Дуговые перенапряжения.

Они существуют в сетях с изолированной нейтралью.

Длительность дуговых перенапряжений соизмерима с длительностью перемежающейся дуги.

ЭДС на шинах до включения линии: E_maxsin(t+)=E_ш.

_k – декремент затухания на k–ой частоте.

, где С₀ – скорость света.

=314 1/с

_k – k-ый корень уравнения.

 – угол между током и напряжением в момент коммутации.

Угол коммутации на определенной частоте:

.

На каждой частоте затухание происходит со своей характеристикой.

Если происходит АПВ, на линии остается остаточный заряд. За время бестоковой паузы заряд разрядится не успевает и при включении он обычно бывает большей величиной.

При АПВ и наличии остаточного тока напряжение на конце будет рассчитываться так:

Пока контакты выключателя не замкнуты происходят стримерные разряды с частотой _k и только после замыкания устанавливается дуга с =50Гц.

U₀ берется с учетом знака остаточного заряда на линии.

При увеличении паузы АПВ происходит уменьшение остаточного заряда и уменьшение уровня перенапряжения.

В плохую погоду перенапряжение меньше за счет быстрого стекания заряда по изоляторам.

Коэффициент внутренних перенапряжений:

Но берутся среднеарифметические параметры: математическое ожидание и среднеквадратичное отклонение _k.

_k – среднеквадратичное отклонение распределение амплитуды.

Ударный коэффициент равен или больше 1.

О тключение к.З.

1. Откл. Q2.

2. Откл. к.з.Q1.

Напряжение в точке после размыкания контактов:

U(x)=U_н(x)–U(x)

U(x) изменяется в точке после размыкания контактов.

U_н(l)=0

*

 ₁, т.к.  – частота источника, а ₁ первая гармоника собственных колебаний в колебательном контре. ₁ всегда больше , т.к. * имеет большую величину, но не может быть .

k_уд1, k_уд2 – ударные коэффициенты при U_max1 и U_max2.

_уд=1,75(k_уд1–k_уд2)

При оценке перенапряжений при 3-х фазном АПВ нужно учитывать следующие соображения:

1. Если на ЛЭП, где имеются электромагнитные трансформаторы напряжения и нет реакторов, на время паузы АПВ включаются низкоомные резисторы, ускоряющие стекание заряда с проводов ЛЭП. При этом значения и _уд при успешном АПВ, те же что и при оперативном включении ненагруженной ЛЭП.

=1,61 _уд=0,183

2. Если на ЛЭП отсутствуют средства по ускорению стекания заряда с неповрежденных фаз, то тогда мы можем условно считать, что начальное значение напряжения остаточного заряда статистически не зависит от паузы АПВ. Мы считаем в этом случае, что начальное значение остаточного напряжения согласуется с нормальным законом распределения.

U₀=0,75U_ф ₀=0,16 =1,69 _уд=var

Для оценки перенапряжения при однофазном АПВ в электропередачи:

=1,5 _уд=0,12

Если линия длинная и имеется устройство поперечной компенсации, это приводит к перенапряжениям, возникающим на поврежденных фазах, как во время протекания тока к.з., так и после отключения к.з.

Перенапряжения в длинных линиях за счет емкостного эффекта

Длинную линию можно представить в виде:

x=jL

b=jC

Обозначим характеристики этого состояния.

С увеличением длины линии емкость и индуктивность увеличиваются, при этом x_L и x_C уменьшаются.

Если x_L=x_C возникает условие резонанса.

Когда строим кривую, мы рассматриваем идеальный случай, т.е. нет активных потерь и короны, а этого быть никак не может.

Если напряжение поднимется выше U_рабmax, то мощность на проводе по всей его длине может быть соизмерима с мощностью системы.

М естная корона – это несколько процентов потерь, всегда присутствует на ЛЭП. Корона – это дополнительная емкостная проводимость и активные потери. Коронирование можно представить, так что каждая ячейка дополняется активными сопротивлениями и емкостью.

В силу этого кривая будет иметь вид:

Чем больше мощность системы, тем больше ее индуктивное сопротивление. Если мощность, передавая по ЛЭП соизмерима с мощностью системы, то x_и0. Длительность таких резонансных перенапряжений десятки и сотни секунд. Для изоляции подстанции это очень большое время.

На длинных линиях делают такую защиту, чтобы она настроила резонансный контур, допустим, поставив реактор, напряжение в конце линии будет маленькое.

Функция реакторов снятие перенапряжения за счет емкостного эффекта. При этом уменьшается динамическая устойчивость линии, что тоже не очень хорошо. Тогда стали использовать специальное реле и искровой промежуток, тем самым, увеличивая устойчивость.

Разрядники и ОПН в этом случае не помогут, т.к. они снижают уровень грозовых и коммутационных перенапряжений.

Феррорезонансные перенапряжения

Они возникают, если выполняются условия:

1. наличие нелинейной индуктивности L;

2. несимметричный режим;

3. r0.

К онтур, в котором возникают феррорезонансные перенапряжения можно представить в виде:

Феррорезонансные перенапряжения в сетях с глухозаземленной нейтралью

При кз феррорезонанса не возникает, т.к. появляются большие потери.

Представим , что произошел обрыв провода без падения на землю (допустим вблизи подстанции).

У неповрежденных фаз стекание тока на землю есть, но он очень маленький.

U_э=0,5U_ф

Можно попасть в тот и другой режим, т.е. происходит самопроизвольное смещение нейтрали, т.е. происходит феррорезонансный скачок. Такие резкие скачки опасны для межвитковой изоляции.

Очень часто феррорезонансные перенапряжения вызывают ТН.

Феррорезонансные перенапряжения в сетях с изолированной нейтралью

U_э=1,5U_ф – наиболее распространенный случай в сетях с изолированной нейтралью, так что разрядники и ОПН в этом случае не помогут. Поэтому либо вообще не допускать такого случая (программные мероприятия), либо добавить активное сопротивление. Реле нужно в тех случаях, когда нельзя работать без разомкнутого трансформатора.

В настоящее время добавляют в нейтраль резистор, и характеристика принимает вид:

Ограничения перенапряжений

Система защиты от перенапряжений:

1. Ограничение перенапряжений;

2. Исключение возможности перенапряжений:

а. Схемные мероприятия (в том числе сопротивление в нейтрали);

б. Оперативные мероприятия.

Возможно исключить коммутационные мероприятия при плановых коммутациях и АПВ.

а и б – ограничения резонансных мероприятий.

Рассмотрим основные средства ограничения перенапряжений:

А. Защитные аппараты (ПЗ, РТ, РВ, ОПН)

Принцип действия – отвести в землю энергию перенапряжений.

Б. Применение резисторов.

Благодаря способам А мы можем ограничить грозовые, аварийные коммутационные перенапряжения (в том числе дуговые), а способы Б ограничивают резонансные перенапряжения.

В. Выключатели 2-х ступенчатого действия.

Существует способ защиты от перенапряжения управление моментом коммутации выключателя (при этом свободные колебания могут быть исключены), отслеживание угла сдвига между I и U, скорости дионизации среды. Для этого должна быть очень точная механика, как самого выключателя, так и его привода.

Мероприятия 2 ограничены регламентом, схема должна оставаться функциональной.

Применение резисторов тоже не всегда возможно. Для глубокого ограничения перенапряжений (грозовых и коммутационных) используют коммутационные аппараты (ОПН).

1. кз;

2. откл. Q2;

3. откл. Q1;

4. t_апп;

5. Q1 на ВЛ, при этом на ЛЭП остается остаточный заряд U₀, поэтому снижение этой величины это выключатель 2-хступенчотого действия.

Д К – дополнительный контакт.

ШР – ступенчатый резистор.

Применение опн о граничители перенапряжения

Раньше использовали разрядники РВМГ – разрядник вентильный с магнитным гашением. В нем дуга вращается в магнитном поле и гаснет быстрее, т.к. она тратит энергию на механическое движение. При этом увеличивается длина дуги и поверхность охлаждения. Со временем этого стало не достаточно.

Чтобы уменьшить дугу, нужно увеличить ток гашения I_гаш при неизменном напряжении гашения U_гаш, поэтому характеристика уходит вниз.

Стали использовать разрядники РВРД и РВТ. В них сохраняется принцип магнитного поля и еще дуга затягивается в щели из газогенерирующего материала. Из-за этого цены на разрядники стали очень быстро расти.

