений ниже некоторого минимального уровня. Это связано с особенностью нелинейных сопротивлений, изготовленных на основе оксида цинка. Их характеристики могут необратимо изменяться под действием длительно приложенного рабочего напряжения, если при этом ток через нелинейное сопротивление превосходит величину порядка нескольких десятых долей миллиампера. Поэтому вольт-амперную характеристику ОПН приходится поднимать вверх по оси напряжения до тех пор, пока ток нормального рабочего режима не понизится до значения 0,1 мА. Технически это достигается путем увеличения числа последовательно соединенных элементов нелинейных сопротивлений. При этом пропорционально возрастают и все остальные ординаты вольт-амперной характеристики ОПН. Применительно ОПН отсутствует понятие напряжения гашения. Однако длительное воздействие резонансных перенапряжений, связанных с прохождением через ОПН больших токов, может нарушить тепловую устойчивость аппарата и привести к аварии. В связи с этим для ОПН установлены допустимые длительности приложения повышенных напряжений, которые должны быть скоординированы с действием релейных защит. Применение ОПН позволяет глубоко ограничивать также и междуфазные перенапряжения. Для этого может быть использована схема с искровыми промежутками - ИП (рис. 6.40). В нормальном режиме каждый резистор НР1 – НР2 включен на фазное напряжение. При коммутационных перенапряжениях, которые всегда несимметричны, пробиваются искровые промежутки. Вследствие этого резисторы 176 НР2 соединяются параллельно, резисторы НР1 включаются попарно на междуфазное напряжение. С восстановлением нормального режима ток в ИП снижается до миллиампер и дуга в них гаснет. Рис. 6.40. Схема включения ОПН для ограничения перенапряжений междуфазных и относительно земли 6.5.5. Разрядники длинно искровые (РДИ) Как было показано в разделе 6.3.4, грозоупорность ЛЭП повышается при снижении вероятности перехода импульсного перекрытия междуфазной изоляции в силовую дугу. Это достигается снижением средней напряжѐнности электрического поля . Для защиты сетей 6-35 кВ в середине 90-х годов 20 века были разработаны (г. Санкт -Петербург) и внедрены в практику эксплуатации новые защитные аппараты, получившие название длинно-искровые разрядники. Длинно-искровые разрядники (РДИ) предназначены для защиты ВЛ среднего напряжения (СН) 6 -35 кВ от грозовых перенапряжений и пережога проводов дугой тока промышленной частоты, сопровождающей грозовое перекрытие изоляции. Принцип действия всех видов РДИ заключается в ограничении грозовых перенапряжений на ВЛ за счѐт искрового перекрытия по поверхности изоляционного тела разрядника с длиной канала разряда, в несколько раз превосходящей строительную высоту защищаемой изоляции, и гашении сопровождающих токов промышленной частоты за счѐт обеспеченного таким образом снижения величины среднего градиента рабочего напряжения вдоль канала грозового перекрытия (рис.6.41). На рис. 6.41 разрядник состоит из согнутого в виде петли металлического стержня, покрытого слоем изоляции из полиэтилена высокого давления. Концы изолированной петли закреплены в зажиме крепления, с помощью которого разрядник присоединяется к штырю изолятора на опоре ВЛ. В средней части петли поверх изоляции расположена металлическая трубка. На проводе ВЛ, напротив металлической трубки разрядника, закрепляется универсальный зажим для создания необходимого воздушного 177 искрового промежутка S. Закрепление изолированной петли разрядника на ВЛ производится с помощью зажима крепления. Зажим крепления изготовлен из стали, покрытой защитным слоем цинка, и имеет конструкцию, обеспечивающую надежное крепление разрядника к элементам арматуры ВЛ. Рис. 6.41. Конструкция разрядника РДИП-10 Принцип работы разрядника основан на использовании эффекта скользящего разряда, который обеспечивает большую длину импульсного перекрытия по поверхности разрядника, и предотвращении за счет этого