Техника высоких напряжений

ВПО Югорский государственный университет В.Л. Вязигин Техника высоких напряжений Конспект лекций 2019 Конспект лекций содержит основы техники высоких напряжений и состоит из трех разделов. В первом разделе рассмотрены перенапряжения в электрических системах и защита от них, во втором – изоляция электротехнического оборудования, а в третьем приведены методы испытаний изоляции и испытательные установки, а также корона на проводах и защита от нее. Конспект предназначен для студентов очной (дневной и вечерней), а также заочной форм обучения специальности 140211. I. ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ 1.1. Общая характеристика перенапряжений в электрических сетях Перенапряжение в электроустановке – это любое превышение мгновенным значением напряжения амплитуды наибольшего рабочего напряжения. Перенапряжения принято характеризовать их кратностью, повторяемостью, формой кривой и широтой охвата сети. Под кратностью перенапряжения понимается следующий коэффициент: где UМАК – максимальное мгновенное значение напряжения в электроустановке; UНР – наибольшее рабочее напряжение на изоляции элементов электрической сети (на 5-20 % превышает номинальное напряжение сети) UНР – амплитуда наибольшего рабочего напряжения. Повторяемость характеризуется ожидаемым количеством случаев возникновения перенапряжений за расчётный период времени (год, месяц, сезон). Форма кривой перенапряжения задается длиной фронта, длительностью, числом импульсов и временем существования перенапряжения. Широта охвата сети – число изоляционных конструкций, одновременно подверженных рассматриваемому перенапряжению. В зависимости от места приложения различают перенапряжения: фазные, междуфазные, внутрифазные, между контактами. Фазные перенапряжения наиболее распространены. Под их воздействием оказывается изоляция токоведущих частей электрооборудования от земли или заземленных конструкций. Междуфазные перенапряжения оказывают влияние на выбор междуфазной изоляции, например, расстояний между проводами разных фаз на линиях и подстанциях, расстояний между обмотками различных фаз трансформаторов, машин, реакторов. Рабочим напряжением для этих видов изоляции является линейное напряжение. Внутрифазные перенапряжения возникают между различными токоведущими элементами одной и той же фазы, например, между соседними витками или катушками обмотки трансформатора, а также между нейтралью и землей. Перенапряжения между контактами коммутационных аппаратов возникают в процессе отключения участка сети или при несинхронной работе двух участков сети. В зависимости от источника “генерирования” перенапряжения в электрических сетях делятся на внешние и внутренние. Внешние перенапряжения возникают как при ударах молнии (грозовые), так и от внешних по отношению к рассматриваемой сети источников энергии по причине техногенных факторов (техногенные). Примером техногенного перенапряжения является короткое замыкание между сторонним источником электрической энергии и воздушной линией (падение провода линии высокого напряжения на провод линии более низкого напряжения). Техногенным фактором является также электромагнитный импульс (ЭМИ), возникающий при взрывах ядерных (атомных и водородных) бомб. Внутренние перенапряжения развиваются за счет энергии подключенных к сети генераторов или реактивных элементов (L, С), а также вследствие различных резонансных процессов, аварий и коммутаций элементов сети, в том числе и повторных зажиганий электрической дуги. Внутренние перенапряжения в зависимости от длительности воздействия на изоляцию можно условно разбить на стационарные, квазистационарные и коммутационные. Под стационарными перенапряжениями подразумеваются длительные превышения напряжением сети наибольших фазных значений. Стационарные перенапряжения могут существовать и даже поддерживаться в некоторых точках сети для обеспечения требуемых уровней напряжения в других точках при максимальной или минимальной нагрузке. Они могут длительно быть у потребителей в режиме минимальной нагрузки при недостаточной пропускной способности сети, а на стороне источников питания – в режимах максимальных нагрузок. Квазистационарные (квази- лат. quasi как будто, мнимый, ненастоящий) перенапряжения возникают в результате неблагоприятного сочетания параметров сети и продолжаются до тех пор, пока такое сочетание существует. Часто они возникают после окончания переходного процесса при коммутации элементов сети и существуют до тех пор, пока не будут устранены специальными мерами или самоустранены. Обычно длительность таких перенапряжений (от секунды до десятков минут) ограничивается уставками релейной защиты или действиями оперативного персонала. Типичным случаем возникновения таких перенапряжений являются несимметричные режимы: при одно- или двухфазных замыканиях на землю, при неодновременном замыкании или отказе фаз выключателя. Квазистационарные (их иногда называют «квазиустановившимися») перенапряжения делят на режимные, резонансные и феррорезонансные. Режимные перенапряжения наблюдаются при неблагоприятных сочетаниях, действующих в сети электродвижущих сил (ЭДС). Так, к режимным можно отнести перенапряжения, действующие во время не дугового замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью, а также перенапряжения при возбуждении и разгоне генератора в случае внезапного сброса нагрузки. Возможны они также при подключении к сети силовых трансформаторов в результате их ошибочной фазировки. Кратковременное повышение напряжения в сети наблюдается при внезапном сбросе нагрузки, что связано с уменьшением падения напряжения на линии и инерционностью регуляторов возбуждения синхронных компенсаторов и генераторов. Эти перенапряжения обычно безопасны для изоляции. Резонансные перенапряжения имеют место при приближении одной из частот собственных колебаний отдельных участков сети к частоте вынужденной ЭДС. Например, линия электропередачи, подключенная к источнику ЭДС, имеет ряд собственных колебаний. При приближении какой- либо из этих частот к частоте источника ЭДС напряжение на линии поднимается вследствие “емкостного эффекта”. В неполнофазных режимах работы линии с присоединенным к ней реактором или трансформатором с заземленной нейтралью резонансный контур может образоваться емкостью между фазами линии и индуктивностью реактора или трансформатора. При несимметричных коротких замыканиях (КЗ) на линии генератор без демпферных обмоток создает значительные ЭДС высших гармоник. Они могут возбудить динамические перенапряжения в сети вследствие резонанса на одной из этих гармоник. Феррорезонансные перенапряжения могут развиваться в контурах, содержащих емкость и индуктивность с насыщенным магнитопроводом (трансформатор, электрическая машина, реактор), на частоте 50 Гц, на высших и низших гармониках. В несимметричной схеме (неполнофазный режим, обрыв провода) феррорезонанс на промышленной частоте может возникнуть в контуре из последовательно соединенных ёмкости проводов и трансформатора с насыщенным магнитопроводом. Ток намагничивания насыщенного трансформатора содержит высшие четные и нечетные гармоники в момент включения и нечетные гармоники в установившемся режиме. При малых нагрузках эти токи могут вызвать феррорезонанс на высших гармониках в контурах с соответствующими частотами собственных колебаний. Коммутационные перенапряжения возникают при всевозможных быстрых изменениях режимов работы сети. Они происходят вследствие работы коммутационных аппаратов (включение и отключение элементов сети), пробоях изоляции (в том числе при повторных зажиганиях дуги), а также при резком изменении параметров нелинейных элементов. Коммутационные перенапряжения заканчиваются одновременно с затуханием апериодической составляющей и продолжаются обычно несколько периодов промышленной частоты. Перенапряжения при отключении линий являются следствием переходного процесса от предшествующего нормального или аварийного режима к квазистационарному режиму односторонне включенной линии, а также при отключении последней выключателем, допускающим повторные зажигания дуги. Каждое зажигание сопровождается колебательным процессом перезаряда емкости линии. Перенапряжения наблюдаются на поврежденной фазе при отключении короткого замыкания в сети. Опасные, но сравнительно редкие перенапряжения возможны при разрывах передачи, когда линия отключается во время асинхронного хода энергосистем. Наличие устройств продольной компенсации приводит к дополнительному повышению этих перенапряжений. Перенапряжения при отключении конденсаторных батарей появляются вследствие повторных зажиганий дуги в выключателе. Они аналогичны перенапряжениям, возникающим при отключении линий. Перенапряжения при включении индуктивных элементов сети (электрических машин, ненагруженных трансформаторов, реакторов) возникают вследствие колебательного заряда емкостей обмоток и других элементов (например, кабелей). Разброс моментов включения разных фаз и наличие обмотки, включенной треугольником, способствуют увеличению перенапряжений вследствие ненулевых начальных условий при включении второй и третьей фаз. Перенапряжения при отключении индуктивных элементов сети наблюдаются при быстром принудительном уменьшении («обрыве») тока дуги в выключателе. Энергия магнитного поля индуктивности переходит в энергию электрического поля емкости отключенной обмотки. Возникающие при этом перенапряжения зависят от параметров схемы, мгновенного значения и скорости изменения тока в выключателе в момент его обрыва и от характеристики намагничивания индуктивного элемента. Перенапряжения при дуговых замыканиях на землю имеют место вследствие неустойчивого горения (погасания и повторного зажигания) дуги однофазного замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью. Наибольшие перенапряжения отмечаются на здоровых фазах. Перенапряжения зависят от моментов повторного зажигания и погасания дуги. 1.2. Грозовые перенапряжения 1.2.1. Молния как источник грозовых перенапряжений Наиболее опасные грозовые перенапряжения возникают при прямом ударе молнии (ПУМ) в токоведущие элементы электрической сети. Воздушные линии электропередачи (ВЛ) благодаря своей протяженности часто поражаются ударами молнии, что приводит к перекрытиям изоляции и аварийным отключениям линий. Ток молнии может превышать 100 кА. Молния с таким током приводит к возникновению в точке удара импульса напряжения до десятков мегавольт, достаточного для перекрытия изоляции любого класса напряжения (вплоть до наиболее высокого). Поэтому желательно обеспечить надежную защиту проводов ВЛ и оборудования подстанций от ПУМ с помощью стержневых и тросовых молниеотводов. Удар молнии в заземленные элементы конструкции приводит к возникновению на них кратковременных перенапряжений, которые могут вызвать обратные перекрытия с заземленных элементов на токоведущие. Для защиты от обратных перекрытий необходимо обеспечить малое сопротивление заземления опор, корпусов электрооборудования и молниеотводов на ВЛ и подстанциях. Индуктированные перенапряжения – результат взаимной магнитной (индуктивной) и электрической (емкостной) связи канала молнии с токоведущими и заземленными элементами электрической сети. Они имеют существенно меньше по сравнению с перенапряжениями при ударах в токоведущие и заземленные части электроустановки. Индуктированные перенапряжения представляют главную опасность для изоляции сетей низких и средних классов напряжения. Электрооборудование 110 кВ и выше имеет более высокую импульсную прочность изоляции, и удары молнии в стороне от линии опасности для него, как правило, не представляют. Однако при ПУМ индуктивная и емкостная связь молнии с линией способствует дополнительному увеличению грозового перенапряжения. Это необходимо учитывать при анализе надежности молниезащиты ВЛ всех классов напряжения. Импульсы перенапряжений могут также оказывать влияние на изоляцию подстанций, расположенных на значительном удалении от места удара на линии, так как они распространяются по линии на значительные расстояния с малым затуханием. Эти перенапряжения называются набегающими волнами. Они могут представлять опасность для электрооборудования подстанций, которое имеет меньшие запасы электрической прочности с линейной изоляцией. Кроме того, возникающие на подстанции перенапряжения, как правило, превышают напряжение набегающей волны за счет волновых процессов на ошиновке и в электрооборудовании. Распределяясь по обмоткам машин и трансформаторов, волны могут воздействовать на их главную и витковую изоляцию, а проходя через трансформатор на изоляцию электрооборудования, подключенного к другим их обмоткам. 1.2.2. Краткие сведения о грозе Молнии предшествует процесс разделения и накопления электрических зарядов в грозовых облаках, происходящий в результате возникновения в облаках мощных восходящих воздушных потоков и интенсивной конденсации в них водяных паров. В результате в облаке образуются зоны положительной и отрицательной полярности с различной плотностью зарядов. Если в каком-то месте облака напряженность электрического поля превышает электрическую плотность воздуха, то возникает разряд молнии. Причем 60…70 % разрядов возникает между облаками и внутри облаков и лишь 30…40 % поражают землю (рис. 1.2.1). Рис. 1.2.1. Фотографии ударов молнии Как показали исследования, в большинстве случаев (до 90 %) молнии бывают отрицательными, т.