Тогда стали использовать ОПН. ОПН пропускает очень легко ток молнии и создает ему очень большое сопротивление. В основе ОПН ледит окись цинка.

Первые ОПН использовали неохотно, т.к. они выделяли газ и взрывались. Встала задача надежной герметизации ОПН. Несмотря на это ОПН очень удобны, т.к. они компактны.

Недостаток: В отличии от РВ ОПН является постоянно под нагрузкой и через него течет ток утечки. При прохождении тока молнии ОПН нагревается, и это может привести к необратимым последствиям. Поэтому ОПН выбирают не только по току молнии, но и по току к.з.

Для разных участков схема замещения ОПН разная. 1.

2. 3. 4.

Ток имеет емкостно-омический характер.

R_в обусловлено неизменной во всей области воздействующих напряжений проводимостью, определяемой температурой отрезка.

R_n обусловлено проводимостью и определяющее ВАХ всего резистора в области рабочих напряжений и перенапряжений.

R_в определяется объемным сопротивлением гранул оксида цинка и представляет собой проводимость нелинейного резистора при больших значениях тока.

L следует учитывать в режимах быстрорастущих больших импульсных токов.

П римерная структура материала:

нелинейного варистора

Температура обжига t⁰_обж1300⁰С.

Также присутствует висмут, сурьма, кобальт, марганец.

Оксид цинка составляет 90% всей керамики.

Нелинейность и стабильность характеристики зависит от наличия и состава других материалов керамики, режима обжига материалов, от температуры варистора и окружающей среды и формы, протекающего через резистор тока.

Существует система аварийного выхлопа, необходимая, когда объем, выделяющихся газов очень большой.

В момент протекания большого тока контакт между зернами становится почти равным 0.

U=AI^, где  – вентильность

U₁₀₀=U_ост на варисторе при I=100А.

Для нелинейного резистора первоначальное значение имеет температурный режим, определяющий каково равновесие и термическая устойчивость.

Лекция 6

Изоляционные конструкции на электрических станциях и подстанциях.

Элегазовая изоляция

1. Элегаз как изолирующая и дугогасящая среда

1.1. Характеристика элегаза как изолирующей среды

Электротехнический газ (элегаз) – шестифтористая сера (SF₆), в газообразном состоянии бесцветный, без запаха, негорючий, неядовитый и взрывобезопасный, представляет собой газ с шестифтористыми молекулами: в центре молекулы расположен атом серы и на равном расстоянии от него в вершинах правильного октаэдра располагаются шесть атомов фтора. В нем содержится 21,95 % серы и 78,05 % фтора. Его молекулярная масса 146,06. Плотность элегаза при  = 273 К и Р = 0,1 МПа составляет 6,56 кГ/м³. Абсолютная диэлектрическая постоянная _а = 1,0021. Критические давление и температура элегаза, при которых граница между газом и жидкостью стирается, составляют 3,71 МПа и 318,7 К. Эти значения определяют критическую точку – элегаз находится в парообразном состоянии.

Элегаз – электроотрицательный газ, т.е. при взаимодействии его молекулы с электроном он способен образовать устойчивый отрицательный ион. Молекула элегаза представляет собой высококомпактное и высокосимметричное образование сильно электроотрицательных атомов с большой молекулярной массой. При этом образуются малоподвижные, тяжелые отрицательные ионы, которые медленно разгоняются электрическим полем. В центре молекулы расположен атом серы, и на равном расстоянии от него в вершинах правильного октаэдра располагаются шесть атомов фтора. Это определяет высокую эффективность захвата электронов молекулами, их относительно большую длину свободного пробега и слабую реакционную способность.

Такое расположение атомов в молекуле определяет исключительную устойчивость соединения. Элегаз обладает высокой электрической прочностью, дугогасящей и теплоотводящей способностью. При давлении 0,23 МПа разрядное напряжение в элегазе равно разрядному напряжению трансформаторного масла.

Поведение элегаза отвечает в пределах широкого диапазона давлений закону Пашена. При более высоких давлениях, однако, наблюдаются отклонения при некоторых условиях. Напряжение пробоя элегаза не зависит от частоты. Следовательно, элегаз является идеальным изолирующим газом для ультракороткого волнового электрооборудования.

Напряжение возникновения короны при использовании элегаза в неоднородных полях также значительно больше, чем при использовании воздуха.

Высокая электрическая прочность элегаза позволяет сократить изоляционные расстояния, уменьшить давления, что дает значительный выигрыш в габаритах, размерах и массе аппаратов и распредустройств.

Хотя удельная теплоемкость элегаза немного ниже, чем воздуха, удельная объемная теплоемкость (энергия, необходимая для подъема температуры 1 см³ элегаза на 1 ^оС) почти в 4 раза больше воздуха. Благодаря этому охлаждающая способность элегаза выше, чем воздуха. При естественной конвекции теплопередача в 1,9 раза выше, чем в воздухе. Это позволяет повысить токовую нагрузку на 15-20 % и соответственно уменьшить сечение токоведущей цепи аппарата.

Элегаз химически крайне инертен и, при отсутствии в нем примесей, абсолютно безвреден для человека. Безвреден элегаз и в смеси с воздухом. Чистый элегаз не разлагается до температуры 800 ^оС и не взаимодействует с металлами до высокой температуры. Даже при температуре около 500 ^оС элегаз не действует на стекло, не реагирует с Н₂, О₂ и с другими активными веществами, не взаимодействует с медью. Диэлектрики не изменяют свои свойства в атмосфере чистого элегаза.

Благодаря химической инертности элегаза допустимая температура медных контактов может быть увеличена с 75 ^оС (для воздуха) до 90 ^оС. Это позволяет дополнительно повысить токовую нагрузку аппарата. Положительные свойства позволили широко использовать элегаз в силовых трансформаторах, кабелях высокого напряжения и герметизированных комплектных распределительных устройствах.

Элегаз не стареет, т. е. не меняет своих свойств с течением времени, при электрическом разряде распадается, но быстро рекомбинирует, восстанавливая первоначальную электрическую прочность.

Плотность элегаза при нормальных условиях в пять раз выше плотности воздуха. При температуре t = 20 °С и давлении Р = 0,1013 МПа плотность элегаза составляет 6,16 кг/м³. При температуре t = 45,55 °С наступает критическое состояние элегаза, при котором начинается его сжижение.

Рис. 1.1. Сравнение разрядного напряжения в элегазе (1) с разрядным напряжением в воздухе (2) и в трансформаторном масле (3), кривая К – отношение разрядного напряжения в элегазе к разрядному напряжению в воздухе

При давлении 0,23 МПа разрядное напряжение в элегазе равно разрядному напряжению трансформаторного масла (рис. 1.1). Усиливается также процесс рекомбинации зарядов в дуге.

Н едостатком элегаза является переход из газообразного состояния в жидкое при относительно высоких температурах. При атмосферном давлении (примерно 0,1 МПа) температура сжижения элегаза t_сж ≈ -64 ^оС, соответственно при 0,4 МПа t_сж ≈ -40 ^оС, при 1,25 МПа t_сж ≈ 0 ^оС (рис. 1.2).

Рис. 1.2. Зависимость абсолютного давления элегаза, при котором происходит его сжижение, от температуры

При атмосферном давлении элегаз, как и углекислый газ, может находиться только в газообразном и твердом состоянии. При Р_раб = 10⁵ Па температура перехода из твердого состояния в газообразное (температура возгонки) равна –63,8 °С. При давлении свыше Р_раб = 2,28∙10⁵ Па элегаз в зависимости от температуры может находиться во всех трех агрегатных состояниях. При этом давлении температура тройной точки равна –50,8 °С. Кривая давления насыщенного пара элегаза показывает, что он может быть снижен давлением: обычно элегаз транспортируется в жидком состоянии в баллонах.

Чистый элегаз при обычных условиях является химически инертным, несмотря на то, что в состав его молекулы входит фтор, являющийся одним из наиболее активных химических элементов, и при отсутствии в нем примесей абсолютно безвреден для человека. Безвреден элегаз и в смеси с воздухом. Безопасная доза для человека – не более 1 % содержания газообразного элегаза в воздухе. Поскольку элегаз тяжелее воздуха и плохо улетучивается, он накапливается в нижней части помещений, подвалах, в кабельных каналах, и, следовательно, в этих местах может образовываться концентрация элегаза в воздухе больше допустимой. Технические требования на элегаз представлены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Технические требования к элегазу

Для максимального использования высокой прочности элегаза электрическое поле в аппаратах должно быть однородным. В неоднородном поле возникает корона (рис.1.3), происходит разложение элегаза на низшие фториды, действующие неблагоприятно на многие конструкционные материалы, используемые в дугогасящих устройствах (ДУ). На величину напряжения возникновения короны U влияет полярность электрода с малым радиусом кривизны r.