перехода импульсного перекрытия в силовую дугу тока промышленной частоты. При возникновении на проводе ВЛ индуктированного грозового импульса искровой воздушный промежуток S между проводом ВЛ и металлической трубкой разрядника пробивается, и напряжение прикладывается к изоляции между металлической трубкой и металлическим стержнем петли, имеющим потенциал опоры. Под воздействием приложенного импульсного напряжения вдоль поверхности изоляции петли от металлической трубки к зажиму крепления разрядника (по одному, или по обоим плечам петли) развивается скользящий разряд. Вследствие эффекта скользящего разряда вольт-секундная характеристика разрядника расположена ниже, чем вольт-секундная характеристика изолятора, то есть при воздействии грозового перенапряжения разрядник перекрывается, а изолятор нет. После прохождения импульсного тока молнии разряд гаснет, не переходя в силовую дугу, что предотвращает возникновение короткого замыкания, повреждение провода и отключение ВЛ. 178 Главным отличительным достоинством класса длинно-искровых разрядников является их неподверженность разрушениям и повреждениям грозовыми и дуговыми токами, поскольку они протекают вне аппаратов, по воздуху вдоль их поверхности. Это уникальное для грозозащитных аппаратов качество наряду с конструктивной простотой предопределило возможность их успешного применения в качестве эффективного и надѐжного средства защиты воздушных линий и электрических сетей от грозовых перенапряжений и их последствий. Опытно-промышленная эксплуатация РДИ началась в 2000 году с момента принятия соответствующего Постановления НТС РАО «ЕЭС России» о перспективности применения длинно-искровых разрядников разработки НПО «Стример» для грозозащиты ВЛ 6, 10 кВ, рекомендовавшего установку на ВЛ как с защищенными, так и с голыми проводами, одного из видов РДИ – петлевого разрядника РДИП-10. К настоящему времени разрядники успешно эксплуатируются различных энергосистемах в качестве основного средства грозозащиты ВЛ 6–10 кВ. На рис.6.42 показана установка РДИП-10-4 на опоре. Рис.6.42. РДИП-10-4 на опоре. Другие типы РДИ, хорошо себя зарекомендовавшие в практике эксплуатации ЛЭП 6–35 кВ: - длинно-искровой разрядник модульный РДИМ-10-К РДИМ-10-К это универсальное устройство защиты от всех видов опасных для электрических сетей 6, 10 кВ грозовых воздействий, надѐжно предотвращающее аварийные отключения и повреждения, предназначен для районов со средней степенью загрязнѐнности атмосферы. Защищают от индуктированных перенапряжений; имеют небольшой вес; удобны при установке на ВЛ. 179 Устанавливаются на компактные ВЛ, по одному разряднику на опору, на среднюю фазу, расстояние между фазами должно быть не более 0,5 м. Рис.6.43. Установка РДИМ-10-К на опоре ВЛ с опорными изоляторами Используются изоляторы типа ШФ20 с 50%-ным разрядным напряжением не менее 150 кВ при воздействии грозового импульса; На рис.6.43 показана установка РДИМ-10-К на опоре ВЛ с опорными изоляторами. - длинно-искровой разрядник шлейфовый РДИШ-10 УХЛ1 Совмещает функции разрядника и шлейфа, защищает от индуктированных напряжений, может устанавливаться вместо петлевого разрядника. Рис.6.44. РДИШ-10 на опоре 180 На рис.6.44 показана установка РДИШ-10 на опоре. - длинно-искровой разрядник (РДИ) Разрядник длинно-искровой (РДИ) является устройством защиты воздушных линий электропередачи 6-10 кВ от грозовых перенапряжений. Принцип действия: при ударе молнии в линию или вблизи нее на проводах линии возникает грозовое перенапряжение, под воздействием которого изоляция линии может перекрыться. После грозового перекрытия изоляции вероятность установления силовой дуги главным образом зависит от средней напряженности электрического поля, создаваемой рабочим напряжением линии на канале перекрытия. 