е. переносят на землю отрицательный заряд. Разряд молнии на землю на начальной стадии, представляет собой относительно медленно движущийся слабо светящийся канал (лидер). Напряженность электрического поля на его головке определяется собственными зарядами лидера и находящимися под облаками скоплениями объемных зарядов. Траектория движения лидера на этой стадии не связана с земными объектами. Но по мере опускания лидера все большее влияние начинают оказывать скопления зарядов на земле на возвышающихся объектах. Начиная с определенной высоты головки лидера (высота ориентировки), напряженность поля по одному из направлений оказывается наибольшей, и происходит ориентирование лидера на один из наземных объектов. При этом преимущественно поражаются высокие объекты и участки земли с повышенной проводимостью (избирательная поражаемость). С очень высоких объектов навстречу лидеру развиваются встречные лидеры, наличие которых способствует ориентированию молнии на данный объект. Избирательная поражаемость лидера используется для молниезащиты ВЛ и подстанций. На подстанции устанавливаются несколько высоких хорошо заземленных молниеотводов, над ВЛ помещается трос, связанный с землей. Перекрытие воздушного промежутка между головкой лидера и наземным объектом является переходом от первой (лидерной стадии) к главной стадии разряда молнии (стадии нейтрализации), в которой происходит нейтрализация отрицательного заряда лидера положительными зарядами. В результате через пораженный молнией объект протекает так называемый «ток молнии». При отрицательной полярности молнии вслед за главным разрядом обычно наблюдаются повторные разряды (импульсы) по тому же каналу. Повторные разряды вызываются тем, что нейтрализация зарядов канала приводит к разрядам соседних заряженных областей облака. Примерно 50 % ударов молнии содержит не более 2−3 импульсов, но их может быть до десяти и более. Положительные удары молнии (их доля около 10 %) бывают, как правило, однократными. 1.2.3. Основные параметры молнии Для расчета молниезащиты ВЛ и подстанций необходимы следующие числовые характеристики грозовой деятельности: 1) интенсивность грозовой деятельности в рассматриваемом климатическом районе; 2) амплитуда тока молнии; 3) крутизна тока молнии на фронте. Типичная форма импульса тока в пораженном молнией объекте представлена на рис. 1.2.2. Рис. 1.2.2. Определение параметров стандартного импульса С точки зрения грозозащиты главным параметром импульса тока молнии iМ(t) является его амплитуда IМ, которую для кратности будем называть током молнии. Другим параметром, влияющим на значение перенапряжения в пораженном объекте, является крутизна тока молнии, т.е. скорость нарастания на фронте импульса diМ/dt. Поскольку мгновенные значения скорости нарастания тока в разных точках фронта различны, обычно под крутизной тока молнии понимают ее среднее значение Длительность фронта импульса tФ принято определять следующим образом. На графике импульса тока отмечают точки фронта, соответствующие значениям тока 0,1IМ и 0,9IМ. Через эти точки проводят прямую до пересечения с нулевым уровнем тока (осью абсцисс) и с уровнем его амплитуды, что позволяет определить (рис. 1.2.2) длительность фронта tФ. После достижения амплитудного значения импульс тока молнии относительно медленно спадает к нулевому уровню. Длину волны, или длительность импульса тока молнии, принято оценивать временем полуспада tИ (рис. 1.2.2), т.е. интервалом времени от начала условного импульса до того момента, когда прошедшая через максимум кривая импульса снизится до значения, равного половине амплитуды. По известным значениям амплитуды и крутизны тока молнии вычисляется, например, напряжение на вершине молниеотвода на портале при ударе молнии (рис.1.1.): UB = IМ∙RЗ + LO∙ + MO∙, (1.1) где IМ − ток молнии; − крутизна тока молнии; LO − индуктивность молниеотводов; MO − взаимная индуктивность между током молнии и током в молниеотводе; RЗ – сопротивление заземления молниеотвода. Рис.1.2.3. Удар молнии в молниеотвод на портале По данным ЛПИ [5] вероятность того, что амплитуда тока молнии превысит то или иное произвольно взятое расчетное значение IМP можно приближенно оценить по формуле: P(IМ≥IМ.Р.) ≈ е(-0,04∙Iм.р.), а вероятность возникновения импульса с крутизной выше произвольно взятого расчетного значения по формуле: . Длительность импульса тока молнии изменяется в относительно узких пределах: от 20 до 80…100 мкс. На основании этих измерений международной электротехнической комиссии МЭК был принят стандартный импульс tФ = 1,2 0,36 мкс и tИ = 5010 мкс. Условно его обозначают символом 1,2/50. Между амплитудой и крутизной фронта тока молнии имеется слабая корреляционная связь: большим токам соответствует большая крутизна, однако данных пока недостаточно, поэтому принято считать и независимыми случайными величинами, поэтому вероятность молнии с параметрами IM≥IMP и определяются как произведение вероятностей: P(IМ≥IМ.Р; ) = , где IM в кА, IMP в кА/мкс (расчетные ток и крутизна тока молнии). Число прямых ударов молнии NПУМ в наземные объекты можно оценить по данным опыта эксплуатации по формуле NПУМ ≈nч∙nS∙Sp, где n − число грозовых часов в году, n − среднее удельное число ударов в течение одного грозового часа, т.е число ударов на площадь в 1 км2; S− расчетная площадь сооружения, км2. Интенсивность грозовой деятельности в различных климатических районах различается очень сильно. Число грозовых часов в году определяется на основании многолетних наблюдений метеорологических станций, обобщение которых позволяет составить карты грозовой деятельности, на которые наносятся линии равной продолжительности гроз. В Омской области по этой карте наблюдается 40…60 часов в год. Другой характеристикой грозовой деятельности является среднее число ударов молнии в 1 км2 поверхности земли за 1 грозовой час. Ряд источников приводит значение n=0,067 [6,12] Однако в руководящих указаниях принято значение n=0,06 [9]. Возвышающиеся над поверхностью земли объекты вследствие развития с них встречных лидеров собирают удары молнии с площади, превышающей их территорию. Число ударов молнии в подстанцию длиной А , шириной В и высотой h (размеры в метрах) может быть рассчитано по формуле N = nЧ nS (A+7h) (B+7h)∙10−6. (1.2) Число ударов молнии в ВЛ длиной и высотой h равно N = nЧ nS 7h∙10−3, (1.3) здесь в километрах, h в метрах. Формулы подтверждают, что ВЛ из-за большой высоты опор будут собирать удары молнии с площади большей, чем реально занимаемая ими площадь (в формулах вместо реальной ширины ВЛ взята ширина по 3,5h в каждую сторону от оси линий). 1.2.2. Грозозащита воздушных линий В качестве основных средств грозозащиты ВЛ используются: − подвеска заземленных тросов; − снижение сопротивления заземления опор; − повышение импульсной прочности линейной изоляции; − защита отдельных опор и участков с ослабленной изоляцией. Резервным способом повышения надежности и бесперебойности работы ВЛ является автоматическое повторное включение (АПВ). ВЛ могут выполняться на металлических, железобетонных и деревянных опорах. От материала опор сильно зависит грозоупорность ВЛ, а, следовательно, необходимость защиты ВЛ тросами. На ВЛ с деревянными опорами трос не применяется, так как они имеют высокую грозоупорность и без тросов. Линии 6-10 кВ на металлических опорах тросовой защиты не имеют. Линии 35 кВ на металлических опорах защищают тросами лишь в особо ответственных случаях. ВЛ на металлических опорах с грозозащитными тросами В ПУЭ [1] записано: “ВЛ 110–500 кВ с металлическими и железобетонными опорами должны быть защищены от прямых ударов молнии тросами по всей длине.” Без тросов допускается сооружение ВЛ: - при числе грозовых часов менее 20; - при удельном сопротивлении грунта - при толщине стенки гололеда более 20 мм. На опоре может быть один или два троса (рис.2.2.1.) которые не обеспечивают 100% защиты крайних проводов. Защитный угол троса α (рис. 1.2.4) это угол между прямой, проходящей через трос и провод, и вертикальной линией. Оычно защитный угол α = 20-30°. Рис. 1.2.4. Защитный угол троса на опорах. Трос крепиться на опоре на изоляторах, снабженных шунтирующими искровыми промежутками, и заземляется наглухо. При ударе молнии искровые промежутки пробиваются и ток молнии проходит на заземлитель. Вероятность прорыва молнии РПР мимо троса можно приближенно оценить по эмпирической формуле [5] . Как видно из формулы, с увеличением высоты опоры необходимо уменьшать защитный угол α: так, при h= 20 м обычно применяется α = 30°, при h= 30…35 м применяется α =25°, при h= 50 м − α = 20°. Это обеспечивает вероятность прорыва РПР ≈0,002−0,003. Дальнейшее уменьшение угла может привести к схлестыванию троса и провода во время гололеда в случае пляски проводов. А теперь оценим грозоупорность таких ВЛ. Под показателем грозоупорности (надежности) понимают число безаварийных лет n, т.е. обратную величину математического ожидания числа отключений N в год n=1/N. Обычно его относят к 100 км линии и 100 грозовым часам. При анализе грозоупорности необходимо учитывать 3 расчетных случая (рис. 1.2а): 1) прорыв молнии на провод (минуя трос) с последующим перекрытием изоляции на опоре; 2) удар молнии в вершину опоры с последующим перекрытием между опорой и проводом; 3) удар молнии в середину пролета с последующим перекрытием между тросом и проводом. а) б) Рис. 1.2. Расчетные случаи при ударе молнии в ВЛ: а) на металлических опорах; б) на деревянных опорах Число ударов N молнии в ВЛ распределим между этими тремя крайними случаями следующим образом: ; . Из всех ударов молнии нас будут интересовать только те, которые будут завершаться перекрытием изоляции, а затем переходом искрового замыкания в дуговое, приводящее к срабатыванию релейной защиты и отключению ВЛ. 1. При прорыве молнии мимо троса число отключений можно оценить по формуле , где N – число ударов молнии в ВЛ; − вероятность того, что ток молнии превысит уровень грузоупорности данной ВЛ, то есть приведет к импульсному перекрытию гирлянды; − вероятность прорыва молнии мимо троса; − вероятность перехода искрового замыкания в дуговое ( для ВЛ 35кВ; для ВЛ 110 кВ и выше). 2. При ударе молнии в вершину опоры напряжение на вершине можно оценить по формуле (1.1). Напряжение на гирлянде не должно превышать , где − напряжение на проводе с учетом индуцированной волны при ударе молнии. Перекрытие гирлянды будет в случае, когда будет большой ток молнии , либо большая крутизна тока , либо и то и другое одновременно. Более наглядно перекрытие гирлянды оценивается кривой опасных волн (рис. 1.3). Все волны выше кривой приводят к перекрытию гирлянды, а все волны ниже ее – безопасны. Рис. 1.3. Кривая опасных волн Число отключений ВЛ при ударе в вершину опоры равно: , где − вероятность, что удар молнии лежит выше кривой опасных волн. Вероятность обычно берут упрощенно [5]. 3. Опыт эксплуатации показывает, что вероятность перекрытия в этом случае пренебрежимо мала, так как трос перетягивается, т.е. расстояние в середине пролета между тросом и проводом максимально. Значит . Однако большинство ВЛ имеют автоматическое повторное включение (АПВ), т.е. после отключения ВЛ в бестоковую паузу дуга гаснет и при повторном включении ВЛ опять нормально работает. Аварийными будут только те случаи, когда дуга загорится вновь: , , где − коэффициент успешности АПВ, значения которого равно =0,75−0,9. Показатель грузоупорности равен . Для ВЛ 110 кВ n=7−15 лет [5], т.е. 1 раз в 7−15 лет на ВЛ возникает авария, в результате которой, например, происходит разрушение гирлянды и невозможно включить ВЛ без ремонта. ВЛ на деревянных опорах без троса Линии на деревянных опорах тросами не защищаются, поэтому практически все удары молнии попадают в провода. Из всех ударов молнии нас будут интересовать только те, которые будут завершаться перекрытием изоляции и переходом искрового замыкания в дуговое. Возможны 3 случая перекрытия (рис.1.2б): 1− перекрытие с провода на землю; 2− перекрытие на ж/б пасынок; 3− перекрытие по гирляндам. Расчеты и опыт эксплуатации показал, что наиболее вероятным и опасным оказывается перекрытие между проводами по гирляндам и траверсе[5]. Число отключений в этом случае оценивается: , где − вероятность того, что ток молнии превысит уровень грузоупорности; − вероятность перехода искрового замыкания в дуговое (на 35 кв =; на 110 кв =). Здесь уровень грозоупорности равен: где km − коэффициент связи между проводами; он учитывает, что при пробегании волны по одному проводу на другом индуцируется волна той же полярности. Показатель грозоупорности для ВЛ – 35 кВ, например, получается n=14 лет [5]. В СССР и России благодаря дешевизне и сравнительно высокой грозоупорности линии на деревянных опорах получили распространение для напряжений 6, 10 и 35 кВ. Однако на таких линиях наблюдались случаи тяжелого расщепления и поломки опор [5], иногда до 5−6 опор. Защита ВЛ искровыми промежутками или трубчатыми разрядниками В ПУЭ предусмотрены дополнительные меры по повышению грозоупорности ВЛ. На некоторых опорах необходимо поставить трубчатые разрядники (при наличии АПВ – допускается установка защитных промежутков): а) при пересечении ВЛ между собой и с линиями связи; б) единичные металлические и железобетонные опоры на ВЛ с деревянными опорами; в) высокие переходные опоры через реку, железную дорогу и т.д. Причем сопротивления заземляющих устройств этих опор не должно превышать: при ; при , где − удельное сопротивление грунта. 1.2.3. Молниезащита подстанций Молниезащита подстанции (в отличие от ВЛ) должна быть более надежной, поэтому включает следующие виды [5]: 1) от прямых ударов молнии (от ПУМ) в подстанцию; 2) от перекрытий при ударе молнии в заземленные конструкции подстанции; 3) от волн, приходящих с линии; 4) от ударов молнии в подходы линии к подстанции. На подстанции любое перекрытие изоляции будет считаться аварией, поэтому полное число перекрытий тоже будет складываться из тех же составляющих: . В Руководстве [2] рекомендуется грозозащиту выполнить так, чтобы показатель грозоупорности подстанции на 35 кВ был порядка лет, а подстанций на 110 кВ порядка лет. Рассмотрим по порядку все виды защит подстанции. Защита от прямых ударов молнии Открытые подстанции защищаются от прямых ударов молнии стержневыми молниеотводами [1]. Возможны два способа защиты: 1. Установка молниеотводов на конструкциях и подсоединение их к общему заземляющему устройству подстанции. 