И

U кор

Н

P, бар

Д

Uкор

П

r

частичных) в элегазе могут возникнуть чрезвычайно активные в химическом отношении и вредные для человека примеси, а также различные твердые соединения, оседающие на части конструкции аппарата и способные ухудшить его электроизоляционные характеристики.

Под воздействием электрических разрядов элегаз распадается и вместе с испаряющимся материалом контактов образует газообразные и твердые продукты распада. Они реагируют в основном с влагой с частичным образованием едких кислот. Твердые продукты распада оседают в виде белой пыли. Распавшийся элегаз имеет резкий запах, он раздражает слизистую оболочку и легкие и является ядовитым. Для поглощения газообразных продуктов распада элегаза в элегазовых выключателях закладываются специальные фильтры.

Приведем ряд соотношений, позволяющий получит расчетные оценки напряжения возникновения электрического разряда в элегазе. Для сравнения рассмотрим аналогичные соотношения для воздуха.

В соответствии с теорией газового разряда в электроотрицательных газах эффективный коэффициент ионизации в объеме газа α_эф связан с напряженностью электрического поля Е и относительной плотностью газа δ следующим соотношением:

, (1.1)

Здесь α_эф – в 1/см; Е – в кВ/см; δ = - относительная плотность воз-

духа; n - степень выражения в скобках, А и В – коэффициенты (табл. 1.2). Значения Р₀ и Т₀ , принимаемые за нормальные, соответственно равны 101,3 кПа и 293 К.

Таблица 1.2

Значения коэффициентов А и В для элегаза и воздуха

Как известно, условие самостоятельности разряда в газе (условие самоподдерживающегося разряда) имеет вид:

, (1.2)

где - длина промежутка, K – параметр, характеризующий условие образования самостоятельного разряда. В расчетах обычно принимается: для элегаза K_э = 18,4; для воздуха K_в = 8,2.

Для промежутков с однородным полем условие (1.2) принимает вид

α_эф· = K . (1.3)

При выполнении условия самостоятельности в таких промежутках происходит пробой. Значения соответствующих пробою разрядных напряженностей Е_р, кВ/см, и разрядных напряжений U_р = Е_р· , кВ, рассчитываются по (1.1) с учетом (1.3) и данных табл. 1.2.

Промежутки с неоднородным электрическим полем в элегазовых устройствах большей частью имеют так называемые радиальные поля с законом изменения напряженности по длине промежутка, описываемым выражением

Е_x = Е₀ (r₀/r_x)ⁿ, (1.4)

где Е_x – напряженность в точке х промежутка, Е₀ – напряженность на электроде радиуса r₀; r_x > r₀ – радиус эквипотенциали в промежуточной точке промежутка х.

В табл. 1.3 приведены формулы расчета Е_Р и U_Р для элегаза и воздуха.

Таблица 1.3

Формулы расчета Е_р и U_р для элегаза и воздуха

Для таких промежутков начальная напряженность Е_Н на поверхности электрода r₀ описывается следующим выражением

Е_н = Вδ , (1.5)

где Е_н в кВ/см, В – из табл. 1.2; r₀ – в см; а в см^С (см. табл. 1.4),

δ – относительная плотность воздуха.

Таблица 1.4

Значения коэффициентов С и а для элегаза и воздуха

Отметим, что Е_н в промежутках со слабонеоднородным электрическим полем соответствует пробою промежутка, а в промежутках с резконеоднородным электрическим полем соответствует возникновению коронного разряда в газе около электрода с r₀.

Сравнение элегазовых промежутков, работающих в элегазовых устройствах при давлении 0,3–0,6 МПа, с воздушными промежутками в установках, работающих атмосферном воздухе, показывает, что элегазовые промежутки имеют электрическую прочность примерно на порядок выше, чем воздушные.

Как указывалось выше, высокая диэлектрическая прочность элегаза позволяет сократить изоляционные расстояния при небольшом рабочем давлении газа, в результате этого уменьшаются масса и габариты электротехнического оборудования. Это, в свою очередь, дает возможность уменьшить габариты ячеек КРУЭ, что очень важно, например, для условий Севера, где каждый кубический метр помещения стоит очень дорого.

2. Элегаз как дугогасящая среда

В элегазовых выключателях гашение дуги происходит, так же как и в воздушных выключателях, за счет интенсивности охлаждения дуги потоком газа. Дугогасительная способность элегаза в 4,5-5 раз больше, чем при воздушном дутье при одинаковых условиях. Указанное преимущество объясняется главным образом составом плазмы и температурной зависимостью теплоемкости, теплопроводности, электропроводности от температуры. Скорость восстановления электрической прочности промежутка после угасания электрической дуги в элегазе примерно на порядок выше, чем в воздухе.

При разложении (диссоциации) многокомпонентной молекулы создаются низшие фториды серы SF₂, SF₄, атомы фтора и серы. При возникновении дуги в элегазе сильное взаимодействие электронов, обладающих высокой энергией, с молекулами полиатомарного элегаза вызывает их быстрое торможение до более низкой энергии захвата электронов и диссоциативного присоединения. Пробой элегаза, следовательно, возможен только при относительно высокой напряженности электрического поля. Напомним, что напряжение пробоя при частоте 50 Гц и давлении 100 кПа в однородном электрическом поле, в 2,5÷3 раза выше, чем соответствующее значение для воздуха. Это соответственно повышает дугогасящую способность элегаза. На рис. 1.5 изображена характеристика дугогасящей способности элегаза в сравнении с воздухом при разном давлении: I = f(P). Таким образом чистый элегаз прочнее воздуха, а при добавлении 50 % воздуха обладает дугогасящей способностью хотя и ниже, чем у чистого элегаза, но существенно выше, чем у воздуха.

Р, бар

В состоянии плазмы молекулы газа распадаются. При температурах порядка 2000 К теплоемкость элегаза резко увеличивается вследствие диссоциации молекул. поэтому теплопроводность плазмы в области температур 2000 – 3000 К значительно выше (на два порядка), чем у воздуха. При температурах порядка 4000 К диссоциация молекул уменьшается.

В то же время образующаяся в дуге атомарная сера с низким потенциалом ионизации способствует такой концентрации электронов, которая оказывается достаточной для поддержания дуги, даже при температурах порядка 3000 К. При дальнейшем росте температуры теплопроводность плазмы падает, достигая теплопроводности воздуха, а затем снова увеличивается. Такие процессы уменьшают напряжение и сопротивление горящей дуги в элегазе на 20 - 30 % по сравнению с дугой в воздухе вплоть до температур 12000 – 8000 К. При дальнейшем снижении температуры плазмы (до 7000 К и ниже) концентрация электронов в ней уменьшается, в результате электрическая проводимость плазмы падает.

При температурах 6000 К сильно уменьшается степень ионизации атомарной серы, усиливается механизм захвата электронов свободным фтором, низшими фторидами и молекулами элегаза. При температурах порядка 4000 К диссоциация молекул заканчивается, плотность электронов еще больше уменьшается, так как атомарная сера химически соединяется со фтором. Электрическая прочность промежутка постепенно увеличивается и в конечном счете восстанавливается.

Особенность гашения дуги в элегазе заключается в том, что при токе, близком к нулевому значению, тонкий канал дуги еще поддерживается и обрывается в последний момент перехода тока через ноль. К тому же после прохода тока через ноль, остаточный столб дуги в элегазе интенсивно охлаждается, в том числе за счет еще большего увеличения теплоемкости плазмы при температурах порядка 2000, и электрическая прочность быстро увеличивается.

Такая стабильность горения дуги в элегазе до минимальных значений тока при относительно низких температурах приводит к отсутствию срезов тока и больших перенапряжений при гашении дуги.

В воздухе электрическая прочность промежутка в момент прохождения тока дуги через ноль больше, но из-за большой постоянной времени дуги у воздуха скорость нарастания электрической прочности после прохождения значения тока через ноль мала.