6.5.6. Изолятор-разрядник мультикамерной системы Изолятор-разрядник мультикамерной системы (ИРМК) (рис.6.45) является принципиально новым устройством, сочетающим в себе одновременно свойства и изолятора, и разрядника. Его применение позволяет защитить воздушные линии электропередачи напряжением 35-500 кВ от прямых ударов молнии и от индуктированных грозовых воздействий и их последствий. Рис. 6.45 Разрядник мультикамерный ИРМК Используя ИРМК можно обеспечить грозозащиту ВЛ любого класса напряжения, так как с увеличением класса увеличивается число изоляторов в гирлянде и соответственно увеличивается номинальное напряжение и дугогасящая способность гирлянды из ИРМК. Возможны различные конструкции изоляторов со свойствами разрядников. Основу ИРМК составляют обычные массово выпускаемые изоляторы (стеклянные, фарфоровые или полимерные), на которых специальным образом установлена мультикамерная система МКС. Причѐм установка 181 МКС не приводит к ухудшению изоляционных свойств изолятора, но благодаря ей он приобретает свойства разрядника. Она занимает примерно пять шестых окружности ребра, оставшаяся часть которого занята профилем из силиконовой резины без электродов. От одного из концов МКС отходит верхний подводящий электрод, а от другого - нижний отводящий электрод. При воздействии перенапряжения на ИРМК сначала пробиваются искровые воздушные промежутки, а затем - МКС. Ток грозового перенапряжения протекает от верхнего подводящего электрода через искровой канал воздушного промежутка, затем – по МКС, и далее - также через канал разряда воздушного промежутка, к нижнему отводящему электроду. При этом снижается высота, масса и стоимость опор, а также стоимость всей ВЛ в целом и обеспечивается надѐжная грозозащита линий, т.е. резко сокращается число отключений линий и уменьшаются ущербы от недоотпуска электроэнергии и эксплуатационные издержки. МКС состоит из большого числа электродов, вмонтированных в профиль из силиконовой резины (рис.6.46). Между электродами выполнены отверстия, выходящие наружу профиля. Эти отверстия образуют миниатюрные газоразрядные камеры. При воздействии на разрядник импульса грозового перенапряжения пробиваются промежутки между электродами. Благодаря тому, что разряды между промежуточными электродами происходят внутри камер, объѐмы которых весьма малы, при расширении канала создаѐтся высокое давление, под действием которого каналы искровых разрядов между электродами перемещается к поверхности изоляционного тела и далее – выдуваются наружу в окружающий разрядник воздух. Рис. 6.46. Мультикамерная система (МКС): 1 – профиль из силиконовой резины; 2 – промежуточные электроды; 3 – дугогасящая камера; 4 – канал разряда. 182 Вследствие возникающего дутья и удлинения каналов между электродами каналы разрядов охлаждаются, суммарное сопротивление всех каналов увеличивается, т.е. общее сопротивление разрядника возрастает, и происходит ограничение импульсного тока грозового перенапряжения. По окончании импульса грозового перенапряжения к разряднику остаѐтся приложенным напряжение промышленной частоты. В разрядниках с МКС возможны два типа гашения искрового разряда [7]: 1) при переходе сопровождающего тока 50 Гц через ноль (в дальнейшем такой тип гашения называется «гашением в нуле») (рис. 6.47); 2) без сопровождающего тока сети (в дальнейшем такой тип гашения называется «гашением в импульсе») (рис 6.48); Рис. 6.47. Осциллограмма напряжения на МКС при испытаниях на гашение сопровождающего тока «в нуле» Рис. 6.48. Осциллограмма напряжения на МКС при испытаниях на гашение сопровождающего тока «в импульсе» При «гашении в нуле» механизм гашения искрового разряда в МКС напоминает механизм гашения дугового разряда в трубчатом разряднике. Существенное отличие состоит в том, что в случае «гашения в нуле» дуга начинается в дугогасящих камерах, а затем большая еѐ часть выдувается наружу в открытое пространство. Материал камер не газогенерирующий, 183 дутьѐ образуется просто за счѐт расширения канала разряда, поэтому эрозия стенок камер незначительная. В случае «гашения в импульсе», длительность которого составляет микросекунды или десятки микросекунд, при снижении мгновенного значения импульса грозового перенапряжения до определѐнного значения большего или равного мгновенному значению напряжения промышленной частоты, т.