2. Установка отдельно стоящих молниеотводов со своими обособленными заземлителями. Число перекрытий при прорывах молнии мимо молниеотвода равно: , где − число ударов молнии в подстанцию; − вероятность тока молнии большего уровня грозоупорности изоляции подстанции ( [5]); − вероятность прорыва молнии мимо молниеотвода. Число ударов молнии в подстанцию длиной А , шириной В и высотой h (размеры в метрах) может быть рассчитано по формуле (1.2) [5]: Зоны защиты молниеотводов могут определяться по одной из трех методик, которые имеют разные вероятности прорыва. Например, вероятность прорыва молнии мимо молниеотводы по методике, разработанной в ВЭИ [9], . Защита от перекрытий при ударе молнии в молниеотводы Чаще всего молниеотводы на подстанцию ставят на конструкциях, при ударе в такой молниеотвод возможны перекрытия гирлянды. Напряжение на вершине молниеотвода определяется по формуле (1.1). Напряжение на гирлянде . Самый надежный способ предотвратить перекрытие – это уменьшить сопротивление заземления. Поэтому на подстанциях 110 кВ и выше Ом, а на подстанциях 35 кВ 10 Ом. Но при этом дополнительно [1] от стоек конструкции ОРУ 35 кВ и выше нужно обеспечить растекание тока молнии по магистралям заземления не менее чем в двух направлениях с углом не менее 90º между соседними. Кроме того, должно бытьустановлено 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. Это вызвано тем, что быстрое нарастание тока молнии создает падение напряжения на индуктивности протяженного заземлителя, и удаленные его части практически не участвуют в отводе тока на землю. Самое слабое место – это трансформаторный портал. Перечисленные меры предотвращают перекрытие гирлянды, однако перенапряжения остаются опасными для изоляции трансформатора, т.к. на его корпусе почти такое же напряжение, как на вершине молниеотвода. При установке на трансформаторных порталах необходимо соблюдение следующих дополнительных условий: 1. При этом от стоек конструкции с молниеотводами должно быть обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземления в трех – четырех направлениях. 2. Место присоединения конструкции с молниеотводом к заземляющему устройству должно быть удалено по магистралям заземления от места присоединения к нему бака трансформатора на расстояние не менее 15 м. 3. Непосредственно на выводах обмоток 3 – 35 кВ трансформаторов или на расстоянии не более 5 м от них по ошиновке, включая ответвления к разрядникам, должны быть установлены вентильные разрядники или ОПН. 4. На подстанциях с высшим напряжением 35 кВ сопротивление заземляющего контура не должно превышать 4 Ом без учета заземлителей, расположенных вне контура заземления подстанции. 5. Заземляющие проводники РВ или ОПН и силовых трансформаторов рекомендуется присоединять поблизости один от другого. Защита от волн, приходящих с линии Подстанция имеет небольшие размеры и ее можно надежно защитить от ударов молнии. А вот ВЛ с такой надежностью защитить трудно, да и нет необходимости. Поэтому при ударе молнии в ВЛ волна может быть безопасной для линии, но опасной для подстанции. От этих волн требуется защита. Сначала следует определить, какие волны опасны для подстанции. Дело в том, что чем дальше от подстанции удар молнии на ВЛ, тем менее она опасна, т.к. при пробегании волны по линии она деформируется. Для этого они должны все пробежать по линии такое расстояние, чтобы стать безопасными, т.е. ниже кривой опасных волн. С этой целью перед подстанцией обязательно защищают часть ВЛ (подход), на котором нужно исключить удар в провод. А все удары за пределами подхода для подстанции безопасны. Они могут представлять опасность лишь для изоляции трансформатора. Поэтому перед трансформатором необходимо поставить вентильный разрядник или ОПН. При этом расстояние между трансформатором и разрядником (l) должно быть меньше критического lкр, иначе на процесс срабатывания разрядника накладываются колебания, возникающие в контуре РВ – трансформатор, и на трансформаторе будут недопустимые перенапряжения. Если l > lкр, то нужно поставить еще один комплект вентильных разрядников у того трансформатора, где l > lкр, либо поставить разрядники на группу выше. Если все перечисленные требования выполнены, то число перекрытий можно оценить по формуле N3пер = NБП , где NБП − число ударов молнии в ВЛ без подхода (); l – длина ВЛ; lП – длина подхода; - вероятность прихода опасной волны с линии. Защита подхода ВЛ Следовательно, подход к подстанции (lп= 14 км) должен быть защищен так же тщательно, как и сама подстанция, чтобы исключить на нем прорыв, минуя трос и перекрытие гирлянд. Число перекрытий на подходе можно оценить по формуле , где - число ударов молнии в подход (); − вероятность прорыва, минуя трос; − вероятность удара в опору; − вероятность возникновения тока, выше грозоупорности опоры подхода, то есть приводящего к перекрытию гирлянды. Чтобы исключить прорыв и перекрытие на подходе принимаются следующие меры. Если ВЛ полностью защищена тросом, то на подходе принимают меры: 1. Сопротивление опор Ом; 2. Защитный угол троса ; 3. На первой опоре, где начинается трос, установить комплект трубчатых разрядников. У ВЛ на деревянных опорах тросом защищен только подход. Поэтому дополнительно к перечисленным мерам нужен комплект разрядников на последней опоре подхода, где заканчивается трос. Методики расчета зон защиты молниеотводов Защитное действие стержневого молниеотвода основано на свойстве молнии поражать наиболее высокие и хорошо заземленные металлические сооружения. Во время лидерной стадии разряда молнии на вершине молниеотвода скапливаются заряды, создающие на ней очень большие напряженности электрического поля. К этой области и направляется канал молнии. Зоной защиты молниеотвода называется пространство вокруг него, в котором объект защищен от прямых ударом молнии с определенной степенью надежности. Защищаемый объект не поражается молнией, если он целиком входит в зону молниеотвода. В настоящее время существуют три основные методики определения зон защиты стержневых молниеотводов. Первая методика была предложена в ВЭИ на основе обширных лабораторных исследований, проведенных в 1936−1940 гг. А.А. Акопяном. По этой методике зона защиты одиночного молниеотвода представляет собой «шатер» (рис.1.4а), по ней можно рассчитывать зоны защиты молниеотводов высотой до 60 м. Объекты, находящиеся на границе этой зоны, защищены с вероятностью Р0,999. Рис.1.4. Зона защиты одиночного молниеотвода по первой (а), второй (б) и третьей (в) методикам Эта методика вошла в «Руководящие указания по расчету зон защиты стержневых и тросовых молниеотводов»[9]. Эта методика очень удобна как для ручного расчета, так и для расчета на ЭВМ, так как она была специально создана для расчета зон защиты станций и подстанций. Правда, в последние годы ей перестали пользоваться. В 70-e годы в МЭИ была предложена упрощенная методика расчета зоны защиты одиночного молниеотвода, в которой шатер заменен отрезками двух прямых (рис.1.4б.). Эта методика подробно изложена в учебнике [11] и справочниках [8], изданных МЭИ. Однако в нормативные документы она не вошла. Расчетные формулы у нее точно такие же, что и у первой методики. Электротехнический справочник 2002 года [8] рекомендует ее для расчета молниезащиты подстанции. В третьей методике учтено, что вершина молниеотвода не защищена, поэтому зона защиты одиночного молниеотвода высотой до 150 м представляет собой круговой конус высотой hoE. Опять обратимся к статистике. В НИИПТ для tАПВ=0,35 c были получены следующие данные [5]: математическое ожидание , среднеквадратическое отклонение , тогда . Вероятность появления большего всего 2,3%. Но это для нормального закона, а здесь есть отклонение. Если взять , то . Значительные перенапряжения могут возникать не только при включениях, но и при отключениях ненагруженных линий. При отключении холостых линий перенапряжения возникают из-за повторных зажиганий дуги в выключателе. Рассмотрим схему (рис. 1.18.) Рис. 1.18. Исследуемая схема Отключение ВЛ происходит в две стадии. В большинстве случаев сначала отключаются выключатели всех трех фаз на одном конце (например, В2), а затем отключаются выключатели на другом конце. Тогда после срабатывания выключателя В2 линия будет на холостом ходу. На второй стадии отключения перенапряжения могут возникать вследствие повторных зажиганий дуги между расходящимися контактами выключателя. Предельная прочность у воздушных имаслянных выключателей практически одинакова. Но у воздушных выключателей электрическая прочность Uпр в результате дутья восстанавливается очень быстро (через 0,01с уже Uпр 2Е), поэтому обычно повторных зажиганий между контактами воздушных выключателей не возникает. А вот у масляных выключателей электрическая прочность восстанавливается медленно (через 0,01 с Uпр < Е), поэтому наблюдается одно или несколько повторных зажиганий дуги. В [5] приведены расчетные перенапряжения в схеме замещения с учетом затухания напряжения на ВЛ. Например, для ВЛ-220 кВ получены следующие данные: − кратность перенапряжений с одним повторным зажиганием Кmax=2,35; − кратность перенапряжений с несколькими повторными зажиганиями Кmax=3,45. Здесь же приведены статистические данные. По этим данным масляные выключатели дают обычно несколько повторных зажиганий при каждом отключении. Как показали опыты в энергосистемах, коэффициент перенапряжений в этом случае подчиняется нормальному закону со следующими параметрами: математическое ожидание ; среднеквадратическое отклонение . Тогда Kmax. Если взять , то Kmax. Наиболее радикальное средство уменьшения кратности – применение воздушных выключателей. В этом случае расчетная кратность пренапряжений снижается до Kmax = 2,5 и даже до Kmax = 2 [12]. При отключении ненагруженного трансформатора современный выключатель обычно обрывает ток раньше его прохождения через нулевое значение, при этом могут возникнуть перенапряжения большой кратности. Расчетная кратность при одном повторном зажигании может достигать Kmax = 2 [5]. 1.3.4. Дуговые перенапряжения Рассмотрим сеть с изолированной нейтралью (рис. 1.19). В таких сетях наблюдаются многократные зажигания и погасания дуги. Это приводит к большой кратности перенапряжений на здоровых фазах. Эти перенапряжения называются дуговыми, они определяют уровень изоляции электрооборудования. Рис. 1.19. Исследуемая схема Условия восстановления электрической прочности, погасания и зажигания оказывают большое влияние на возможные кратности перенапряжений. Существует три гипотезы поведения дуги и разные расчетные кратности перенапряжений. 1. Гипотеза Петерса и Слепяна хорошо описывает свободно горящие дуги на открытом воздухе, например, возникающие при перекрытии гирлянды. Электрическая прочность изоляции после погасания дуги восстанавливается сравнительно медленно. Дуга пытается гаснуть при переходе через нуль тока промышленной частоты, когда высокочастотные составляющие существенно затухнут (рис. 1.20 а). Рис. 1.20. Погасание дуги по гипотезам Петерса и Слепяна (а) и Петерсена(б) 2. Если дуга горит под маслом или в узкой щели (например, в трещине кабельной муфты), то электрическая прочность изоляции восстанавливается весьма быстро, и дуга гаснет по гипотезе Петерсена при переходе через нуль полного тока с учетом высокочастотной составляющей (рис. 1.20б). 3. Сравнительно часто имеет место промежуточное положение, когда, по гипотезе Белякова, дуга пытается погаснуть при каждом переходе через нуль полного тока с учетом высокочастотных колебаний. Однако пока восстанавливающееся напряжение превышает электрическую прочность изоляции, проходят «клевки» повторных зажиганий до тех пор, пока не станет меньше и дуга погаснет. В учебнике Д.В. Разевига [12] приведены расчетные кратности перенапряжений по различным гипотезам в зависимости от параметров сети с учетом затухания (рис. 1.21). Наибольшие перенапряжения возникают по гипотезе Петерсона. Рис. 1.21. Расчетные кратности перенапряжений по различным гипотезам в зависимости от параметров сети: 1 − по гипотезе Петерсена; 2 − по гипотезе Белякова; 3 − по гипотезе Петерса и Слепяна В учебнике М.В. Костенко [5] приведены расчетные кратности перенапряжений для одинаковых параметров сети: − по гипотезе Петерса и Слепяна Kmax; − по гипотезе Белякова Kmax ; − по гипотезе Петерсена Kmax . По данным опыта эксплуатации, эти перенапряжения в большинстве случаев лежат в пределах Kmax =2−3, но в отдельных случаях при горении дуги в стесненных условиях могут достигать Kmax = 3,5−4. Они возникают многократно и охватывают всю сеть, поэтому дуговые перенапряжения в сетях 6−35 кВ определяют уровень коммутациионных перенапряжений и минимальный уровень изоляции в эксплуатации. Защитное действие дугогасящей катушки Если на напряжение 6−35 кВ расчетный ток превышает определенную величину, то в нейтраль ставят дугогасящие катушки (рис. 1.22). Если реактор выбрать из условия ω∙L= 1/(3 ω∙Cф), то суммарный ток замыкания очень мал (он равен относительно небольшой активной составляющей) и дуга гаснет почти в 100 % случаев. Рис. 1.22. Схема подключения реактора в нейтраль трансформатора Их защитное действие проявляется в трех направлениях: 1. Снижается ток замыкания и увеличивается вероятность его погасания . Полная компенсация целесообразна, если несимметрия емкостей по фазам СФ (рис. 1.19) не превышает 0,75 % [1]. При большей асимметрии предпочтительна некоторая (до 5−10 %) перекомпенсация. Иначе это приведет к недопустимому смещению нейтрали Uн >0,01Uф, а на одной из фаз напряжение достигнет Uс  1,15Uф, это может привести к перекрытию увлажненной и загрязненной изоляции (например, при восходе солнца). В сетях 6−10 кВ допускается расстройка не более 5 % (ток замыкания не более 5 А), а в сетях 35кВ − до 10 % (ток замыкания не более 15 А). 2. Уменьшается скорость восстановления напряжения на аварийной фазе после погасания дуги, что затрудняет ее повторное зажигание. Без реактора на поврежденной фазе после погасания дуги будет 2-кратное перенапряжение, а при наличии реактора после погасания дуги напряжение на нейтрали Uн продолжает уменьшаться в колебательном режиме, а напряжение на поврежденной фазе Uа нарастает медленно. 3. Так как напряжение на нейтрали не остается постоянным и уменьшается, то значительно ниже перенапряжение на здоровых фазах. При хорошей настройке катушки Umax < 2 Uф. Если катушка настроена плохо Umax может достигать 3∙Uф (1 % случаев). 