Контрольные вопросы

1. Почему при нормальных условиях элегаз не вступает в реакцию ни с одним веществом, с которым контактирует, не растворяется в воде?

2. На каком основании элегаз считается электроотрицательным газом?

3. Какой недостаток элегаза создает проблемы при его использовании в электроаппаратостроении?

4. На какие категории разделяется элегаз в соответствии с рекомендациями СИГРЭ?

5. При каких условиях элегаз в электроаппаратах разлагается?

6. Каковы последствия разложения элегаза в электроаппаратах?

7. Какова дугогасящая способность элегаза по сравнению с воздухом при одинаковых условиях?

8. Чем объясняется стабильность горения дуги в элегазе? Как этот фактор влияет на надежность работы электрооборудования?

2. Изоляционные конструкции элегазового оборудования

2.1. Основные особенности оборудования с элегазовой изоляцией

Хорошие дугогасящие и изоляционные свойства элегаза позволили создать совершенно новый тип высоковольтных выключателей и распределительных устройств с великолепными характеристиками: высокая компактность, низкий уровень шумов, защита от случайных контактов с токоведущими частями и от попадания посторонних предметов благодаря металлической оболочке, а также полная пожаробезопасность.

Эксплуатационная способность элегаза улучшается в равномерном поле, в котором его электрическая плотность определяется соотношением

U_p = 8,9pl, где р – давление, l - расстояние между электродами. Поэтому для эксплуатационной надежности конструкции отдельных элементов распределительных устройств должны обеспечивать наибольшую равномерность и однородность электрического поля.

Дело в том, что в неоднородном поле появляются местные перенапряженности электрического поля, из-за которых возникает корона. Под действием короны происходит разложение элегаза на низшие фториды (SF₂, SF₄), действующие неблагоприятно на многие конструкционные материалы, используемые в дугогасящих устройствах. Поэтому все поверхности отдельных элементов металлических деталей выполняются гладкими, чистыми, очищенными от шероховатостей и заусенцев.

Недостатком элегаза является переход из газообразного состояния в жидкое при относительно высоких температурах. При температуре 0 С газ превращается в жидкость при давлении 0,25 МПа. При температуре минус 40 С элегаз превращается в жидкость при давлении около 0,4 МПа. Таким образом, если необходимо создать выключатель, работающий в среде с температурой -40 С необходимо, чтобы давление не превышало 0,4 МПа при плотности не более 0,03 г/см³. При повышении давления температура сжижения повышается. Поэтому для повышения надежности работы электрооборудования при температурах -40 С его следует подогревать. Так, бак элегазового выключателя для избежания перехода элегаза в жидкое состояние нагревают до +12 С, а установка комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией принята в закрытых и подогреваемых (не ниже -5 С) помещениях.

В силу специфических свойств элегаза, оборудование с изоляцией на его основе имеет ряд особенностей конструкции. Элегазовое оборудование производится полностью герметизированным. Для удобства монтажа, ревизии и ремонта полости разделены на отсеки, которые в пределах одной полости имеют одинаковое давление газа и друг от друга не герметизируются, но по отношению к внешней окружающей среде все отсеки (не зависимо от уровня в них) герметизируются. Отсеки соединяются между собой при помощи болтовых фланцевых соединений и литых эпоксидных изоляторов. Каждый изолятор имеет центральное отверстие для монтажа контактной аппаратуры токопроводящего контура. Такая конструкция позволяет при необходимости демонтировать и заменять отдельные элементы или целиком отсеки без разборки ячейки.

Литые изоляторы вместе с элегазом обеспечивают изоляцию от корпуса токоведущих частей, находящихся под напряжением, и крепятся к фланцам металлических конструкций при помощи болтов, имеющих надежное антикоррозийное покрытие.

Отсеки имеют автономную систему обеспечения элегазом и контроля давления, комплектуются в блоки, которые при транспортировке заполняются чистым азотом избыточного давления.

Чистый элегаз обладает негорючестью, нагревостойкостью до 800 С. При температуре менее 800 С элегаз является инертным газом. При наличии дуги образуется ряд химических соединений, обладающих коррозионными и токсическими свойствами. Для их поглощения в элегазовых выключателях встраиваются фильтры поглотители – сорберы из активированного Al₂O₃ или из молекулярных сит, которые поглощают как газообразные продукты разложения, так и влагу и обеспечивают безопасный уровень загрязнения элегаза. Следует отметить, что порошкообразные продукты разложения элегаза оседают на изоляционных поверхностях выключателей и другого оборудования и практически не влияют на прочность электрической изоляции. Необходимо отметить, что для надежной работы элегазовых выключателей содержание влаги в элегазе не должно превосходить сто миллионных долей по объему. Для обеспечения такого условия требуется специальная сушка элегаза перед вводом оборудования в эксплуатацию и принятие мер по поддержанию влажности на допустимом уровне в течение межревизионного срока (около 10 лет).

2.2. Газовые изоляционные промежутки

Давление элегаза в различных устройствах элегазового оборудования обычно составляет 0,3–0,6 МПа. При этом обеспечиваются малые размеры газовых промежутков, что позволяет выполнить их со слабонеоднородным электрическим полем. Наиболее распространены промежутки с коаксиальными соосными цилиндрическими, шаровыми и тому подобными электродами. Ограничение рабочих давлений элегаза обусловлено возможностью его сжижения при сравнительно высоких температурах. При давлении около 0,3 МПа температура сжижения элегаза составляет -45 С , а при 0,5 МПа -30 С. Такие температуры не являются редкостью для средней полосы, а тем более для северных районов нашей страны.

Понижение температуры сжижения, а следовательно, увеличение рабочего давления, может быть обеспеченно путем добавления к SF₆ газов, имеющих более низкие температуры сжижения. Наиболее перспективной является смесь элегаза с азотом, температура сжижения которого при 3 МПа составляет -70 С. Например, при 70 %-ном содержании азота в элегазе температура сжижения смеси при давлении 8 МПа составляет -45 С. Таким образом, рабочее давление такой смеси при температуре -45С почти в 30 раз больше, чем у чистого элегаза. Электрическая прочность такой смеси всего на 1015 % ниже прочности чистого элегаза. Это показывает перспективность применения смеси элегаза с азотом особенно при сверхвысоких напряжениях. Исключение ионизации при рабочих напряжениях необходимо для устранения возможности разложения газовой, твердой и комбинированной изоляции. Это требование характерно для всех видов внутренней изоляции, а не только для элегазовой. Существование частичных разрядов допускается, но их интенсивность должна быть ограничена. Степень ограничения интенсивности несамостоятельного разряда различна для разных видов изоляции. Например, для бумажно-элегазовой изоляции при рабочих давлениях до 0,5 МПа уровень разрядов не должен превышать 10^-12 Кл.

В целях уменьшения габаритов высоковольтных элегазовых аппаратов при конструировании стремятся обеспечить наибольшую однородность электрического поля изоляционных промежутков.

При определении разрядных напряжений промежутков необходимо учитывать гладкость поверхности электродов, которая характеризуется коэффициентом гладкости m < 1, так как микровыступы на поверхности электродов снижают Е_н .

Например, для соосных цилиндров с радиусами внутреннего и внешнего электродов соответственно r₀ и R разрядное напряжение равно

. (2.1)

Значение Е_н1 определяется по (1.5) с учетом коэффициента m. Для элегаза получим

Е_н1 = 89,3 mδ . (2.2)

Отметим, что m = 1 для цилиндрического электрода радиуса r₀ , m = 2 для шарового электрода радиуса r₀. Оптимальное соотношение между r₀ и R, при котором U_Р наибольшее, равно примерно 0,3.

Обозначим радиус микровыступа как R_z. При классе чистоты обработки 4 (R_z ~ 10 мкм) m ≈ 0,7, при классе 6 (R_z ~ 2 мкм) - m ≈ 0,85. Электроды для элегазовых устройств обрабатываются по классам выше 6. Повышают значения Е_н1 диэлектрические покрытия электродов.

На снижение Е_н1 влияют частицы пыли на электродах. Отсюда возникает требование к высокой чистоте элегаза в элегазовых устройствах.