е. осуществляется гашение тока импульса грозового перенапряжения без сопровождающего тока. МКС испытаны на электродинамическую устойчивость импульсами тока с максимальным значением 100-110 кА. Таким образом, МКС можно применять для защиты ВЛ как от прямых ударов молнии, так и от индуктированные перенапряжения. Возможны различные конструкции изоляторов со свойствами разрядников. Применение той или иной модификации определяется исходя из параметров защищаемой ВЛ 35,110, 220 кВ, указываемых потребителем. Контрольные вопросы 1. Объясните принцип грозозащиты ЛЭП и подстанций. 2. Проведите анализ кривых вероятностных значений токов и крутизны токов. 3. Как импульсная корона влияет на параметры грозового импульса, распространяющегося по линии электропередач? 4. Какие показатели используются для количественной оценки грозоупорности? 5. Как можно оценить величину индуктированного перенапряжения? 6. Дайте анализ коэффициентов преломления и отражения. 7. Влияние количества линий, подключенных к шинам РУ на амплитуду грозовых перенапряжений. 8. Связь допустимого расстояния между ОПН и защищаемым объектом с длиной защищенного подхода линии. 9. Способы гашения дуги в мультикамерных разрядниках. 10. Принцип работы дугогасящих разрядников. 11. Возможность без тросовой защиты ЛЭП. 12. Почему при прохождении по воздушной ЛЭП импульсов высокого напряжения происходит значительное изменение амплитуды импульса? 184 Заключение Техника высоких напряжений, как самостоятельное научное направление, зародилась в начале прошлого столетия при появлении источников и приемников высоких напряжений, генерирующих электрическое поле высокой напряженности, которые оказывают разрушающее воздействие на электротехнические материалы, используемые в электроизоляционных конструкциях. Конечной задачей ТВН является создание конструкций, обладающих рациональными в технико-экономическом отношении уровнями изоляции. Прогресс в области ТВН непосредственно влияет на решение узловых проблем электроэнергетики. В связи с ростом используемых напряжений, обусловленным постоянным увеличением передаваемых мощностей и расстояний между источниками и приемниками электроэнергии, задачи, решаемые ТВН в течение прошедшего столетия трансформировались и основные проблемы для данного уровня электроснабжения в основном решены: - разработаны и используются кабельные и воздушные линии с изоляцией из сшитого полиэтилена; - рассмотрена проблема отказа от традиционных схем молниезащиты тросовыми и стержневыми молниеотводами за счет использования активных молниеотводов и изоляторов-разрядников; - вакуумные и элегазовые выключатели заменяют маслонаполненные и воздушные; - сухие виды электроизоляционных материалов применяют во вводах, трансформаторах, конденсаторах; - ОПН заменят разрядники вентильные, длинно-искровые разрядники заменяют искровые промежутки и разрядники трубчатые. Однако создание таких конструкций на отечественных предприятиях связано с известными экономическими трудностями и требует в настоящее время пересмотра отношения к созданию современных электроизоляционных конструкций, обеспечивающих высокий уровень надежности современной энергетики на Государственном уровне. Решение проблем, являясь важной задачей, требует привлечение специалистов высокой квалификации, практически сориентированных на решение проблем электроизоляционной техники, с хорошей подготовкой в области теории электрофизических наук, эксперимента, диагностики и мониторинга, т.е. специалистов по ТВН. 185 Библиографический список 1. Тиходеев Н.Н. Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений, - 2-ое издание. – СанктПетербург. ПЭИПК Минтопэнерго РФ, 1999.—153 с. - Текст: непосредственный. 