1.3.4. Ограничение внутренних перенапряжений Кратность кратковременных (коммутационных) перенапряжений может достигать (при изолированной нейтрали) Kmax3…3,5 в следующих случаях: − при дуговых перенапряжениях; − при АПВ ВЛ; − при отключении ненагруженных трансформаторов и др. Для заземленной нейтрали кратность перенапряжений Kmax3. Длительные перенапряжения до (2…3) Uф могут возникать при феррорезонансах. Значения допустимых кратностей перенапряжений для изоляции электрооборудования на напряжения 6−1150 кВ приведены в табл.1.1. Таблица.1.1 Класс напряжений 6 10 35 110 220 330 500 750 1150 Допустимые кратности перенапряжений 4,5 4,5 3,5 3 3 2,7 2,5 2,1 1,8 Из таблицы следует, что изоляция электрооборудования на напряжения до 220 кВ включительно рассчитана на такие перенапряжения. Но с 330 кВ внутренние перенапряжения превосходят уровни изоляции установок, поэтому их необходимо ограничивать. Основные принципы защиты от внутренних перенапряжений: 1) схемные мероприятия, т.е. ограничение числа режимов, в которых могут возникать опасные перенапряжения; 2) ограничение амплитуд установившихся перенапряжений (K = KУСТ ∙КПЕР); 3) ограничение перенапряжений переходного процесса; 4) ограничение длительности или исключение опасных режимов с помощью релейной защиты и системной автоматики. Схемные мероприятия обычно применяют при плановом включении: − установка пониженных коэффициентов трансформации при включении; − отключение трансформатора производится сначала со стороны обмотки высшего напряжения, а затем со стороны обмотки низшего напряжения (здесь ток больше и мала вероятность погасания до прохождения через нуль); − применение схем без выключателей на стороне высшего напряжения (исключается режим холостого хода ВЛ, так как в конце линии ненагруженный трансформатор). Ограничение амплитуд квазистационарных перенапряжений: − применение реакторов на ВЛ; − установка трансформаторов напряжения на ВЛ для саморазряда ВЛ в беcтоковую паузу ВЛ. Ограничение перенапряжений переходного процесса можно разбить на две группы: а) устройства, которые вступают в действие, когда напряжение превышает заданную величину: − вентильные разрядники; − реакторы с искровым присоединением; − искровые промежутки. б) устройства, ограничивающие перенапряжения при каждой коммутации: − шунтирующие сопротивления в выключателях; − выключатели с управляемым моментом коммутации. Ограничение длительности или исключение опасных режимов с помощью релейной защиты. Вопросы релейной защиты в курсе не рассматриваются. Релейная защита – это уже крайняя мера. Рассмотрим некоторые мероприятия подробнее. Ограничение амплитуд квазистационарных перенапряжений Применение шунтирующих реакторов на ВЛ. Снижению перенапряжений вследствие емкостного эффекта способствуют шунтирующие реакторы. Они выполняются однофазными и устанавливаются трехфазными группами. а) б) Рис. 1.23. Включение реактора в конце ВЛ через искровой промежуток(а) и распределение напряжения вдоль линии при наличии реактора (б) Наиболее эффективны реакторы, устанавливаемые в конце линии, а не на шинах или на стороне низкого напряжения трансформатора. В результате максимальное напряжение будет не в конце линии, где установлено оборудование, а на некотором расстоянии l от конца. Глухое присоединение реакторов к линии нецелесообразно, так как в нормальных режимах, оно приводит к дополнительным потерям. Поэтому реакторы могут быть подсоединены к линии через выключатель или через искровой промежуток (рис.1.23). При подсоединении через выключатель в момент аварийной коммутации часть шунтирующих реакторов может оказаться отключенной. Поэтому для снижения кратностей перенапряжений, целесообразно одновременно с импульсом на отключение линейных выключателей аварийного участка подавать сигнал на включение выключателей всех реакторов. Другой способ состоит в искровом присоединении реакторов, т. е. в подключении через искровые промежутки, которые пробиваются при возникновении перенапряжений, превышающих уставку искрового промежутка, тем самым подключая к линии реактор. В дальнейшем для ограничения времени горения дуги в искровом промежутке последний шунтируется выключателем (рис. 1.23). Последовательно с реактором включаются активные сопротивления для снятия остаточного заряда с линии во время паузы АПВ. Искровое подсоединение приводит к повышению перенапряжений на 3…6 % по сравнению с подсоединением через выключатель, но уменьшает потери. Устройства для разряда ВЛ в беcтоковую паузу. Вынос трансформаторов напряжения на ВЛ приводит к быстрому саморазряду ВЛ через активное сопротивление обмоток (рис. 1.24). В сухую погоду при tапв=0,4с в бестоковую паузу заряд стекает до 60−70 %. Рис. 1.24. Включение трансформаторов напряжения на ВЛ Ограничение перенапряжений переходного процесса Вентильные разрядники. Большинство разрядников II-IV групп защищают только от грозовых перенапряжений. Речь идет о комбинированных разрядниках РВМК. Ограничение коммутационных перенапряжений для разрядника – очень тяжелый режим, дуга загорается несколько раз. Уровень изоляции электроустановок U≥330 кВ определяется именно вентильными разрядниками, а возможные кратности перенапряжений (К=3) уменьшаются до значений, указанных в табл. 1.1. Шунтирующие сопротивления в выключателях. На рис. 1.25 приведена схема выключателя с шунтирующим сопротивлением. Рис. 1.25. Схема выключателя с шунтирующим сопротивлением При включении линии первыми замыкаются вспомогательные контакты ВК, вводя последовательно с линией RШ, затем через 1,5…2 периода промышленной частоты включаются главные контакты ГК. При отключении первыми размыкаются ГК, затем ВК. Выбор RШ должен производиться исходя из обоих этапов. При перенапряжения будут небольшими на обоих этапах. Управление моментом включения выключателя. При срабатывании АПВ самым неблагоприятным моментом включения выключателя является момент, когда по разную сторону от контактов напряжения противоположны. А самым благоприятным – когда эти напряжения равны. Если в такой момент замкнуть контакты, то перенапряжения будут минимальны. На рис. 1.26 приведены расчетные коэффициенты перенапряжения при благоприятном и неблагоприятном моментах включения [5]. Рис. 1.26. Коэффициент перенапряжения в зависимости от частоты собственных колебаний контура: 1− при неблагоприятном; 2− при благоприятном моментах включения 2. ИЗОЛЯЦИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ 2.1. Основные виды электрической изоляции и координация изоляции 2.1.1. Основные виды 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. Несмотря на его сравнительно низкую электрическую прочность всего ЕПР =1…30 кВ/см, воздушная изоляция имеет ряд достоинств: малая стоимость, отсутствие старения, способность восстанавливать свои изолирующие свойства после погасания разряда. Внутренней изоляцией называются части изоляционной конструкции, в которых изолирующей средой являются жидкие, твердые или газообразные диэлектрики или их комбинации, не имеющие прямых контактов с атмосферным воздухом. Длительная практика создания и эксплуатации различного высоковольтного оборудования показывает, что во многих случаях весь комплекс требований наилучшим образом удовлетворяется при использовании в составе внутренней изоляции комбинации из нескольких материалов, дополняющих друг друга и выполняющих несколько различные функции. Так только твердые диэлектрические материалы обеспечивают механическую прочность изоляционной конструкции; обычно они имеют и наиболее высокую электрическую прочность. Высокопрочные газы и жидкие диэлектрики легко заполняют изоляционные промежутки любой конфигурации, в том числе тончайшие зазоры, поры и щели, чем существенно повышают электрическую прочность, особенно длительную. Наиболее широкое распространение получили следующие виды изоляции. Бумажно-пропитанная изоляция. Исходными материалами для изготовления бумажно-пропитанной изоляции (БПИ) служат специальные электроизоляционные бумаги и минеральные (нефтяные) масла (бумажно-масляная изоляция) или синтетические жидкие диэлектрики. Бумажно-пленочная изоляция обладает более высокой кратковременной и длительной электрической прочность. Недостатками БПИ являются невысокая допустимая рабочая температура (не более 90 °С) и горючесть. Маслобарьерная изоляция (МБИ). Основу этой изоляции составляет минеральное трансформаторное масло, которое надежно заполняет изоляционные промежутки между электродами любой сложной формы и обеспечивает хорошее охлаждение конструкции за счет конвективного или принудительного движения. Достоинствами МБИ являются относительная простота конструкции и технологии, интенсивное охлаждение активных частей оборудования, а также возможность восстановления качества изоляции в эксплуатации путем сушки и замены масла. Основные недостатки МБИ − меньшая, чем у бумажно-масляной изоляции, электрическая прочность, пожаро-и взрывоопасность конструкции. Маслобарьерная изоляция используется в качестве главной в силовых трансформаторах от 10 до 1150 кВ, в автотрансформаторах и реакторах высших классов напряжения. Изоляция на основе слюды. На основе слюды выполняется высоковольтная изоляция класса нагревостойкости В с допустимой рабочей температурой 130 °С для статорных обмоток крупных электрических машин. Основными исходными материалами служат микалента или стеклослюдинитовая лента. Пластмассовая изоляция в промышленных масштабах используется пока только в силовых кабелях на напряжения вплоть до 220 кВ и в импульсных кабелях. Основным диэлектрическим материалом в этих случаях является полиэтилен низкой и высокой плотности. Газовая изоляция. Для выполнения газовой изоляции в высоковольтных конструкциях используются азот, двуокись углерода и элегаз. Наиболее перспективным является элегаз. Он имеет наибольшую среди указанных газов электрическую прочность, высокие дугогасящие свойства и является хорошей теплоотводящей средой. Основной областью применения элегазовой изоляции являются герметизированные распределительные устройств (ГРУ) на напряжения 110 кВ и выше. На оборудование, работающее в электрических сетях, воздействуют следующие виды напряжения: рабочее напряжение; внутренние перенапряжения; грозовые перенапряжения. Рабочее напряжение. В России электрические сети подразделяются на классы напряжения, которые совпадают с номинальным линейным напряжением сети Uном. ГОСТ 1516.3-96 устанавливает для каждого класса напряжения наибольшее рабочее напряжение (линейное) Uраб.наиб, которое равно Uраб.наиб = kp∙Uном, причем значение kp принимается 1,05−1,2. Внутренние перенапряжения. Наиболее важной характеристикой перенапряжения является максимальное значение Umax или кратность kn по отношению к амплитуде наибольшего рабочего фазного напряжения Uраб.наиб Для оборудования подстанций вводится понятие о расчетной кратности внутренних перенапряжений kpк., для которой появление перенапряжений с большей кратностью маловероятно (1 раз в 50−100 лет). Значение расчетной кратности внутренних перенапряжений выбирается из технико-экономических соображений с учетом характеристик защитных устройств. Грозовые перенапряжения. При ударе молнии в провод линии электропередачи или при ударе молнии в грозозащитный трос или опору и перекрытии гирлянды изоляторов с опоры на провод по проводу начинает распространяться волна, набегающая на подстанцию. Расчетные значения напряжений, воздействующих на изоляцию оборудования при грозовых перенапряжениях UВОЗД. ГРОЗ = kГРОЗ∙UОСТ РАЗР, где UОСТ РАЗР − остаюшееся напряжение на разряднике при токах координации; kГРОЗ − коэффициент, учитывающий перепад напряжения между разрядником (ОПН) и защищенным объектом. 2.1.2. Координация изоляции При проектировании линий электропередачи и выборе изоляции оборудования подстанций необходимо обеспечить рациональную с экономической точки зрения надежность работы изоляции с учетом характеристик защитных аппаратов (ОПН, разрядников) и других применяемых способов ограничения перенапряжений. Под координацией изоляции понимается установление и поддержание в эксплуатации необходимого соотношения между электрической прочностью изоляции и значениями воздействующих на нее электрических (рабочего напряжения, грозовых и внутренних перенапряжений) и неэлектрических факторов (температуры, влажности, загрязнения, давления, механических нагрузок и др.). При этом может быть допущена некоторая достаточно малая с точки зрения практика экономически оправданная вероятность повреждения изоляции или перерыв в электроснабжении наименее ответственных электроприёмников. При координации изоляции должны быть обеспечены: - требуемые электрические параметры оборудования; - требуемый ресурс (срок службы) при рабочем напряжении; - достаточная электрическая прочность при воздействии грозовых и внутренних перенапряжений; - достаточная механическая прочность при всех возможных рабочих и аварийных нагрузках; - требуемая надежность; - оптимальная стоимость; - по возможности минимальные размеры и масса; - технологичность изготовления изоляции и всего оборудования в целом; - простота ремонта (ремонтопригодность); - безопасность обслуживания. При изготовлении изоляции не следует иметь излишне дорогие и чрезмерно надежные конструкции, которые технически устаревают, не выработав своего ресурса. Не следует стремиться также к чрезмерно дешевым и сравнительно ненадежным изоляционным конструкциям. Это может привести к большой аварийности и серьезным последствиям. Выбор того или иного варианта должен производиться, как отмечалось, технико- экономическими расчетами, включающими капитальные затраты, издержки и ущербы от выхода изоляционной конструкции из строя. В России расчетная электрическая прочность или уровни изоляции высоковольтного оборудования задаются по ГОСТ 1516.3-96, который устанавливает для каждого класса напряжения испытательные напряжения промышленной частоты и импульсные испытательные напряжения, и ГОСТ 1516.2-97, регламентирующим методику проведения испытаний. Различен подход к координации изоляции электрооборудования и изоляции линий. Это вызвано двумя обстоятельствами: - линии, главным образом имеют самовосстанавливающуюся изоляцию, в то же время электрооборудование подстанций имеет несамовосстанавливающуюся изоляцию; - технические и экономические последствия от повреждений изоляции подстанций и линий значительно отличаются друг от друга. Координация изоляции производится при различных электрических воздействиях: при рабочем