Для закрепления и фиксирования положения токоведущих элементов в корпусе элегазового устройства применяются изоляторы – распорки. Конструкция и материал изоляторов выбираются таким образом, чтобы, по крайней мере, после двадцати лет эксплуатации электрическая прочность твердой изоляции была выше газовой. Наиболее распространенным материалом изоляторов является эпоксидный компаунд. Для изоляторов из эпоксидного компаунда максимальная рабочая напряженность не должна превышать 3-3,5 кВ/см, а уровень частичных разрядов при напряжении 1,5U_{раб.наиб.} не должен превышать 0,25 пКл.

Выбор формы поверхности изоляторов производится таким образом, чтобы исключить разряд по поверхности изолятора и пробой по его телу.

У изоляторов форма поверхности такова, что напряженность электрического поля на поверхности ниже напряженности электрического поля в газе. Снижение напряженности электрического поля в теле изолятора достигается применением закладных экранов в теле бочкообразного изолятора, а также путем создания соответствующей формы дисковых сплошных изоляторов.

Обязательным условием является плотное прилегание торцов изоляторов к электродам, металлизация этих торцов и заливка их эпоксидным компаундом.

Примеры элегазовых выключателей

Из всего многообразия элегазовых выключателей, выпускаемых ведущими электротехническими фирмами мира, приведем примеры выключателей НПО «Уралэлектротяжмаш» и фирмы АВВ.

Отдельностоящие элегазовые выключатели для ОРУ колонкового типа производства НПО «Уралэлектротяжмаш» образуют серию на номинальные напряжения 110, 220, 330, 500 и 750кВ. Трехфазный комплект этих выключателей состоит из трех механически не связанных друг с другом полюсов и распределительно шкафа. Выключатели имеют обозначение ВГУ, их технические характеристики приведены в прил. 1. В условном обозначении выключателя указываются его основные характеристики. Например, условное обозначение выключателя ВГУ-330Б-40/3150Y1 расшифровывается следующим образом:

В – выключатель;

Г – газовый;

У – конструктивное исполнение;

330 – номинальное линейное напряжение, кВ;

Б – категория внешней изоляции по длине пути утечки;

40 – номинальный ток отключения, кА;

3150 – номинальный ток, А;

Y1 – климатическое исполнение и категория размещения.

Приведем общие для всех выключателей серии конструктивные особенности и характеристики. Изолирующей и дугогасящей средой является элегаз при избыточном давлении 0,4 МПа. Опорная колонка и расположенные на ней дугогасительные устройства составляют единый газонаполненный узел, внутренняя полость которого заполнена элегазом. Дугогасительные устройства работают по принципу автопневматического дутья.

Управление контактами осуществляется приводом, расположенным в шкафу управления полюса. Для отключения применяется воздушный пневматический привод; включение осуществляется пружинами, которые заводятся при отключении. В отключенном положении контакты удерживаются с помощью механической защелки. Связь между приводом и гасительными устройствами осуществляется с помощью изоляционной тяги, которая находится в опорной колонке.

Собственное время отключения не более 0, 025 с, собственное время включения – не более 0,1 с.

Ресурс по коммутационной стойкости при номинальном токе отключения составляет 20 отключений, при номинальном токе – 3000 отключений. Ресурс по механической стойкости составляет не менее 5000 циклов «включение – пауза – отключение». Срок службы до списания – 25 лет. Выключатели эксплуатируются на высоте над уровнем моря до 1000 м. Рабочее значение температуры окружающего воздуха - от минус 45^оС до плюс 40^оС.

Выключатель фирмы АВВ LTB-D1 с воздушной камерой для свободного прохождения выпускается на номинальные напряжения 123-170 кВ. Номинальный ток и ток короткого замыкания соответственно I = 3150 А и I = 40 кА (прил. 2).

Энергия, требуемая для прерывания тока (гашения дуги) забирается из самой дуги. Это приводит к уменьшению энергии привода на 30 % (по сравнению с обычными элегазовыми выключателями). Поскольку потребление энергии незначительно, механическая нагрузка также сокращается и повышается надежность включения мощности и привода.

Выключатель мощности LTB-D1 комплектуется гидродинамическим приводом типа HMB-1, который, как показал многолетний опыт эксплуатации гидравлических систем, гарантирует высокую надежность и длительность эксплуатации всей конструкции. Выключатель LTB-D1 соответствует международным стандартам.

Развитие воздушных выключателей мощности LTB-D1 базируется на результатах новейших исследований и разработок в области техники камер с изменением техники компрессии до техники самостоятельной подачи с описанными здесь преимуществами.

Отсутствие необходимости повторного включения после перерывов токов, которое достигается через нацеленное, геометрически упорядоченное изолированное сопло и высокую диэлектрической прочности газа SF₆.

Преимущества в гашении нулевого прохождения, а так же низкого возвратного перенапряжения при включении индуктивных токов (мягкий контур тока).

Большое расстояние между подвижными и неподвижными контактами гарантирует диэлектрическую прочность под напряжением даже при атмосферном давлении элегаза.

Бесшумность отключения позволяет устанавливать выключатели этого типа в жилых районах.

Легкость технического обслуживания при нормальных условиях эксплуатации.

Незначительная нагрузка на фундамент.

Высокая надежность, апробированные компоненты, незначительная мощность двигателя, разделяемые контакты тока и нити накаливания.

Двойные кольца во всех местах уплотнения.

Три полюса включения расположены в одном корпусе, покрытом цинком от пожара.

Монтируется на двух опорах, которые крепятся на фундаменте.

Выключатель поставляется как в 3-х фазном, так и в однофазном вариантах исполнения.

При трехфазном исполнении все три фазы соединены друг с другом и приводом. В однофазном варианте исполнения каждая фаза выводится через свой собственный привод.

Электрические элементы управления и наблюдения совместно с приводом (приводами) размещены в общем шкафу, защищенном от влажности. Для того чтобы не допустить конденсата, применяется сушка. Каждая фаза включения оборудована фильтром, который адсорбирует влагу и продукты разложения, которые возникают при размыкании контактов.

Выключатель LTB-D1 имеет совмещенный датчик плотности для трех фаз, который позволяет следить за плотностью газа. Датчик работает по принципу относительного измерения плотности газа. Уплотнение газовых объемов SF₆ осуществляется кольцами из нитрокаучука при всех динамических и статических уплотнениях. Фаза включения при введении выключателя в эксплуатацию наполняется элегазом с давлением 0,5 МПа при температуре 40 С.

Короткие сроки монтажа и введение в эксплуатацию обеспечиваются, т.к. эти элементы монтируются заранее, а фаза включения поставляется при немного повышенном давлении элегаза.

Дугогасительная камера состоит из двух частей: нагревательная камера и камера сжатия. В процессе включения элегаз всасывается через платиновый вентиль в камеру сжатия.

При размыкании контактов выключателя поток элегаза направляется на горящую дугу, которая гасится при прохождении тока через нулевое значение. При токах короткого замыкания горящая дуга выделяет много тепла и нагревает газ в нагревательной камере, так что необходимое для гашения давление обеспечивается автоматически. Таким образом, не требуется какого-либо дополнительного привода, а значит и отсутствует дополнительный расход энергии. Энергия, необходимая для процесса гашения, берется из самой горящей дуги.

Надежность элегазового выключателя зависит в большой степени от системы уплотнения. Работа системы уплотнения должна быть гарантирована на много лет. Даже при экстремальных температурах потери элегаза не должны превышать 1 %. Выключатель мощности LTB снабжен двойными кольцами из нитрокаучука для всех динамических и статических уплотнений. Внутреннее уплотнение защищает пространство, наполненное газом, в то время как внешнее кольцо защищает от окружающей среды.

Возможность выключения элегазового выключателя и диэлектрическая прочность промежутка между контактами выключателя не зависит от плотности газа. Она оказывается независимой от температуры при условии постоянства объема.

Для наблюдения за состоянием элегаза целесообразно контролировать не давление газа, а плотность. Реле контроля плотности элегаза работает по принципу измерения исходного газа. Плотность подлежащего контролю элегаза (имеется в виду рабочий газ в выключателе) сравнивается с плотностью эталонного газа, содержащегося в специальном контрольном объеме.

Приводы управления и наблюдения расположены в отдельном шкафу приводов, закрепленном на раме выключателя. Там же находятся все вспомогательные устройства.