2.Важов, В.Ф. Техника высоких напряжений: Курс лекций для бакалавров направления 140200 «Электроэнергетика» / В.Ф. Важов, В. А. Лавринович. - Томск : Изд-во ТПУ, 2008. –119с. – Текст: непосредственный. 3.Техника высоких напряжений/ И. М. Богатенков, Ю. Н. Бочаров, Н. И. Гумерова, Г. М. Иманов и др; под ред. Г. С. Кучинского. —СПб.: Энергоатомиздат, 2003. —608 с. - Текст: непосредственный. 4.Техника высоких напряжений / Под ред. Г. С. Кучинского. СПб. : Издво ПЭИПК, 1998. —700 с. - Текст: непосредственный. 5. Базуткин В. В. Техника высоких напряжений / В. В. Базуткин, В. П. Ларионов, Ю. С. Пинталь—М.: Энергоатомиздат, 1986. —464 с. 6. Техника высоких напряжений/ Под ред. Д. В. Разевига. -М.-Л.: Энергия, 1976. —488 с. - Текст: непосредственный. 7. Калакутский, Е.С. Разработка и исследование длинно-искровых и мультикамерных разрядников для молниезащиты воздушных линий электропередачи 6 – 220 кВ: специальность 05.14.12 «Техника высоких напряжний»: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Калакутский Евгений Сергеевич; Санкт-Петербургский государственный политехнический университет. – Санкт-Петербург, 2013. – 19 с. – Текст: непосредственный. 186 Приложение А Термины и определения Класс напряжения электрооборудования Номинальное междуфазное напряжение электрической сети, для работы в которой предназначено электрооборудование. Наибольшее рабочее напряжение электрооборудования Наибольшее напряжение частоты 50 Гц, неограниченно длительное приложение которого к зажимам разных фаз (полюсов) электрооборудования допустимо по условиям работы его изоляции. Электрооборудование с нормальной изоляцией Электрооборудование, предназначенное для применения в электроустановках, подвергающихся воздействию грозовых перенапряжений при обычных мерах грозозащиты. Электрооборудование, предназначенное для применения только в электроустановках, не подверженных воздействию грозовых перенапряжений или в электроустановках, в которых грозовые перенапряжения не превышают амплитудного значения испытательного кратковременного (одноминутного) переменного напряжения. Твердая, жидкая, газообразная изоляция (или их комбинация) внутренних частей электрооборудования, не подвергающаяся непосредственному влиянию атмосферных и других внешних факторов (загрязнение, увлажнение, воздействие животных). Воздушные промежутки и поверхность твердой изоляции в атмосферном воздухе, которые подвергаются влиянию атмосферных и других внешних факторов (загрязнение, увлажнение, воздействие животных). Изоляция проводов воздушных линий электропередачи относительно заземленных предметов, а также между соседними проводами. Электрооборудование с облегченной изоляцией Внутренняя изоляция Внешняя изоляция Линейная изоляция 187 Уровень изоляции электрооборудования (в т.ч. обмотки, нейтрали обмотки и т.д.) Нормированное испытательное напряжение Совокупность нормированных испытательных напряжений, установленных в стандарте для испытаний внутренней и внешней изоляции данного электрооборудования (обмотки, нейтрали и т.п.). Испытательное напряжение, нормированное по значению. Электрическая сеть с изолированной нейтралью Сеть, нейтраль которой не имеет соединения с землей, за исключением приборов сигнализации, измерения и защиты, имеющих весьма высокое сопротивление, или сеть, нейтраль которой соединена с землей через дугогасящий реактор, индуктивность которого такова, что при однофазном замыкании на землю ток реактора в основном компенсирует емкостную составляющую тока замыкания на землю. Электрическая сеть с заземленной нейтралью Сеть, нейтраль которой соединена с землей наглухо или через резистор или реактор, сопротивление которых достаточно мало, чтобы существенно ограничить колебания переходного процесса и обеспечить значение тока, необходимое для селективной защиты от замыкания на землю. Коэффициент замыкания на землю Отношение напряжения на неповрежденной фазе в