напряжении, при грозовых и внутренних перенапряжениях. Координация изоляции линий электропередачи Выбор линейной изоляции при рабочем напряжении допускает весьма малое среднее число перекрытий внешней изоляции воздушных промежутков и линейных изоляторов в течении допустимого срока службы по условиям пробоя твердого изоляционного материала изолятора (фарфор, стекло, стеклопластик). При этом должны быть учтены загрязнение и увлажнение внешней изоляции, и старение твердой изоляции изоляторов под воздействием электромеханической нагрузки. Координация изоляции при длительных квазистационарных перенапряжениях предусматривает такое сочетание характеристик изоляции и защитных устройств, при которых обеспечивается достаточно малая вероятность перекрытия внешней изоляции с учетом влияния загрязнения и увлажнения на ее электрическую прочность. Координация изоляции при коммутационных перенапряжениях в целом должна выполняться на основании технико-экономического обоснования. Однако в качестве первого приближения допускают, например, что среднее число перекрытий изоляции линий типовой длины примерно равно 1 раз в течение 10 лет. Координация линейной изоляции при коммутационных перенапряжениях должна, вообще говоря, основываться на статистическом технико-экономическом анализе. В качестве первого приближения на основании ряда технико-экономических расчетов можно принимать среднее число перекрытий изоляции линии типовой длины примерно 1 раз в течение 10 лет. Координация изоляции подстанций Координация изоляции воздушных промежутков, подвесных и опорных изоляторов при рабочем напряжении и перенапряжениях осуществляется по тем же принципам, что и для линейной изоляции, но со значительно более высоким показателем надежности (примерно один отказ в 50…100 лет). Координация внутренней изоляции электрооборудования при рабочем напряжении предполагает такой выбор напряженностей, при котором обеспечивается срок ее службы с учетом старения в эксплуатационных условиях. Координация изоляции электрооборудования при внутренних перенапряжениях в настоящее время заключается в выборе наиболее целесообразных значений одноминутного испытательного напряжения промышленной частоты; испытательного напряжения коммутационным импульсом, а для внешней изоляции, кроме того, в выборе выдерживаемого напряжения при плавном подъеме в сухом состоянии и под дождем. Значения испытательных напряжений для оборудования на напряжение 3−500 кВ приведены в ГОСТ 1516.3-96. Координация изоляции электрооборудования при грозовых импульсах перенапряжениях заключается в выборе импульсных испытательных напряжений изоляции с учетом характеристик вентильных грозозащитных разрядников и ОПН, расстояния между оборудованием и разрядником и длины защищенного подхода линии к подстанции. При этом должен быть обеспечен сравнительно высокий показатель надежности грозозащиты (примерно одно отключение в 100 лет). 2.2. Изоляция воздушных линий электропередачи Основной изоляцией воздушных линий (ВЛ) служит атмосферный воздух. Разрядные напряжения воздушных промежутков зависят от их длины, формы электродов, метеорологических условий, длительности воздействия и скорости нарастания напряжения. Линейные изоляторы по конструкции разделяются на тарельчатые, штыревые и стержневые (рис. 2.1). Рис. 2.1. Линейные изоляторы: а − штыревой; б − тарельчатый; в − стержневой фарфоровый; г − стержневой стеклопластиковый Тарельчатые и штыревые изоляторы изготавливают из электротехнического фарфора или закаленного стекла, стержневые − из высокопрочного фарфора или полимеров, В последнее время тарельчатые изоляторы, в основном, выпускают из закаленного стекла. В ряде европейских стран нашли применение длинностержневые изоляторы из высокопрочного фарфора, которые практически не пробиваются. Так как фарфор работает в длинностержневых изоляторах на растяжение, то их механическая прочность меньше тарельчатых. Распределение напряжения вдоль гирлянды изоляторов. Электрическое поле провода на опоре определяется близостью земли, заземленных траверсы и стойки или стоек опоры. Наличие гирлянды несущественно искажает общую картину электрического поля, однако распределение напряжения вдоль гирлянды зависит от параметров изоляторов. Изоляторы в сухом состоянии представляют собой конденсаторы, емкость которых изменяется от 25 до 80 пФ. Металлические части изоляторов обладают, кроме того, емкостями относительно земли, провода и других изоляторов. Поскольку частичные емкости изоляторов относительно земли больше, чем относительно провода и соизмеримы со «сквозной» емкостью гирлянды Сг распределение напряжения по изоляторам неравномерно и наибольшее падение напряжения приходится на ближайшие от провода изоляторы. С увеличением длины гирлянды ее сквозная емкость уменьшается, а емкость относительно земли возрастает, что приводит к еще более неравномерному распределению напряжения. Для примера на рис. 2.2 приведено распределение напряжения в процентах по изоляторам гирлянды для ВЛ 500 кВ. Рис. 2.2. Зависимость напряжения на изоляторе ΔU от напряжения на гирлянде из 22 изоляторов ПС120 ВЛ 500 кВ от порядкового номера изолятора при отсчете от провода Для выравнивания распределения напряжения по длине натяжных гирлянд применяют тороидальные экраны, которые практически не изменяют разрядных напряжений гирлянды, но устраняют радиопомехи. В некоторых случаях для выравнивания распределения напряжения гирлянду около провода расщепляют на две, тем самым увеличивают эквивалентную сквозную емкость расщепленного участка гирлянды. Выровнять распределение напряжения можно также путем применения изоляторов с полупроводящим покрытием При выборе изоляции в первую очередь необходимо обеспечить безопасность людей, животных и механизмов, передвигающихся под линиями и вблизи оборудования подстанций. Практика проектирования ВЛ показала, что с экономической точки зрения целесообразно выбирать изоляцию из условия ее надежной и безопасной работы при рабочем напряжении. Если при расчете по коммутационным и грозовым перенапряжениям длины гирлянд изоляторов получаются больше рассчитанных из условия надежной работы по рабочему напряжению, то необходимо при проектировании электропередачи предусмотреть мероприятия, которые снижают перенапряжения (применение реакторов, ограничителей перенапряжений, выключателей с шунтирующими сопротивлениями, грозозащитных тросов и др.) до уровня, при котором обеспечивается надежная работа изоляции при коммутационных и грозовых перенапряжениях. Существуют два пути выбора изоляции. Первый предназначается для обычных линий электропередачи и подстанций и производится по ПУЭ и другим нормативным документам, которые были сформулированы в результате обобщения многолетнего опыта эксплуатации и специально организованных научно-исследовательских работ. Второй применяют для нестандартных линий электропередачи и основывается на статистическом или комбинированном методах выбора изоляции. Поскольку с уменьшением давления воздуха влагоразрядные напряжения загрязненных изоляторов снижаются, при выборе изоляции воздушных линий 110−750 кВ, проходящих на высотах от 1 до 2, от 2 до 3 и от 3 до 4 км, удельная длина пути утечки должна быть увеличена на 5, 10 и 15 % соответственно. Число изоляторов в гирлянде изменяется в следующих пределах табл. 2.1. Таблица 2.1 Uном, кВ 110 220 330 500 Длина гирлянды, м 1,3−1,7 2,3−2,5 2,9−3,5 4,3−4,5 Число изоляторов в гирлянде, шт 6−8 10−14 15−21 21−29 Выбор изоляции линии на деревянных опорах имеет особенности. В настоящее время деревянные опоры используются на линиях с номинальным напряжением до 220 кВ; сооружение таких линий обходится дешевле, чем линий на металлических опорах. У нас в стране длина линий на деревянных опорах составляет примерно одну треть общей протяженности сетей напряжением 35 кВ и выше. Участки деревянных траверс на опорах оказываются соединенными последовательно с гирляндами изоляторов. Однако общая электрическая прочность такой комбинированной изоляции получается существенно ниже суммы прочностей отдельно взятых ее элементов. Объясняется это сложным характером распределения напряжения между гирляндой и участком траверсы, зависящим к тому же от формы воздействующего напряжения. По данным ВНИИЭ деревянная траверса увеличивает мокроразрядное напряжение линейной изоляции на 15…20 %. Этого вполне достаточно, чтобы сократить количество изоляторов в гирляндах на один элемент. На линиях 35−220 кВ с деревянными опорами количество изоляторов в гирляндах принимается на один меньше, чем на металлических опорах. 2.3. Наружная изоляция подстанций высокого напряжения 2.3.1. Изоляторы и изоляционные конструкции открытого распределительного устройства (ОРУ) Наружная изоляция подстанции состоит из воздушных промежутков, изоляторов и изоляционных конструкций. В ОРУ для крепления на порталах проводов, шин, аппаратов применяют подвесные линейные изоляторы. Для изолированного жесткого крепления шин или элементов аппаратов, находящихся под высоким напряжением, применяют опорные изоляторы или изоляционные конструкции, которые устанавливают для обеспечения безопасности обслуживающего персонала на железобетонных подножниках высотой 2,5 м. Опорные изоляторы разделяют на стержневые, штыревые и полые (рис.2.3.). а) б) в) Рис. 2.3. Опорные изоляторы наружной установки: а − опорный стержневой на 110 кВ; б − колонка из двух опорно-штыревых изоляторов на 35 кВ; в − опорный полый изолятор для шинных опор на 500 кВ Опорные стержневые изоляторы по конфигурации изолирующей детали практически сходны с конфигурацией стержневых линейных изоляторов. Существует лишь различие в конфигурации фланцев и диаметре стержня изоляторов. Поскольку опорные изоляторы должны выдерживать большие изгибающие усилия, диаметр опорных изоляторов больше, чем у линейных. У нас в стране стержневые изоляторы выпускают на номинальное напряжение не более 110 кВ и имеют минимальную разрушающую силу на изгиб не более 1600 Н, штыревые изоляторы – на номинальное напряжение не более 35 кВ и разрушающую силу на изгиб не более 2000 Н. При необходимости иметь изолятор на большее напряжение изоляторы собирают в колонку. Однако при этом уменьшается пропорционально числу изоляторов в колонке минимальная разрушающая сила на изгиб, в то время как изгибающий момент растет, поэтому на напряжение UНОМ = 330 кВ и выше применяют высоковольтные изоляционные конструкции в виде треног или параллелепипедов, собранных из стержневых изоляторов. Для повышения механической прочности треноги имеют пояса жесткости. В последние годы для увеличения механической прочности на изгиб идут по пути увеличения диаметра изолятора. По техническим причинам и для уменьшения веса изоляторы выполняют с внутренней полостью. Основным недостатком полых изоляторов является их малая надежность при длительной эксплуатации из-за перекрытий по внутренней гладкой поверхности изолятора, которые возникают в результате конденсации влаги внутри изолятора при его охлаждении. Выбор расстояний между электрооборудованием ОРУ подстанции производится не только по разрядным характеристикам изоляторов или воздушных промежутков, но и с учетом ряда других факторов. В частности, необходимо устранить возможность переброса дуги короткого замыкания на другие цепи, возможность возникновения пожара при выбросе газа и т. д., но в первую очередь необходимо обеспечить безопасность людей, которые могут оказаться около электрооборудования. Компоновка ОРУ должна быть выбрана так, чтобы при отключении одной цепи ОРУ можно было безопасно осматривать, ремонтировать или заменять поврежденное оборудование без нарушения нормальной работы соседних цепей. 2.3.2. Изоляционные конструкции с газовой изоляцией Повышение давления газа является одним из путей увеличения его электрической прочности. При достаточно высоком давлении электрическая прочность газа выше широко применяемых в электротехнической промышленности трансформаторного масла и электротехнического фарфора. Наиболее широкое применение нашел элегаз − шестифтористая сера SF6 поскольку он не горюч, обладает хорошей теплопроводностью, хорошей дугогасительной способностью, относительно низкой температурой сжижения, не токсичен. Однако продукты его разложения токсичны и могут оказывать вредное химическое воздействие на материал электродов и твердой изоляции. В качестве изоляции элегаз при повышенном давлении находит применение как в электрофизических, так и в электроэнергетических установках. Например, в последние 20 лет вес тире применяют герметизированные распределительные устройства (ГРУ), которые имеют ряд важных преимуществ перед ОРУ: 1. Все элементы, находящиеся под напряжением, расположены внутри заземленного корпуса, что повышает безопасность работы обслуживающего персонала и существенно уменьшает размеры распределительного устройства. 2. Герметизированные распределительные устройства могут быть установлены в подвалах зданий или специальных помещениях под землей, что особенно важно при строительстве или расширении распределительных устройств в черте города, поскольку в крупных городах трудно отыскать свободную площадь под открытую подстанцию. Кроме того, ОРУ нарушают архитектурный ансамбль города, создают повышенные радиопомехи, в то время как ГРУ работают практически бесшумно и не создают радиопомех. 3. Изоляция ГРУ непосредственно не контактирует с атмосферой и поэтому надежность ее работы не зависит от погодных условий и загрязненности атмосферы. Для получения высоких разрядных напряжений газовою промежутка конструкция элементов ГРУ должна быть такой, чтобы электрическое поле между электродами было близким к однородному. Для этой цели соединительные шины выполняют в виде коаксиальных соосных цилиндров. 