На основе небольшого усовершенствования процесса самогашения дуги фирме ААВ удалось разработать очень простой и компактный пружинно-гидравлический привод HMB-1 второго поколения. В его конструкции использованы опыт продолжительный эксплуатации элегазовых выключателей и преимущество гидравлической системы привода. Энергия аккумулируется с помощью набора тарельчатых пружин, обладающего высокой и долгосрочной рабочей стабильностью, надежностью и стойкостью к температурным перепадам. Система отключения привода и отвода энергии основана на конструктивных гидравлических элементах, таких как регулирующие клапаны и гидроцилиндры.

3.4. Тенденции развития конструкций выключателей

На основе анализа требований эксплуатации и технологических возможностей фирм - изготовителей выключателей, можно отметить следующие тенденции.

Уменьшение числа разрывов. При удовлетворении технических требований (по отключающей способности, коммутации емкостных токов и в режиме противофазы) уменьшение числа разрывов (что особенно важно для выключателей на напряжение 420 кВ и выше) позволит увеличить общую надежность выключателей.

В элегазовых отдельно стоящих выключателях удалось добиться более чем двукратного уменьшения числа разрывов, особенно на высоких классах напряжения, а также существенного увеличения коммутационного ресурса. При этом, однако, в экономически и технически обоснованных случаях из-за особенностей дугогашения в элегазе и физико-химических свойств этого газа пришлось несколько увеличить полное время отключения, уменьшить апериодическую составляющую, ограничить климатические районы применения выключателей.

Уменьшение полного времени отключения. Обычным требованием является отключение в течение двух периодов напряжения промышленной частоты, а в некоторых случаях еще быстрее. Уже сейчас имеются однопериодные воздушные выключатели. Уменьшение времени отключения наиболее легко достигается в воздушных выключателях и элегазовых автокомпрессионных выключателях с заземленным баком. Однако время отключения в два периода может быть получено в элегазовом выключателе, как традиционного исполнения, так и с заземленным баком. Обеспечение малого времени отключения и включения выключателей повышает надежность работы энергосистемы.

Применение предвключаемых и шунтирующих резисторов. Использование резисторов обоих типов определяется для каждой энергосистемы своими требованиями. Шунтирующие резисторы обычно применяются для ограничения перенапряжений в случае отключения ненагруженных трансформаторов или реакторов параллельной компенсации. Эти резисторы можно и не использовать при установке разрядников с большим запасом по коммутационным ресурсам или ограничителей перенапряжений. Предполагается использовать только предвключаемые или только шунтирующие резисторы, что может упростить конструкцию выключателя и его механизм управления.

Повышение коммутационной способности и электрической прочности изоляции. Необходимо сохранение полной отключающей способности и изоляционной прочности после отключения суммарного тока примерно 8I_o.ном, однако это может препятствовать уменьшению числа разрывов на полюс.

Повышение надежности по механическому ресурсу. Надежность по механическому ресурсу оказывает влияние на общую надежность энергосистемы и особенно важна для выключателей, используемых для ежедневных коммутаций линий реакторов параллельной компенсации.

Облегчение монтажа и упрощение обслуживания. Существует тенденция в создании выключателей, не требующих обслуживания, которые к тому же легче монтируются и ревизуются.

Увеличение номинальных токов. Увеличение номинальных токов до 6000 А и выше может быть достигнуто в воздушных и элегазовых автокомпрессионных выключателях; при этом для последнего необходимо разделение контактной системы на дугогасящую и токоведущую.

Таким образом, сегодня нельзя однозначно отдать предпочтение только одному типу выключателей. Элегазовым выключателям следует отдать предпочтение в области применения на напряжения 110-500 кВ, токи отключения до 50 кА, времена отключения 0,04-0,06 с, апериодическая составляющая менее 60 %, в климатических районах с минимальными минусовыми температурами выше минус 30 С. В ряде случаев в этой области они с успехом могут быть заменены воздушными и маломасляными выключателями.

В остальных случаях, особенно в районах с температурами до минус 60 С более надежными, а может быть и даже более экономичными могут оказаться воздушные выключатели.

Таким образом, с учетом огромного парка воздушных выключателей, находящегося в эксплуатации и требующего не только расширения, но и модернизации, вопросы применения воздушных выключателей остаются пока не менее актуальными, чем элегазовых.

В заключение следует отметить характеристики, которые являются основными для выключателей будущего:

• высокая надежность;

• малое время ревизий;

• отсутствие повторных пробоев и обеспечение полной изоляционной прочности во время эксплуатации.

3.5. Номенклатура элегазовых выключателей в России и за рубежом

Последнее десятилетие ознаменовалось очень быстрым изменением номенклатуры выпускаемых высоковольтных выключателей. Еще в конце 70–х годов подавляющий объем выпуска высоковольтных выключателей ведущих аппаратостроительных фирм составляли воздушные и маломасляные выключатели. В 80-е годы преимущества новых элегазовых аппаратов стали очевидны. В России стали применяться выключатели как зарубежного, так и отечественного производства.

Элегазовые выключатели серии ВГТ. Выключатели предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, а также работы в циклах автоматического повторного включения (АПВ) в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110 и 220 кВ. В прил. 3 приведены справочные данные по современным элегазовым выключателям серии ВГТ.

Выключатели изготовлены в климатическом исполнении У и предназначены для эксплуатации на открытом воздухе в районах с умеренным климатом при следующих условиях:

- окружающая среда – не взрывоопасная, не содержащая агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металл и изоляцию;

- верхнее рабочее значение температуры окружающего выключатель воздуха составляет 40 С;

- нижнее рабочее значение температуры окружающего выключательь воздуха составляет –45 С;

- относительная влажность воздуха: при температуре 20 С – 80 %, при температуре 25 С – 100 %;

- высота установки над уровнем моря не более 1000 м.

Длина пути утечки внешней изоляции (степень загрязнения II, категория исполнения Б) – на 110 кВ – не менее 280 см, на 220 кВ – не менее 570 см.

Основные преимущества.

1. Высокая надежность работы достигается, благодаря:

- пониженным усилиям оперирования выключателем. Энергия, необходимая для гашения токов кз, частично исполььзуется из самой дуги, что существенно уменьшает работу привода и повышает надежность.

- использованию соединений двойных уплотнений с обеспечением пониженного уровня естественных утечек, которые составляют не более 1% в год.

- современным технологическим и конструкторским решениям и применению надежных комплектующих (включаяя изоляторы зарубежного производства).

2. Высокая заводская готовность

3. Высокая коррозионная стойкость покрытий.

4. Отсутствие необходимости в сложном техническом обслуживании и ремонтах при нормальных условиях эксплуатации. Межремонтный период составляет 20 лет.

5. Возможность отключения токов назрузки при потере избыточного давления элегаза.

6. Сохранение электрической прочности изоляции выключателя при напряжении, равном 1,15 наибольшего фазного напряжения в случае потери избыточного давления элегаза в выключателе.

7. Низкий уровень шума при срабатывании соответствует высоким природоохранным требованиям.

8. Низкие динамические нагрузки на фундаментные опоры.

9. Полная взаимозаменяемость с маломасляными выключателями серии ВМТ.

10. Высокая коррозионная стойкость покрытий, применяемых для стальных конструкций выключателя.

11. Отсутствие необходимости в сложном техническом обслуживании и ремонтах при нормальных условиях эксплуатации. Высокий механический и коммутационный ресурсы, повышенные сроки службы уплотнений и комплектующих, обеспечивающих 20-летний межремонтный период.

12. Возможность отключения токов нагрузки при потере избыточного давления элегаза в выключателе.

13. Отключение емкостных токов без повторных пробоев, низкие перенапряжения.

14. Отсутствие феррорезонанса в сетях при эксплуатации выключателя ВГТ–220.

Принцип работы и устройство

Выключатель ВГТ-110II (рис. 3.1) состоит из трех полюсов (колонн), установленных на общей раме и механически связанных друг с другом. Все три полюса выключателя управляются одним пружинным приводом типа ППрК-1800С. В выключателе ВГТ-220II (рис. 3.2) каждый полюс имеет раму и управляется своим приводом.

Принцип работы выключателей основан на гашении электрической дуги потоком элегаза, который создается за счет перепада давления, обеспечиваемого автогенерацией, т.е. за счет тепловой энергии самой дуги. Включение выключателей осуществляется за счет энергии включающих пружин привода, а отключение – за счет энергии пружины отключающего устройства выключателя.

Устройство и работа составных частей.