рассматриваемой точке трехфазной электрической сети (обычно в точке установки электрооборудования) при замыкании на землю одной или двух других фаз к фазному напряжению рабочей частоты, которое установилось бы в данной точке при устранении замыкания. Примечание - При определении коэффициента замыкания на землю место замыкания и состояние схемы электрической сети выбираются такими, которые дают наибольшее значение коэффициента. Обмотка с полной изоляцией Обмотка с уровнем изоляции нейтрали, равнейтрали ным уровню изоляции линейного конца обмотки. Обмотка с неполной изоляцией нейтрали Обмотка с уровнем изоляции нейтрали более низким, чем уровень изоляции линейного конца обмотки. 188 Типовые испытания изоляции электрооборудования Испытания электрооборудования данного типа на соответствие его изоляции всем требованиям, установленным технической документацией, проводимые после освоения технологии его производства или (частично или полностью) после изменений конструкции, применяемых материалов или технологии производства, могущих снизить электрическую прочность изоляции. Сторона нейтрали обмотки трансформатора Совокупность токоведущих частей, присоединенных к зажиму нейтрали и ближайшей к нейтральному концу части обмотки. Испытательное напряжение Напряжение заданной формы и длительности, которое прикладывают к изоляции для определения какой-либо ее характеристики. Разрядное напряжение Испытательное напряжение, которое вызывает полный разряд. Выдерживаемое (фактическое) напряжение Наибольшее значение испытательного напряжения, которое изоляция выдерживает с заданной вероятностью. 50%-е разрядное напряжение Испытательное напряжение, вероятность полного разряда при котором равна 0,5. Импульс напряжения (импульс) Кратковременное напряжение, характеризуемое быстрым подъемом значения напряжения до максимального и последующим более медленным снижением значения напряжения. Полный грозовой импульс напряжения (полный грозовой импульс) Импульс, характеризуемый повышением значения напряжения до максимального за время от долей микросекунды до 20 мкс и последующим менее быстрым снижением значения напряжения до нуля. Срезанный импульс напряжения (срезанный импульс) Импульс, у которого скорость снижения напряжения существенно больше скорости изменения напряжения в момент времени, непосредственно предшествующий моменту среза. Коммутационный импульс напряжения (коммутацион- Импульс, характеризуемый подъемом значения напряжения до максимального за время 189 ный импульс) от 20 мкс до нескольких тысяч микросекунд и последующим снижением значения напряжения. Импульс с линейным фронтом (грозовой или коммутационный) Импульс, характеризуемый возрастанием напряжения с примерно постоянной скоростью до момента среза. Апериодический импульс напряжения (апериодический импульс) Импульс, форма которого может быть описана суммой двух экспоненциальных функций. Колебательный импульс напряжения (колебательный импульс) Импульс, представляющий собой затухающие колебания значения напряжения около нулевого значения или около другой составляющей. Полный разряд Электрический разряд, полностью шунтирующий изоляцию между электродами и вызывающий снижение значения напряжения между электродами практически до нуля. Искровой разряд Полный разряд в газовом или жидком диэлектрике. Перекрытие Полный разряд в газовом или жидком диэлектрике вдоль поверхности твердого диэлектрика. Пробой Полный разряд в твердом диэлектрике. Самовосстанавливающаяся изоляция Изоляция, полностью восстанавливающая изолирующие свойства после полного разряда. Несамовосстанавливающаяся Изоляция, теряющая или не полностью восизоляция станавливающая изолирующие свойства после полного разряда. 