2.4. Проходные изоляторы Проходные изоляторы (вводы) используются в местах, где токоведущие части проходят через стены или перекрытия зданий, через ограждения электроустановок или вводятся внутрь металлических корпусов оборудования. Проходными изоляторами обычно называются фарфоровые изоляторы на напряжения до 35 кВ с относительно простой внутренней изоляцией. Типичные конструкции проходных изоляторов на напряжения 6 и 35 кВ для внутренней и наружной установки показаны на рис. 2.4. Рис. 2.4. Проходные изоляторы: а, б — для внутренней установки; в и г − для наружной установки; а и в — на 6 кВ, б и г — на 35 кВ и ввод на напряжение 35 кВ (д) Проходные изоляторы состоят из изоляционного фарфорового тела, токоведущего стержня и фланца, с помощью которого изолятор укрепляется на стене, перекрытии или ограждении. Между токоведущим стержнем и изоляционным телом в фарфоровых изоляторах остается воздушная полость. Проходные изоляторы для наружной установки отличаются более развитой поверхностью той части изолятора, которая располагается вне помещения. Вводами называются проходные изоляторы на напряжения 35 кВ и выше с более сложной внутренней изоляцией. Вводы применяются в качестве проходных изоляторов трансформаторов, выключателей и других аппаратов. По типу выполнения изоляции проходные изоляторы бывают: − фарфоровые (электротехническая керамика); − бумажно-бакелитовые; − маслобарьерные; − бумажно-масляные (конденсаторного типа); − из закаленного стекла; – полимерные. Для аппаратов на напряжение 35 кВ традиционно использовались бумажно-бакелитовые вводы (рис. 2.4д). Они изготовляются путем намотки на токоведущий стержень изоляционного тела из бумаги, смазанной бакелитовой смолой. Недостатком бумажно-бакелитовых изоляторов является малая влагостойкость, обусловленная их слоистым строением, и низкая стойкость к разрядам по поверхности. Поэтому такие изоляторы, предназначенные для наружной установки, помещают в фарфоровые покрышки, а пространство между покрышкой и бумажно-бакелитовым изоляционным телом заливают специальной мастикой. В настоящее время получили распространение полимерные проходные изоляторы (например, марки ИППУ). Преимуществом полимерных проходных изоляторов является отсутствие хрупкости и стойкость к динамическим ударным воздействиям, например при токах КЗ, устойчивая работа в условиях сильного загрязнения. Изоляторы ИППУ расчитаны для работы в жестких условиях, в частности на открытом воздухе. Вводы на напряжения 110 кВ и выше выполняются только заполненными маслом, т. е. с маслобарьерной или бумажно-масляной внутренней изоляцией. Основные достоинства маслобарьерных проходных изоляторов: простота конструкции и хорошее охлаждение. Кроме того, их можно ремонтировать (сменить масло, высушить). Однако из-за относительно невысокой кратковременной электрической прочности маслобарьерной изоляции они имеют большие радиальные размеры. Для аппаратов и трансформаторов на напряжения 110 кВ и выше в последние годы преимущественное применение получили вводы с бумажно-масляной изоляцией. Основной внутренней изоляцией в нем является пропитанный маслом бумажный остов, намотанный на токоведущий стержень. В бумажном остове располагаются дополнительные электроды, регулирующие электрическое поле. 2.5. Изоляция силовых трансформаторов Изоляция силовых трансформаторов разделяется на внешнюю (воздушную) и внутреннюю. Внешняя изоляция трансформаторов состоит из воздушных промежутков: между вводами и заземленным баком, между вводами различных обмоток, а также вдоль фарфоровых покрышек вводов. Ее выбор производят аналогично выбору соответствующей изоляции любого другого подстанционного электрооборудования. К внутренней изоляции относят: − изоляцию обмоток; − масляной части вводов; − отводов и вспомогательных устройств (например, переключателей). Изоляцию обмоток разделяют на главную и продольную. К главной изоляции относят: − изоляцию между обмотками; − изоляцию между обмоткой и магнитопроводом; − изоляцию между наружными обмотками двух соседних стержней магнитопровода (междуфазовую); − изоляцию наружной обмотки от стенки бака. К продольной изоляции относят витковую изоляцию между катушками или слоями витков. Габариты и конструкция продольной изоляции определяются грозовыми перенапряжениями. С целью снижения напряжения на продольной изоляции при импульсных воздействиях применяют емкостные экраны и так называемые переплетенные обмотки, в которых витки соединяются друг с другом в определенной последовательности. При этом соседние витки оказываются под существенно разными потенциалами, и снижение импульсных напряжений достигается ценой увеличения рабочего напряжения на продольной изоляции. Однако это позволяет все же несколько уменьшить габариты продольной изоляции. Основные габариты главной изоляции трансформаторов до последнего времени также определялись грозовыми перенапряжениями. Однако сейчас ситуация существенно изменилась в связи с широким внедрением в электрических системах номинальных напряжений 330 кВ и выше, для которых основное значение приобретают внутренние перенапряжения. Если перенапряжения этого вида удастся эффективно ограничить, на первый план выступит длительная электрическая прочность, которая, видимо, уже в недалеком будущем станет определяющим фактором при выборе изоляционных расстояний в главной изоляции трансформаторов. На конструкцию изоляции трансформаторов сильное влияние оказывает то обстоятельство, что в активных частях трансформатора, т. е. в меди обмоток и в магнитопроводе, при работе выделяется большое количество тепла. Это заставляет выполнять изоляцию так, чтобы можно было непрерывно охлаждать активные части. В современных силовых трансформаторах в качестве главной используется преимущественно маслобарьерная изоляция, а на отдельных участках, например на отводах, применяется изолирование. Продольная изоляция выполняется бумажно-масляной либо с помощью изолирования и покрытия витков и катушек обмотки. Маслобарьерная изоляция обладает достаточно высокой кратковременной электрической прочностью и позволяет интенсивно охлаждать конструкцию за счет циркуляции масла. Для того чтобы барьеры были эффективными, они должны располагаться перпендикулярно силовым линиям электрического поля. В проходных изоляторах, где электрическое поле в основном радиальное, это без труда достигается путем применения цилиндрических барьеров. В трансформаторах электрическое поле имеет сложную конфигурацию, поэтому приходится применять комбинацию барьеров разной формы. В трансформаторах в основном применяют три типа барьеров: цилиндрический барьер, плоская шайба и угловая шайба. Количество картонных барьеров и их расположение различаются в зависимости от номинального напряжения и от конструкции трансформатора. Для улучшения конфигурации электрического поля на краю обмотки и выравнивания начального распределения напряжения вдоль по обмотке при грозовых перенапряжениях у катушек входной зоны обмотки ставят емкостное кольцо, увеличивающее емкость между этими катушками и точкой входа в обмотку. Емкостное кольцо должно иметь разрыв с целью устранения тока в контуре кольца. На рис. 2.5 приведена конструкция маслобарьерной изоляции трансформатора 35 кВ. Главная изоляция между обмотками низшего НН высшего ВН напряжений трансформаторов 3−35 кВ состоит из двух масляных каналов, разделенных барьером – бакелитовым цилиндром толщиной 3–6 мм. Главное изоляционное расстояние между обмотками обычно составляет 15–27 мм и определяется конструктивными и технологическими требованиями. Рис. 2.5. Конструкция изоляции трансформатора 35 кВ: 1 – магнитопровод: 2 – бакелитовые цилиндры; 3 – щитки из электрокартона Распределение импульсного напряжения по обмотке при грозовых перенапряжениях может быть улучшено также за счет увеличения продольной емкости между катушками и витками обмотки. Это достигается путем использования переплетенной обмотки. Более высокой электрической прочностью по сравнению с маслобарьерной изоляцией обладает бумажно-масляная изоляция. В связи с этим в последние годы интенсивно изучается возможность использования бумажно-масляной изоляции в качестве главной изоляции трансформаторов, что позволило бы уменьшить габариты изоляции и трансформаторов в целом. Последнее обстоятельство имеет особо важное значение для наиболее мощных трансформаторов, габариты которых затрудняют их транспортировку. Основная трудность применения бумажно-масляной изоляции в силовых трансформаторах − охлаждение. 2.6. Изоляция силовых кабелей высокого напряжения Электрические кабели − это гибкие изолированные проводники, снабженные защитными оболочками, которые предохраняют изоляцию от внешних механических и иных воздействий. Основными элементами силовых кабелей являются проводники−жилы, изоляция по отношению к земле и между жилами, герметичная оболочка и защитные покровы. Для герметизации используется оболочка из свинца, алюминия, полиэтилена или поливинилхлоридного пластиката, а для защиты от механических повреждений − броня из стальных лент или проволок; защита металлической оболочки и брони от коррозии производится с помощью лент кабельной бумаги или пряжи, пропитанных битумом. В качестве пропитывающего состава в кабелях с бумажной изоляцией применяются вязкие пропитки (маслоканифольный компаунд), нефтяные или синтетические кабельные масла. Маслоканифольный компаунд применяется обычно в кабелях до 35 кВ включительно. Это упрощает конструкцию кабельных линий, так как добавление канифоли в нефтяное масло приводит к существенному увеличению вязкости пропитывающего состава, благодаря чему пропиточная масса в условиях нормальной эксплуатации не вытекает через концевые разделки кабеля. Кроме того, присутствие канифоли увеличивает стойкость масла против окисления. Кабели с вязкой пропиткой до напряжения 10 кВ включительно чаще всего выполняются трехжильными с поясной изоляцией и секторными жилами. На рис. 2.6а приведена конструкция кабеля на напряжение 10 кВ. Секторная форма жилы обеспечивает более полное использование объема под металлической оболочкой, а поясная изоляция увеличивает изоляций относительно оболочки без увеличения изоляции между жилами. Для увеличения механической прочности поверх свинцовой оболочки накладывается броня из двух стальных лент, наматываемых в противоположные стороны и защищенных от коррозии битумным покровом. а) б) Рис. 2.6. Трехжильные кабели с вязкой пропиткой: а − с поясной изоляцией и секторными жилами на 10 кВ; б −с отдельно освинцованными жилами на 35 кВ; 1 − токоведущая жила; 2 − изоляция жил; 3 − поясная изоляция: 4 − джутовое заполнение; 5 - свинцовая оболочка; 6 − броня; 7 − антикоррозийный покров; 8 − экран из полупроводящей бумаги При напряжениях 20 и 35 кВ применяются кабели с отдельно освинцованными или экранированными жилами (рис. 2.6б), в которых для увеличения рабочей напряженности обеспечивается наличие только радиальных напряженностей электрического поля. В маслонаполненных кабелях на напряжение 110 кВ и выше изоляция пропитывается нефтяным маслом, имеющим значительно меньшую вязкость, чем масло канифольный компаунд. Возможность перемещения масла вдоль кабеля при нагревании и охлаждении обеспечивает компенсацию тепловых расширений и поддержание требуемого давления в кабеле при помощи специальных баков давления, в которые поступает избыточный объем масла при нагреве кабеля. При охлаждении масло уходит обратно в кабель. Эти баки представляют собой гофрированные сосуды, наполненные маслом, в которых поддерживается определенное давление. Обычно баки давления ставят у концевых муфт кабеля и распределяют по длине кабеля у стопорных муфт, обеспечивающих электрический контакт и не передающих давление масла из одного отрезка кабеля в другой. По величине давления маслонаполненные кабели разделяются на кабели низкого давления − до 0,5 МПа и высокого давления − до 1,5 МПа на поверхность кабеля накладываются специальные проволоки скольжения. Конструкция кабеля низкого давления на напряжение 110 кВ приведена на рис. 2.7а. Кабель имеет пустотелую жилу 2, по каналу 1 которой масло может свободно перемещаться и вытесняться в баки давления. Увеличение давления требует упрочнения свинцовой оболочки, что обычно осуществляется наложением на нее синтетических или бронзовых лент или стальных оцинкованных проволок, поэтому кабели высокого давления в ряде случаев выполняются в стальном трубопроводе (рис. 2.7б), где прокладываются три одножильных кабеля с изоляцией из пропитанной бумаги и снабженных поверх изоляции металлическим экраном. Эти кабели выполняются или в свинцовых оболочках, которые снимаются при протяжке в трубопровод, или в эластичных покрытиях (полиэтиленовых оболочках), которые остаются на кабелях после прокладки. а) б) Рис. 2.7. Маслонаполненные кабели: а − маслонаполненный кабель низкого давления 110 кВ: 1 − маслопроводящий канал; 2 − токоведущая жила; 3,5 − экраны из лент полупроводящей бумаги; 4 − изоляция из бумаги; 6 −оболочка из свинца; 7−11, 13- защитные покровы; 12 − броня из стальных и медных проволок; б − маслонаполненный кабель 220 кВ высокого давления в стальной трубе: 1 − токоведущая жила, 2 − изоляция из кабельных бумаг; 3 − медные ленты; 4 − полукруглые проволоки скольжения; 5 − кабельное масло; 6 − стальная труба; 7 − антикоррозийный защитный покров Время маслонаполненного кабеля на напряжение 35–500 кВ ушло в прошлое. В связи с тем, что маслонаполненные кабели имеют ряд серьезных недостатков, практически во всем мире, в т.ч. и в России, в новых проектах по строительству кабельных линий высокого напряжения применяются только кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ-изоляцией). Полный переход на кабели с изоляцией из СПЭ взамен маслонаполненных кабелей обусловлен рядом неоспоримых преимуществ: 1. Более высокая надежность в эксплуатации. 2. Меньшие расходы на реконструкцию и содержание кабельных линий. 3. Низкие диэлектрические потери (коэффициент диэлектрических потерь 0,001 вместо 0,008). 4. Высокая стойкость к повреждениям. 5. Большая пропускная способность за счет увеличения допустимой температуры нагрева жил: длительной (90° С вместо 70° С), при перегрузке (130° С вместо 90° С). 6. Более высокий ток термической стойкости при коротком замыкании (250° С вместо 200° С). 7. Низкое влагопоглощение, обеспеченное различными уровнями герметизации. 8. Меньший вес, диаметр и радиус изгиба, что облегчает прокладку на сложных трассах. 9. Возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней. 10. Экологичный монтаж и эксплуатация (отсутствие свинца, масла, битума). Технология создания кабельной изоляции из сшитого полиэтилена появилась в 70-х годах XX века. Сшивка – создание пространственной решетки за счет образования продольнопоперечных связей между макромолекулами полимера. По сочетанию физических и электрических свойств, сшитый полиэтилен идеально подходит для изоляции кабелей среднего, высокого и сверхвысокого напряжения. Рис. 2.8. Кабель ПвБП из сшитого полиэтилена на напряжение 35 кВ Элементы конструкции: 1 – центральное заполнение из жгута; 2 – круглая многопроволочная токопроводящая жила из меди, 3 – экран по жиле из экструдируемого электропроводящего сшитого полиэтилена; 4 – изоляция из сшитого полиэтилена (Пв); 5 – экран по изоляции из экструдируемого электропроводящего сшитого полиэтилена; 6 – разделительный слой из ленты электропроводящей крепированной бумаги; 7 – экран из медных проволок, скрепленных медной лентой; 8 – межфазное заполнение из мелонаполненной невулканизированной резиновой смеси; 9 – внутренняя оболочка из полиэтилена (для бронированных кабелей); 10 – броня из стальных оцинкованных лент; 11 – оболочка из полиэтилена (П). Кабель с СПЭ-изоляцией на напряжение 6, 10, 20 и 35 кВ состоит из круглой медной или алюминиевой многопроволочной жилы, полупроводящего слоя по жиле, изоляции из сшитого полиэтилена, электропроводящего слоя по изоляции, подушки из электропроводящей ленты, экрана из медных проволок и медной ленты, разделительного слоя из электропроводящей ленты, полиэтиленовой оболочки из полиэтилена повышенной твердости или оболочки из ПВХ пластиката пониженнной горючести, либо ПВХ пластиката пониженнной горючести с пониженным дымо- и газовыделением или из полимерной композиции не содержащей галогенов. Для обеспечения продольной герметизации экрана подушка и разделительный слой могут быть изготовлены из водоблокирущих электропроводящих лент. Кабели с индексом «2г» помимо продольной герметизации экрана имеют поперечную герметизацию из алюмополимерной ленты, сваренной с полиэтиленовой или ПВХ оболочкой. Такая конструкция создает эффективный диффузионный барьер, препятствующий проникновению паров воды, а наружная оболочка из черного полиэтилена служит как механическая защита. Для соединения отрезков кабеля в линию используют соединительные муфты, а для присоединения концов кабеля к шинам распределительных устройств или аппаратов – концевые муфты. Устройство кабельных муфт и их изоляции зависит, естественно, от конструкции кабеля. Однако во всех случаях учитывается то обстоятельство, что монтаж выполняется в полевых условиях и изоляция в муфтах имеет более низкое качество, чем в самом кабеле. Поэтому изоляционные расстояния в муфтах увеличиваются. 2.7. Изоляция силовых конденсаторов Силовые конденсаторы применяют в силовых сетях промышленной частоты высокого и низкого напряжения, в силовых устройствах повышенных частот, а также в установках постоянного и импульсного напряжения. В герметизированном корпусе расположены плоскопрессованные рулонные секции, стянутые в пакет между металлическими щеками с помощью хомутов. Между секциями установлены изолирующие прокладки из электрокартона. Изоляция от корпуса выполнена из электрокартона или кабельной бумаги. Внутренний объем конденсатора заполнен пропитывающим составом. Устройство силового конденсатора для повышения коэффициента мощности схематически показано на рис. 2.8. Рис. 2.8. Схематическое устройство силового конденсатора для повышения коэффициента мощности: 1 − герметизированный корпус; 2 − рулонные секции; 3 − металлические щеки; 4 − хомут; 5 − изолирующая прокладка; 6 − изоляция от корпуса Рассмотрим изоляционные материалы, применяемые в силовом конденсаторостроении. В сециях конденсаторов в качестве диэлектрика используют конденсаторную бумагу, пропитанную жидким диэлектриком и полимерные пленки. Из полимерных пленок для конденсаторов примышленной и повышенной частоты применяют полипропиленовую пленку и для импульсных конденсаторов − полиэтилентерефталатную (лавсановую). В силовых конденсаторах наиболее часто применяют комбинированную бумажно-пленочную изоляцию, в которой слои конденсаторной бумаги перемежаются со слоями полимерной пленки. В этом случае бумага используется как диэлектрик, обладающий высокой электрической прочностью, и как фитиль, втягивающий пропитывающую жидкость в прослойки между пленками и обеспечивающий хорошую пропитку в отсутствии газовых включений в изоляции. В пленочной изоляции применяют шероховатую пленку, также обеспечивающую хорошую пропитку. Из жидких диэлектриков в силовом конденсаторостроении применяют: конденсаторное (нефтяное) масло, хлорированные дифенилы (трихлордифенил), заменители хлорированных дифенилов (дибутилфталат, фенилксилилэтан), касторовое масло (для импульсных конденсаторов). По сравнению с конденсаторным маслом хлорированные дифенилы обладают рядом преимуществ, из которых основными являются: высокая диэлектрическая проницаемость, высокая стойкость к разложению в электрическом поле, в том числе, под воздействием частичных разрядов, высокая химическая стойкость, а также негорючесть. Однако эти жидкости имеют существенные недостатки, основным из которых является токсичность и экологическая опасность. В связи с этим разработан и разрабатывается ряд заменителей хлорированных дифенилов: полярные жидкости (дибутилфталат), неполярные (фенилксилилэтан) и др. 2.8. Изоляция электрических машин высокого напряжения К электрическим машинам высокого напряжения относятся: − турбогенераторы; − гидрогенераторы; − синхронные компенсаторы; − двигатели большой мощности с номинальным напряжением 3 кВ и выше. Как источники энергии или приводы крупных агрегатов они выполняют исключительно важные функции в энергосистемах и на промышленных предприятиях, поэтому к машинам высокого напряжения в целом и к их изоляции в частности предъявляются очень высокие требования в отношении безотказности и сроков службы. Активные материалы, т. е. медь обмотки и сталь статора, работают в электрических машинах при больших удельных нагрузках (плотностях тока, индукциях). В связи со сказанным во вращающихся машинах высокого напряжения используется изоляция, относящаяся к трём из семи классов нагревостойкости: В, F и Н (существует только один более высокий класс – С, который в электрических машинах не применяется). В электрических машинах изоляция работает в условиях постоянной вибрации, особенно сильной на лобовых частях обмотки. Кроме того, она эпизодически подвергается ударным механическим воздействиям, возникающим при прохождении по обмотке больших токов во время внешних КЗ, при включении в сеть в режиме самосинхронизации и т. д. Изоляция статорных обмоток электрических машин подразделяется на главную (корпусную) и продольную. Главной называется изоляция между проводниками обмотки и корпусом. Она имеет разную конструкцию на пазовых и лобовых частях катушек, а также на выводах (линейных и у нейтрали). К продольной относится изоляция между витками одной катушки, т. е. междувитковая (у стержневых обмоток отсутствует), а также изоляция между уложенными в одном пазу катушками. Междувитковой изоляцией, а также изоляцией между элементарными проводниками обычно служит собственная изоляция обмоточных проводов. В зависимости от типа обмоточного провода она представляет собой три слоя лавсановой пленки, покрытых слоем хлопчатобумажной пряжи (ППЛБО), или два слоя стеклоленты, пропитанных нагревостойким лаком (ПСД), или дельта-асбестовую изоляцию (ПДА). Главная изоляция статорных обмоток электрических машин высокого напряжения в связи с очень жесткими требованиями к электрической и механической прочностям и нагревостойкости выполняется только на основе слюдяных изоляционных материалов. При этом исходные материалы и технология изготовления выбираются такими, чтобы достигались высокая прочность и монолитность изоляции в целом. Объясняется это тем, что несмотря на высокую короностойкость самой слюды, частичные разряды в газовых включениях, воздействуя на связующие материалы, все же ограничивают сроки службы изоляции. Кроме того, газовые прослойки сильно снижают механическую прочность и теплопроводность изоляции. В современных крупных генераторах, а также в большинстве машин средней мощности используется термореактивная изоляция. Такая изоляция не размягчается при нагревах (общее свойство термореактивных смол) и сохраняет высокую механическую и электрическую прочность. Витковая изоляция выполняется обычно из стеклослюдяной ленты или на основе эмалированных проводов со стекловолокнистой обмоткой, пропитанных эпоксидным компаундом. Конструкция изоляции генератора с воздушным охлаждением приведена на рис. 2.9. Рис. 2.9. Изоляция обмотки статора в пазу с воздушным охлаждением: 1 − проводник медный; 2 − изоляция между элементарными проводниками; 3 − изоляция между витками; 4 − корпусная изоляция; 5 − изоляция между слоями; 6 − сталь статора 3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИЗОЛЯЦИОНННЫХ КОНСТРУКЦИЙ ПРИ РАБОЧЕМ НАПРЯЖЕНИИ 3.1. Корона на проводах и защита от нее Коронный разряд − один из видов самостоятельного разряда в воздухе, возникающий в резко неоднородных полях у электродов с большой кривизной поверхности (острия, тонкие провода). Такая кривизна способствует образованию резко неоднородного электрического поля в ограниченном объеме воздуха, прилегающем к проводу (в активной зоне), где напряженность электрического поля En достаточна для ударной ионизации. Во всем остальном объеме воздуха Е значительно ниже, чем в активной зоне, поэтому ударная ионизация здесь невозможна. Глубина активной зоны у проводов – около 1 см. Начальная напряженность коронного разряда определяется для проводов радиусом r по формуле [6]: , где − плотность воздуха, m − коэффициент гладкости провода. На линиях электропередачи применяются провода, свитые из большого числа проволок. Для проводов различных марок коэффициент гладкости равен m= 0,82…0,94. Корона бывает местной и общей. Местная корона возникает на неровностях провода ВЛ, она допустима. А вот общая корона, которая возникает по всему периметру провода, недопустима по следующим причинам: 1. Она приводит к большим потерям. 2. Вызывает радиопомехи и акустический шум. 3. Приводит к коррозии провода. Корона на проводе возникает, если радиус провода меньше минимально допустимого. Напряженность на проводе зависит от радиуса провода где Со, U −емкость и напряжение провода по отношению к земле; εо − диэлектрическая проницаемость вакуума. Для ВЛ–110 кВ проводом с минимальной допустимой площадью сечения является АС–70, при меньшей площади сечения возникает корона. А для ВЛ–220 кВ проводом с минимальной допустимой площадью сечения является АС–240. Для напряжения 330 кВ и выше по условию возникновения короны необходимы провода очень большого диаметра, значительно превышающий диаметр провода, выбранный из условия передачи по линии заданной мощности. Для этих напряжений можно применять расширенные провода. Они имеют очень большой диаметр, при котором обеспечивается необходимое снижение напряженности поля на их поверхности (ниже напряженности коронирования), а для сокращения площади поперечного сечения их делают полыми (марки ПМ и ПА) или со стеклопластиковой сердцевиной. Другое решение, получившее в настоящее время широкое распространение, было предложено еще в 1910 году академиком В.Ф. Миткевичем [6] и состоит в применении расщепленных проводов фаз. В этом случае каждая фаза линии состоит вместо одного провода большого диаметра из нескольких параллельных проводов относительно малого диаметра, расположенных на равных расстоянии по окружности (рис.3.1). а) б) Рис.3.1. Расщепление провода (а) и подвеска провода ВЛ−500 кВ (б) Cуществует оптимальное число фаз расщепления: на 330 кВ – 2 составляющих; на 500 кВ – 3 (рис.3.1б); на 750 кВ – 4; на 1150 кВ – 8. Но наибольшее влияние на максимальную напряженность электрического поля провода оказывает диаметр расщепления (рис.3.2). Рис. 3.2. Зависимость максимальной напряженности электрического поля провода от диаметра расщепления На 500 кВ Dопт 30 см, а на 1150 кВ Dопт 80 см. Уменьшение диаметра менее Dопт приводит к резкому возрастанию Е и коронированию. А небольшое увеличение свыше Dопт существенно не увеличивает максимальной напряженности, но уменьшает индуктивность провода. Поэтому на 500 кВ обычно принимают D 40 см, а на 1150 кВ D 100 см. При выборе проводов для линий электропередачи 500−1150 кВ переменного тока большой протяженности должны учитываться и другие негативные проявления короны, которые могут оказывать существенное влияние на окружающую среду. Это: во-первых, характерное шипение и гул, создающие возрастающие с ростом числа составляющих акустические шумы, неприятно воспринимаемые населением, живущим вблизи линии, в особенности при слабом дожде, мокром снеге и конденсированной влаге, когда образуется общая корона на многочисленных каплях, осевших на проводах. Этот гул не должен превосходить нормированного уровня на краю регламентируемой полосы от крайних проводов. Во-вторых, возникающие на положительном полупериоде напряжения многочисленные стримерные разряды длиной несколько сантиметров в местах концентрации напряженности электрического поля на проводе, порождают короткие импульсы тока (с фронтом 10…100 нс и хвостом волны порядка 100 нс), которые, в свою очередь, возбуждают синусоидальные высокочастотные токи в проводе. В силу этого воздушные линии электропередачи являются источником помех радиоприему. Чем выше напряженность Ео на поверхности провода, тем больше на нем источников стримерных разрядов и тем выше уровень радиопомех. Частотный спектр радиопомех в важном для радиоприема диапазоне (100 кГц…10 МГц) обнаруживает монотонное снижение уровня радиопомех с увеличением частоты. На одной и той же частоте уровень радиопомех быстро снижается по мере удаления от крайних проводов линии. Величина Еo на поверхности проводов воздушных линий 500 и 750 кВ должна быть выбрана так, чтобы за пределами нормированной зоны от крайних проводов был бы возможен устойчивый радиоприем в преобладающую часть года. Для уменьшения радиопомех требуется тщательно сконструированная и проверенная линейная арматура, исключающая общую корону на ее узлах. 