Рама выключателя ВГТ-110 представляет собой сварную конструкцию, на которой установлены привод, отключающее устройство, колонны и электроконтактные сигнализаторы давления. В полости одного из опорных швеллеров рамы, закрытой крышками, размещены последовательно соединенные тяги, связывающие рычаг привода с рычагами полюсов. В крышке выполнено смотровое окно указателя положения выключателя. Рама полюса ВГТ-220 имеет аналогичную конструкцию.

Отключающее устройство установленно на противоположном от привода торце рамы и состоит из отключающей пружины, сжимаемой при включении выключателя тягой, соединенной с наружным рычагом крайней колонны. Пружина расположена в цилиндрическом корпусе, на наружном фланце которого находится буферное устройство, предназначенное для гашения кинетической энергии движущихся частей и служащее упором, при динамическом отключении выключателя.

Полюс выключателя ВГТ-110 представляет собой колонну, заполненную элегазом и состоящую из опорного изолятора, дугогасящего устройства с токовыми выводами, механизма управления с изоляционной тягой.

Полюс выключателя ВГТ-220II состоит из двух колонн, дугогасительные устройства которых установлены на сдвоенных опорных изоляторах и соединены последовательно с двумя шинами. Для равномерного распределения напряжения по дугогасительным устройствам паралельно к ним подключены шунтирующие конденсаторы.

Дугогасящее устройство содержит размыкаемые главные и снабженные дугостойкими наконечниками дугогасительные контакты, поршневое устройство для создания давления в его внутренней полости и фторопластовыми соплами, в которых потоки элегаза приобретают направление, необходимое для эффективного гашения дуги. В верхней части дугогасительного устройства расположен контейнер, наполненный активированным адсорбентом, поглощающим из газовой области влагу и продукты разложения элегаза.

Механизм управления колонны размещен в корпусе и опорном изоляторе и состоит из шлицевого вала с наружным рычагом и внутреннем рычагом. Шлицевой вал установлен в подшипниках и уплотняется манжетами. Внутренний рычаг через нерегулируемую изоляционную тягу соединен со штоком подвижного контакта. В корпус механизма встроен клапан автономной герметизации, через который с помощью медной трубки присоединяется сигнализатор давления.

Клапан автономной герметизации состоит из корпуса и подпружиненного клапана, узла подсоединения трубки сигнализатора и заглушки, устанавливаемой на время транспортирования и после заполнения элегазом при вводе в работу для обеспечения надежной герметизации внутренней полости колонны.

Электроконтактный сигнализатор давления показывающего типа снабжен устройством температурной компенсации, приводящем показания давления к температуре 20 С, и двумя парами нормально замкнутых контактов. Первая пара контактов размыкается при снижении давления до 0,34 МПа, подавая сигнал о необходимости пополнения полюса, вторая пара размыкается при давлении 0,32 МПа, блокируя подачу команды на электромагниты управления. Пружинный привод типа ППрК-1800С с моторным заводом рабочих пружин представляет собой отдельный, помещенный в герметизированный трехдверный шкаф, агрегат. Привод имеет два электромагнита отключения и снабжен блокировочными устройствами, предотвращающими:

- проход команды на включающий электромагнит:

• при включенном выключателе,

• при не взведенных пружинах;

- проход команды на отключающий электромагнит при отключенном выключателе;

- «холостую» динамическую разрядку рабочих пружин;

- включение электродвигателя завода пружин при ручном их заводе.

Рама выключателя имеет антикоррозийное покрытие.

Выключатели транспортируются транспортными единицами:

- рама выключателя с установленным на ней приводом, отключающей пружиной и элементами механической связи полюсов;

- ящики с тремя колоннами: 1 – для ВГТ-110,

2 – для ВГТ-220.

Колонки транспортируются к заказчику заполненными элегазом до транспортного давления 0,05 МПа. При монтаже выключателей производится дозаполнение колонн элегазом до рабочего давления без предварительного вакуумирования.

Основные циклы и операции

Выключатели выполняют следующие операции и циклы:

1) отключение (О);

2. включение (В);

3. включение–отключение (ВО), в том числе – без преднамеренной выдержки времени между операциями (В) и (О);

4. отключение–включение (ОВ) при любой бесконтактной паузе, начиная от t_бк, соответствующей t_бт;

5. отключение–включение–отключение (ОВО) с интервалами времени между операциями согласно п.п. 3 и 4;

6. коммутационные циклы:

О – 0,3 с – ВО – 180 с – ВО

О – 0,3 с – ВО – 20 с – ВО

О – 180 с – ВО – 180 с – ВО

Допустимое для каждого полюса выключателя без осмотра и ремонта ДУ число операций отключения (ресурс по коммутационной стойкости) составляет:

• при токах в диапазоне свыше 60 до 100 % номинального тока отключения – 20 операций;

• при токах в диапазоне свыше 30 до 60 % номинального тока отключения – 34 операции;

• при рабочих токах, равных номинальному току, – 3000 операций «включение–произвольная пауза–отключение».

Допустимое число операций включения для токов КЗ должно составлять не более 50 % от допустимого числа операций отключения;

допустимое число операций включения при нагрузочных токах равно допустимому числу операций отключения.

Выключатели имеют следующие показатели надежности и долговечности:

• ресурс по механической стойкости до капитального ремонта – 5000 циклов «включение–произвольная пауза–отключение» (В – t – О);

• срок службы до первого ремонта – 20 лет, если до этого срока не исчерпаны ресурсы по механической или коммутационной стойкости;

• срок службы – 40 лет.

В комплект поставки выключателей входит:

• комплект специальных инструментов и принадлежностей (для монтажа, технического обслуживания и ремонтов) – одиночный комплект ЗИП;

• комплект оборудования для заполнения полюсов элегазом (баллоны с элегазом для первого заполнения, шланги с присоединительными наконечниками и патрон-фильтр для дополнительной осушки элегаза) – групповой комплект ЗИП (поставляется на комплект из трех и менее выключателей, отправляемых в один адрес).

В прил. 4, 5 и 6 показаны современные отечественные элегазовые выключатели.

3.6. Критерии оценки конструкций выключателей

Для оценки предложенных конструкций во внимание принимались: конструктивное исполнение дугогасящих устройств (ДУ) (включая наличие резисторов, используемых при включении и отключении, и тип дугогасящей среды); тип привода; тип устройства для передачи движения и механизма; сейсмостойкость; удобство обслуживания и монтажа; компоновка выключателя с заземленным баком или с ДУ, расположенными на опорной фарфоровой изоляции.

Приводы элегазовых выключателей. Привод выключателя предназначен для операции включения, для удержания во включенном положении и для отключения выключателя. Привод – это специальное устройство, создающее необходимое усилие для производства перечисленных операций. В некоторых выключателях привод конструктивно связан в одно целое с его контактной системой (воздушные выключатели).

Основными частями привода являются: включающий механизм, запирающий механизм (защелка, собачка), который удерживает выключатель во включенном положении, и расщепляющий механизм, освобождающий защелку при отключении.

Наибольшая работа в существующих конструкциях выключателей совершается приводом при включении, так как при этой операции преодолевается собственная масса подвижных контактов, сопротивление отключающих пружин, трение и силы инерции в движущихся частях. При включении на существующее КЗ механизм привода, кроме того, должен преодолеть электродинамические усилия, отталкивающие контакты друг от друга.

Операция включения во избежание приваривания контактов выключателя должна производиться быстро. Чем меньше время включения, тем меньше пауза при АПВ.

При отключении работа привода сводится к освобождению защелки, удерживающей механизм во включенном положении. Само отключение происходит за счет силы сжатых или растянутых отключающих пружин.

В настоящее время широко применяются приводы – со сжатым воздухом и гидравлический, они удовлетворяют всем предъявляемым требованиям.

Приводы со сжатым воздухом имеют следующие преимущества: простота конструкции, известная технология изготовления, отсутствие длинных трубопроводов высокого давления. Недостатками таких проводов является невозможность работы с влажным воздухом, необходимость периодического ремонта компрессора, шум во время работы.

Гидравлические приводы имеют следующие преимущества: простота изменения скорости подвижных частей, небольшой путь их перемещения, малые инерционные силы. Недостатками таких приводов являются: возможность утечки жидкости во время монтажа и попадание воздуха, быстрый износ уплотнений, необходимость использования высококвалифицированного персонала при монтаже и обслуживании.

Главное требование к любому приводу заключается в том, чтобы в случае снижения давления жидкости или газа в любой части магистрали выключатель остался в том положении, в котором он находился. Некоторое предпочтение отдается приводам со сжатым воздухом.