190 Приложение Б Таблица Б. Классы напряжения электрооборудования в киловольтах Наибольшее длиКласс Наибольшее рабоНоминальное тельно допускаемое напряжения чее напряжение напряжение элек- рабочее напряжеэлектрообо- электрооборудотрической сети ние в электричерудования вания ской сети 1 1,1 1,0 1,1 3 3,6 3,0 3,5 3,15 3,5 3,3 3,6 6 7,2 6,0 6,9 6,6 7,2 10 12,0 10,0 11,5 11,0 12,0 15 17,5 13,8 15,2 15,0 17,5 15,75 17,5 20 24,0 18,0 19,8 20,0 23,0 22,0 24,0 24 26,5 24,0 26,5 27 30,0 27,0 30,0 35 40,5 35,0 40,5 110 126,0 110,0 126,0 150 172,0 150,0 172,0 220 252,0 220,0 252,0 330 363,0 330,0 363,0 500 525,0 500,0 525,0 750 787,0 750,0 787,0 191 Приложение В Рис. В. Основные виды перенапряжений в сетях высокого напряжения 192 Приложение Г Таблица Г внешней изоляции (воздушных промежутков) в сухом состоянии линейного зажима относительно земли и других обмоток между линейными зажимами разных фаз зажима нейтрали линейного зажима относительно земли между линейными зажимами разных фаз зажима нейтрали линейного зажима обмотки ВН относительно земли внутренней изоляции срезанный импульс внутренней изоляции полный импульс зажима нейтрали полный импульс 10 каждого линейно- трех соединенных го зажима (пооче- вместе линейных редно) зажимов длительное переменное срезанный импульс 6 2 (а) а б (а) а б (а) а б Испытательное напряжение внутренней и внешней изоляции, кВ кратковременное переменное грозовых импульсов одноминутное при плавном подъеме полный импульс 1 3 Уровень изоляции Класс напряжения, кВ Испытательные напряжения силовых трансформаторов классов напряжения 3-220 кВ 3 20 40 40 40 60 60 60 75 75 4 50 50 70 70 90 90 5 20 40 40 40 60 60 60 75 75 6 20 40 40 40 60 60 60 75 75 7 50 50 70 70 90 90 8 10 10 18 20 20 25 28 28 35 9 - 10 10 10 18 20 20 25 28 28 35 11 26 26 34 34 45 45 12 - 13 26 26 34 34 45 45 14 - 193 Окончание табл. Г 1 15 20 24 27 35 110 150 220 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 (а) 75 75 75 38 38 а 95 115 95 95 115 38 38 60 60 б 95 115 95 95 115 45 45 60 60 (а) 95 95 95 50 50 а 125 150 105 125 150 50 50 70 70 б 125 150 105 125 150 55 55 70 70 а 150 175 150 175 60 60 80 80 б 150 175 150 175 65 65 80 80 а 170 200 170 200 65 65 90 90 б 170 200 170 200 70 70 90 90 а 190 220 140 190 220 80 80 105 105 б 190 220 140 190 220 85 85 105 105 а 480 550 200 200 200 100 280 135 а 550 600 275 230 275 130 320 415 195 а 750 835 400 325 395 200 465 600 280 220 Для трехфазных трансформаторов. Для соединенных в звезду обмоток с полной изоляцией нейтрали при невыведенной нейтрали. Для соединенных в звезду обмоток классов напряжения от 3 до 35 кВ с полной изоляцией нейтрали при выведенной нейтрали и для обмоток классов напряжения от 110 до 220 кВ с неполной изоляцией нейтрали, допускающей работу с ее разземлением. Для обмоток классов напряжения от 3 до 35 кВ с полной изоляцией нейтрали при испытании приложенным напряжением одновременно с изоляцией линейного зажима и для обмоток классов напряжения от 110 до 220 кВ с неполной изоляцией нейтрали, допускающей работу с ее разземлением. 194 Приложение Д Антирезонансные трансформаторы напряжения Мероприятием, исключающим повреждения трансформаторов напряжения в сетях 6 – 35 кВ является применение «антирезонансных» трансформаторов напряжения типов НАМИ-6, НАМИ-10 и НАМИ-35. Антирезонансный трансформатор НАМИ не вступает в резонанс с емкостью ненагруженных шин и линий любой протяженности, а также выдерживает без ограничения длительности как любые виды однофазных замыканий в сети, в том числе через перемежающуюся дугу, так и повышения напряжения, вызванные феррорезонансом емкости сети с другими трансформаторами (силовыми или напряжения). Трансформаторы НАМИ имеют специальную схему соединения обмоток и пониженную номинальную индукцию (см. рис. Д.1). Рис. Д.1. Схема соединения обмоток трансформатора напряжения НАМИ В баке антирезонансного трансформатора размещаются два трансформатора (трехфазный и однофазный), имеющие отдельные магнитопроводы. В нейтраль высоковольтной обмотки трехфазного трансформатора, имеющего вторичную (компенсационную) обмотку, соединенную треугольником, включен однофазный трансформатор, который измеряет напряжение нулевой последовательности. Предотвращению феррорезонанса способствует то, что в контур нулевой последовательности входит только одна индуктивность намагничивания однофазного трансформатора, и этот феррорезонансный контур лишен источника э.