3.2. Методы испытаний и испытательные установки 3.2.1. Общая характеристика испытаний В процессе разработки, производства и эксплуатации изоляция электрооборудования подвергается испытаниям, которые можно разделить на следующие виды: − заводские (типовые, приемосдаточные и др.); − эксплуатационные (профилактические и послеремонтные). Типовые испытания проводятся на головных образцах или образцах из первой производственной партии с целью оценки соответствия характеристик нового типа изделия требованиям стандарта или технических условий. Типовые испытания также проводятся полностью или частично в случае изменения конструкции изоляции или технологического процесса изготовления электрооборудования, а также замены применяемых материалов, если указанные изменения могут снизить электрическую прочность изоляции. Объем испытания устанавливается предприятием-изготовителем в зависимости от характера изменений. Каждый образец электрооборудования при выпуске с предприятия-изготовителя подвергается приемосдаточным испытаниям. Испытания у потребителя проводятся по программе приемо-сдаточных испытаний. При этом в соответствии с ГОСТ 1516.3-96 испытательные напряжения должны составлять не более 90 % заводского испытательного напряжения, а для керамических изоляторов − 100 %. В процессе эксплуатации электрооборудования проводятся профилактические испытания, целью которых является своевременное выявление развивающихся дефектов, которые могут привести к возникновению аварии. Установление типичных для данной изоляции дефектов, определение связи между электрическими характеристиками изоляции и возникающими дефектами, разработка и применение различных способов определения дефектов и методов восстановления дефектной изоляции являются мероприятиями контроля и профилактики изоляции. Методы испытаний можно разбить на три основные группы: 1. Испытание повышенным напряжением с пробоем дефектной изоляции. 2. Испытание на рабочем или повышенном напряжении с малой вероятностью пробоя ( измерение tg, уровня частичных разрядов, распределения напряжения и т.д.). 3. Неразрушающие методы испытаний: − измерение сопротивления изоляции и тока сквозной электропроводности; − измерение уровня частичных разрядов; − измерение tg δ; − измерение емкости и др. 3.2.2. Испытательные установки переменного тока Для испытания высоковольтной изоляции наиболее широко используются установки переменного тока промышленной частоты, на которых воспроизводится реальная конструкция электрического поля, аналогичная условиям эксплуатации. Обычно при испытании изоляции электрооборудования к ней необходимо приложить испытательное напряжение в течение 1 мин, а в некоторых случаях – в течение 5 мин. На рис.3.3а приведена принципиальная схема испытательной установки высокого напряжения промышленной частоты. Напряжение на испытуемом объекте ИО изменяется с помощью регулятора РН, в качестве которого обычно используются автотрансформаторы. Защитное сопротивление Rз необходимо для ограничения тока в случае пробоя изоляции. Напряжение на испытуемом объекте можно определять с помощью измерительного устройства ИУ или по вольтметру в первичной цепи трансформатора по формуле U2 = k·U1, где U1 – показания вольтметра в первичной цепи; k – коэффициент трансформации. Основным элементом установки является испытательный трансформатор (рис. 3.3б). От силовых высоковольтные испытательные трансформаторы отличаются: а) плавным изменением напряжения от нуля до максимального значения; б) большим коэффициентом трансформации; в) меньшей мощностью; г) кратковременностью работе; д) отсутствием воздействия на изоляцию атмосферных перенапряжений; е) небольшим запасом электрической прочности изоляции. а) б) Рис. 3.3. Испытательная установка переменного тока: а − принципиальная схема испытательной установки высокого напряжения промышленной частоты (РН – регулятор напряжения; РН – испытательный трансформатор; R3 − защитное сопротивление; ИО – испытуемый объект; ИУ – измерительное устройство); б – испытательный трансформатор ИОМ-100 кВ Наша страна выпускает трансформаторы типа ИОМ (испытательный однофазный масляный). Такие трансформаторы выпускаются на напряжение до 500 кВ и мощностью до 500 кВ∙А. Для получения более высоких испытательных напряжений применяется каскадное включение трансформаторов (обычно трёх). При автотрансформаторной схеме каскадного соединения обмотки высокого напряжения трансформаторов включаются последовательно, а питание каждого последующего трансформатора осуществляется через предыдущий. В настоящее время созданы каскадные схемы трансформаторов, которые позволяют получать переменное напряжение промышленной частоты до 2,5 МВ при реализуемой мощности до 5 МВА. 3.2.3. Импульсные испытательные установки Для исследования электрической прочности изоляции при импульсных напряжениях, имитирующих грозовые перенапряжения, применяются генераторы импульсных напряжений (ГИН). По ГОСТ 1516.2-97 длительность фронта импульса Тф (рис. 3.4), определяемая как время, превышающее в 1,67 раза интервал времени T между моментами, когда напряжение составляет 30 и 90 % своего максимального значения, должна равняться 1,2±0,36 мкс, а длительность импульса Ти,. определяемая как интервал времени между условным началом импульса О1 и моментом когда напряжение понизилось до половины максимального значения, должна быть 50 ± 10 мкс. Для исследования электрической прочности продольной изоляции трансформаторов, реакторов, электрических машин применяют стандартный срезанный грозовой импульс с предразрядным временем 2..5 мкс (рис. 3.4б). а) б) Рис. 3.4. Полный (а) и срезанный (б) грозовой импульс Полный и срезанный импульс напряжения можно получить на установке, схема которой приведена на рис. 3.5. Рис. 3.5. Принципиальная схема многоступенчатого генератора импульсных напряжений Конденсаторы С1, С2 и СЗ ГИН в процессе заряда через зарядные резисторы R1−R6 (по несколько десятков кОм каждый) подключаются параллельно к выпрямительной установке, содержащей вентиль В и трансформатор Т. Разряд ГИН начинается в тот момент, когда зарядное напряжение в точке а достигает величины U, равной пробивному напряжению запального разрядника Р1. После пробоя разрядника Р1 разрядник Р2 оказывается под действием разности потенциалов 2U и мгновенно пробивается. В результате разрядник РЗ оказывается под действием разности потенциалов 3U, пробивается, и все три конденсатора ГИН соединяются последовательно. Под действием напряжения ЗU срабатывает отсекающий разрядник РО, и конденсаторы С1, С2, С3 подключаются к выходной цепи Сф, Rp, и Rф, определяющей форму импульса. Демпфирующие сопротивления rд необходимы для того, чтобы исключить возможность возникновения высокочастотных колебаний в разрядном контуре ГИН. Для получения срезанного импульса и измерения выходного импульса ГИН применяется шаровой разрядник РИ. RФ. Срабатывание разрядника заключается в пробое воздушного промежутка между шарами, приводящем к возникновению между ними электрического разряда. В нашей стране имеется несколько ГИН на напряжение 5…8 МВ. В США был построен ГИН на 18 МВ. На кафедре ЭсПП ОмГТУ в высоковольтной лаборатории имеется ГИН на 1МВ (рис. 3.6а). а) б) Рис. 3.6. ГИН−1МВ кафедры ЭсПП ОмГТУ(а) и шаровой разрядник (б) высоковольтной лаборатории кафедры ЭсПП ГИН, генерирующий стандартные грозовые полные и срезанные импульсы, используется для испытания изоляции высоковольтной аппаратуры. Испытания внутренней изоляции проводятся приложением трех полных и трех срезанных импульсов заданных значений напряжения. Срез импульса выполняется шаровым разрядником РИ. 3.2.4. Шаровой измерительный разрядник Шаровой измерительный разрядник (рис. 3.6б) весьма широко применяется в научно-исследовательских и промышленных лабораториях высокого напряжения благодаря простоте устройства и приемлемой для практики точности, которую можно получить, соблюдая правильную методику измерения. Наличие в лаборатории шаровых разрядников различных диаметров обеспечивает измерение широкого диапазона напряжений, включая очень высокие, для которых изготовление вольтметров представляет большие трудности. Сущность измерения высокого напряжения с помощью шарового разрядника заключается в том, что разряд в слабонеоднородном поле между двумя шаровыми электродами в воздухе возникает при определенном напряжении с малым разбросом и малым запаздыванием. Разрядное напряжение зависит от расстояния между шарами, диаметра шаров и способа их включения. С помощью шарового разрядника измеряется амплитудное значение напряжения с погрешностью не превышающей ±3 %. Величина напряжения, при котором произошел разряд, между шарами определяется в зависимости от расстояния между шарами и диаметра шаров по специальным таблицам (см. ГОСТ 17512—72). Эти таблицы являются результатом тщательной обработки экспериментальных исследований разрядных напряжений шаровых разрядников в ряде лабораторий мира. Разрядное напряжение в газах, зависит от давления, температуры и влажности, поэтому стандартные таблицы соответствуют нормальному давлению воздуха 760 мм рт. ст. и нормальной температуре 20 °С. Влияние влажности воздуха на разрядное напряжение в однородных полях при обычном ее изменении в лабораториях ничтожно, поэтому таблицы его не учитывают. Для расстояний между шарами до 0,5∙D таблицы дают значения разрядных напряжений с погрешностью, не превышающей ±3 %, при измерении следует соблюдать ряд существенных требований: 1. Расстояние между шарами не превышает половины диаметра шаров. 2. Кривизна поверхности шаров отклоняется от кривизны идеальных шаров не более, чем на + 1 %. 3. Расстояние до земли и посторонних объектов такое же, как и в опытах при составлении стандартных таблиц. 4. Подводящие провода отклоняются в сторону, противоположную искровому промежутку, а присоединяются к шарам на расстоянии от них не менее диаметра. 5. При измерениях напряжения ниже 50 кВ и любых измерениях шарами с диаметром 12,5 см и меньше искровой промежуток между шарами облучается. Значения табличных разрядных напряжений для расстояний от 0,5 D до 0,75 D не могут гарантировать указанную погрешность и поэтому приводятся в скобках.. Библиографический список 1. Правила устройства электроустановок. Разд. 4. 7-е изд.− М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.−104 с. 2. Руководство по защите электрических сетей 6−1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений.− СПб., 1999.−353 с. 3. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35−750 кВ.− М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.− 80 c. 4. Правила устройства электроустановок. Разд. 1. 7-е изд.− М.: Изд-во. НЦ ЭНАС, 2002.−102 с. 5. Техника высоких напряжений / Под ред. М.В. Костенко. – М.: Высш. шк., 1973. – 528 с. 6. Техника высоких напряжений: изоляция и перенапряжения в электрических системах / Под общ. ред. В.П. Ларионова.− М.: Энергоатомиздат, 1986.−464 с. 7. Справочник по электрическим аппаратам высокого напряжения / Под ред. В.В. Афанасьева.− Л.: Энергоатомиздат, 1987.−544 с. 8. Электротехнический справочник: В 4т. Т.3 Производство, передача и распределение электрической энергии /Под общ. ред. В.Г.Герасимова и др. – 8-е изд. − М: Изд-во МЭИ, 2002.−964 с. 9. Руководящие указания по расчету зон защиты стержневых и тросовых молниеотводов / СЦНТИ. – М.,1974. – 19 с. 10. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций.− М.: Из-во НЦ ЭНАС, 2004. – 46 с. 11. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД 34.21.12г. – 87 / Минэнерго СССР. –М.: Энергоатомиздат, 1989. – 56 с. 12. Техника высоких напряжений / Под ред. Д.В. Разевига. – М.: Энергия, 1976. – 488 с. 13. Электротехнический справочник: В 3т. Т.3. В 2 кн. Кн.1. Производство и распределение электрической энергии /Под общ. ред. И.Н.Орлова и др. – 7-е изд. − М: Энергоатомиздат , 1988.−880 с. 14. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках.− М: Энергоатомиздат , 1984.−448 с. 15. Александров Г.Н. Сверхвысокие напряжения.− Л.: Энергия, 1973. −184 c. 16. Изоляция установок высокого напряжения / Под ред. Г.С. Кучинского. – М.: Энергоатомиздат, 1987.− 368 c. 17. Техника высоких напряжений: Учебник для вузов/ И.М.Богатенков, Ю.Н. Бочаров, Н.И. Гумерова, Г.М. Иманов и др.; Под ред. Г.С. Кучинского. – СПб.: Энергоатомиздат. Санкт- Петер. отд-ние, 2003. – 608 с. 18. Халилов Ф.Х. Классификация перенапряжений. Внутренние перенапряжения. Учебное пособие. Издание НОУ “Центр подготовки кадров энергетики”, Санкт-Петербург, 2012 Оглавление 1. ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ 3 1.1. Общая характеристика перенапряжений в электрических сетях 3 1.2. Грозовые перенапряжения 4 1.2.1. Молния как источник грозовых перенапряжений 4 1.2.2. Грозозащита воздушных линий 7 1.2.3. Молниезащита подстанций 11 1.2.4. Заземляющее устройство подстанции 15 1.2.5. Защитные аппараты и устройства 18 1.3. Внутренние перенапряжения 22 1.3.1.Классификация внутренних перенапряжений 22 1.3.2. Установившиеся перенапряжения 23 1.3.3. Коммутационные перенапряжения 26 1.3.4. Дуговые перенапряжения 29 1.3.5. Ограничение внутренних перенапряжений 32 2. ИЗОЛЯЦИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ 35 2.1. Основные виды электрической изоляции и координация изоляции 35 2.1.1. Основные виды электрической изоляции 35 2.1.2. Координация изоляции 37 2.2. Изоляция воздушных линий электропередачи 38 2.3. Наружная изоляция подстанций высокого напряжения 41 2.3.1. Изоляторы и изоляционные конструкции открытого распределительного устройства (ОРУ) 41 2.3.2. Изоляционные конструкции с газовой изоляцией 43 2.4. Проходные изоляторы 44 2.5. Изоляция силовых трансформаторов 45 2.6. Изоляция силовых кабелей высокого напряжения 47 2.7. Изоляция силовых конденсаторов 50 2.8. Изоляция электрических машин высокого напряжения 52 3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИЗОЛЯЦИОНННЫХ КОНСТРУКЦИЙ ПРИ РАБОЧЕМ НАПРЯЖЕНИИ 53 3.1. Корона на проводах и защита от нее 53 3.2. Методы испытаний и испытательные установки 56 3.2.1. Общая характеристика испытаний 56 3.2.2. Испытательные установки переменного тока 57 3.2.3. Импульсные испытательные установки 58 3.2.4. Шаровой измерительный разрядник 60 Библиографический список 61