д.с. Все антирезонансные свойства трансформаторов НМИ экспериментально проверены в действующих сетях. 195 Приложение Е Таблица Е ОПН-220УХЛ1 ОПН-I-220 У1 ОПН-I-220 УХЛ4 ОПН-330 У1 ОПН-500 УХЛ1 ОПН-750 У1 ОПН О-750 У1 ОПН-I-1150 У1 1 Класс напряжения, кВ Наибольшее рабочее напряжение, кВ Напряжение на ограничителе, кВ дейст., допустимое в течение времени 8ч 3ч 1ч 20 мин 20 с ОПН-I-110ХЛ4 Наименование ОПН-110 УХЛ1 Электрические характеристики ОПН 110-1150 кВ 2 3 4 5 6 7 8 9 10 110 110 220 220 330 500 750 750 1150 73 73 146 146 210 303 455 455 694 88 95 162 166 171 175 190 175 190 233 239 246 250 270 336 345 355 365 390 545 590 765 830 81 83 85 88 95 196 545 590 Продолжение табл. Е 1 3,0 с 3,5 с 1,0 с 0,15 с 0,12 с 0,05 с Расчетный ток коммутационного перенапряжения, волна 1,2/2,5 мс, А Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационного перенапряжения, кВ, не более Остающееся напряжение, кВ при импульсном токе с длительностью фронта волны 8 мкс с амплитудой не более 3000 А 5000 А 7000 А 2 3 4 5 6 7 8 100 105 112 - 100 - 200 210 225 - 200 - 290 305 325 - 420 440 470 - 280 350 420 500 700 180 175 360 350 230* 250 - 205 - 430* 460 - 410 - 197 9 10 635 660 705 - 635 660 705 - 900 935 970 1200 1800 1200 2000 520 750 1125 1125 1670 620* 650 - 825 860 865 1280 - 1300 - - Окончание табл. Е 1 10000 А 14000 А 15000 А 30000 А Пропускная способность: 20 импульсов тока 1,2/2,5 мс с амплитудой, А 20 импульсов тока 8/20 мкс с амплитудой, А 20 импульсов тока 16/40 мкс с амплитудой, А 2 импульса тока 8/20 мкс с амплитудой, А Взрывобезопасность при токах к. з.: 0,2 с, кА 2 с, кА Длина пути утечки внешней изоляции, мм, не менее 2 3 4 5 6 7 8 9 10 280* - - 500* - - 700 - 920 980 - 1320 1380 1550* 1350 1420 1600* 1900 - 280 350 420 500 630 1200 1800 1450 2000 5000 5000 5000 5000 - - - - - - - - - 8000 15000 15000 15000 20000 24000 30000 40000 30000 40000 2040** 0,8 2040** 0,8 2040** 0,8 2040** 0,8 9500 14200 14200 21600 15000 2040** 0,8 2270 - 15000 - 0,8 2040** 0,8 0,8 2040** 0,8 2270 4550 4550 6600 20 20 198 Примечания: 1) * - значения для справок. 2) ** - по требованию заказчика с 2000 г. 3) Прочерк означает, что параметр не нормируется. 199 Приложение Ж Таблица Ж 3 6 10 15 20 35 110 150 220 330 500 I II IV I II IV I II IV I II III I II III I II III I II III I II III I II III I II I II Напряжение, кВ Тип разрядника Группа разрядника по ГОСТ Номинальное напряжение разрядника, кВ Электрические характеристики вентильных разрядников РВТ, РВРД РВМ РВП, РВО РВТ, РВРД РВМ РВП, РВО РВТ РВМ РВП, РВО РВМ РВС РВМ РВС РВМ РВС РВТ РВМГ РВС РВТ РВМГ РВС РВТ РВМГ РВС РВТ РВМГ РВТ РВМГ остающееся при имимпульсное пульсном токе с длиНаибольшее пробив- пробивное при тельностью фронта 8 допустимое ное временах 1,5-20 мкс и амплитудой, кА мкс 3 Действующее значение 3,8 7,5‒9 7,5‒9 9‒11 7,6 15‒18 15‒18 16‒19 12,7 25‒30 25‒30 26‒30,5 19 31‒36 35‒43 38‒48 25 42‒48 47‒56 49‒60,5 40,5 73‒84 75‒90 78‒98 100 150‒170 170‒195 200‒250 138 210‒240 230‒265 275‒245 200 300‒340 340‒390 400‒500 290 435‒500 485‒560 420 630‒725 660‒760 200 5 10 Максимальное значение, не более 7 8 20 14 15,5 32 23,5 25,5 48 50 57 67 66 74 80 108 116 125 230 260 285 310 370 375 445 515 530 630 740 940 1070 7 9 13 14 17 25 23,5 28 43 38 47 57 50 62 75 80 97 122 195 245 315 265 340 435 390 475 630 555 660 805 985 8 9,5 14 16 18 27 26,5 30 45 41 51 61 54 67 80 87 105 130 215 265 335 295 370 465 430 515 670 615 725 890 1070 9 11 ‒ 18 20 ‒ 30,5 33 ‒ 46 57 67 60 74 88 98 116 143 240 295 367 330 410 510 480 570 734 700 800 1010 1180 Приложение З Таблица З Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого оборудования 35-220 кВ 201