Устройства для передачи движения. Предпочтение отдается коротким изолирующим тягам, как в баковых элегазовых выключателях. Длинные тяги также применимы, если они имеют направляющие (по крайней мере одну). При осевых нагрузках критическими являются в них нагрузки на сжатие. Предпочтение отдается эластичным уплотнениям. Должны использоваться подшипники, не требующие обслуживания: подшипники качения или скольжения. Движение передающих устройств должно быть плавным, при непрерывном движении не должно быть резкого торможения; передачи должны иметь минимальное число движущихся частей и не затруднять доступ к главному приводу основных и вспомогательных ДУ.

Сейсмостойкость. Выключатели с заземленным баком являются самыми сейсмостойкими. Собственная частота механических колебаний таких выключателей примерно 15 Гц. Поэтому должны испытываться только вводы. Наиболее нагруженными являются основания вводов и их уплотнения.

Выключатели традиционной конструкции (так для краткости называются здесь элегазовые выключатели, имеющие конструкцию, аналогичную воздушным или маломасляным выключателям) имеют массу, сконцентрированную на высоте примерно 10 м, поддерживаемую колонкой изоляторов, которая является эластичной частью выключателя. Выключатель такой конструкции фирмы «Мерлин Жерен» (Франция) успешно выдержал испытания. При наличии предвключаемых резисторов нагрузки на выключатель при этих испытаниях увеличиваются. Действительно, в этом случае увеличивается масса на конце эластичной части конструкции, следовательно, возрастает амплитуда колебаний. Частота собственных колебаний уменьшается, а нагрузка на основание столба из изоляторов возрастает. Чем больше нормированное напряжение ДУ, тем выше жесткость этих требований, так как масса ДУ увеличивается.

Вводы выключателей с заземленным баком. Применение маслонаполненных вводов является наилучшим решением, так как оно позволяет использовать опыт эксплуатации вводов трансформаторов сверхвысокого напряжения. Элегазовые вводы в выключателях, имеющих ДУ с двумя ступенями давления, хорошо зарекомендовали себя в эксплуатации. Некоторое неудобство вызывает отсутствие специального уплотнения, поэтому нужно проявлять осторожность при обслуживании и монтаже, чтобы исключить возможность попадания влаги во ввод.

Монтаж и обслуживание элегазовых выключателей.

Для выключателей с заземленным баком возникают следующие трудности:

• необходимо на месте монтажа выполнять ревизию частей, находящихся под напряжением;

• появляются проблемы, вызванные конденсацией влаги внутри бака, когда его открывают во время обслуживания;

• затруднен доступ в бак; чем больше количество элегаза, тем более сложное оборудование необходимо для накачивания его в выключатель;

• для ревизии выключателя необходимо примерно 30 часов, а это достаточно большое время;

• возможна конденсация влаги внутри бака, если ввод разгерметизировался;

• пыль, грязь и различные металлические частицы, которые проникают в бак во время ревизии, могут уменьшить электрическую прочность по отношению к земле.

В элегазовых выключателях традиционной конструкции ДУ практически герметичны; в этом случае они могут заменяться запасными примерно за 6 часов. При этом выполняются только механические операции, работ с элегазом не проводится. Использованные ДУ могут быть отремонтированы в мастерской. Если ДУ не герметизированы, то при обслуживании необходимо откачать элегаз опорной колонны. Следовательно в этом случае существуют такие же проблемы (проблема конденсации), как и в случае выключателя с заземленным баком, хотя и в меньшей степени.

Сравнение элегазовых выключателей традиционного исполнения и бакового типа. Оба типа выключателей приемлемы и удовлетворяют эксплуатационным требованиям, однако полезно сравнить их недостатки и достоинства. Очевидно, что ряд проблем, таких как передача движения, особенно в случае малых времен отключения и очень больших отключаемых токов (63-80 кА) с временем отключения два периода при 60 Гц, сейсмостойкость и высокая продольная электрическая прочность, могут быть успешно решены для автокомпрессионных выключателей.

Выключатели традиционного исполнения имеют следующие преимущества:

• простота сборки и обслуживания (например, в случае повреждения шунтирующих конденсаторов, предвключаемого резистора, ДУ);

• необходимость небольшого количества элегаза;

• легкость доступа к отдельным узлам и меньшее время ревизии. Недостатками выключателей являются: меньшая сейсмостойкость и длинные тяги в передачах к механизму управления контактами.

Выключатели с заземленным баком имеют следующие преимущества:

• два ввода с повышенной прочностью изоляции (что важно в случае сильно загрязненной среды);

• лучшая координация изоляции в отключенном состоянии выключателя;

• короткие передачи движения;

• меньшее собственное время отключения;

• более защищенный привод;

• установка тороидальных трансформаторов тока внутри выключателя;

• повышенная сейсмостойкость.

К недостаткам таких выключателей относятся:

• сложность монтажа и обслуживания;

• необходимость проведения полных испытаний полюса, чтобы доказать отсутствие разрядов на бак;

• большая сложность конструкции вводов, чем конструкция изоляционных опор в выключателе традиционного исполнения;

• необходимость устройств для измерения извне переходных сопротивлений контактов и обнаружения наличия пыли.

В идеальном случае монтаж и обслуживание следует проводить в чистом, закрытом помещении с кондиционированием. Поэтому существенно, что именно изготовитель определяет условия монтажа и обслуживания на месте установки выключателя, принимая во внимание климатические условия окружающей среды, в которых находится подстанция. Этим гарантируется, что выключатель не будет загрязнен при монтаже. Желательно, чтобы изготовитель обеспечил потребителя оборудованием, необходимым для монтажа и ревизий.

Контрольные вопросы

1. Какие типы элегазовых выключателей выпускаются в настоящее время?

2. При каких номинальных напряжениях элегазовые выключатели являются наиболее перспективными?

3. Какие принципы гашения дуги применяются в элегазовых выключателях?

4. Для чего на внутренней поверхности элегазовых выключателей предусмотрены специальные карманы (протоки)?

5. В каких случаях наблюдается снижение дугогасящей способности элегазовых выключателей?

6. Каковы тенденции развития конструкций элегазовых выключателей?

7. Какие приводы применяются в элегазовых выключателях?

4. Особенности эксплуатации элегазовых выключателей и комплектных распределительных устройств (круэ)

4.1. Охрана труда при эксплуатации отдельностоящих элегазовых выключателей и круэ

Свойства чистого элегаза, содержащего небольшое количество технологических примесей, определяют условия и специфику эксплуатации устройств, в которых в качестве изоляционной и дугогасительной среды применяется элегаз. При температурах, которые могут встречаться при нормальной эксплуатации аппаратов, чистый элегаз является одним из самых прочных химических соединений и поэтому не воздействует ни на какие вещества и материалы, применяемые в практике и электроаппаратостроении.

Технический, а тем более чистый элегаз не токсичен. Он не горит и не поддерживает горения, а потому взрыво- и пожаробезопасен, что является одним из возможных его свойств.

Однако не следует забывать, что элегаз не поддерживает и жизни. Помещения, в которых может накапливаться элегаз, должны хорошо вентилироваться.

Под действием короны или частичных разрядов элегаз разлагается на низшие, легко гидролизирующиеся фториды. Это токсичное соединение если и образуется, то в столь малых концентрациях, которые практически не поддаются обнаружению.

Под воздействием дуги отключения даже в хорошо просушенном элегазе в реакцию с ним вступают пары металла электродов, в результате чего образуются слои плавиковой кислоты и кислот на основе серы в виде тонкого белого или сероватого порошка, а также незначительное количество низших фторидов. Сухой порошок – хороший диэлектрик, поэтому его оседание на поверхности изоляционных материалов может вызвать усиление локальной неоднородности электрического поля. При ревизиях порошок легко убирается обыкновенным сметанием или струей воздуха. Для предотвращения образования плавиковой и других кислот на деталях аппаратов (при взаимодействии низших фторидов с атмосферной влагой в момент вскрытия аппарата) необходимо, чтобы эти продукты по мере их образования удалялись.

4.2. Диагностика элегазовых выключателей

Последовательность диагностических процедур может быть представлена в следующем порядке.

1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления.

2. Испытание изоляции вторичных цепей обмоток электромагнитов управления.

3. Измерение сопротивления по постоянному току.

1. Измерение сопротивления главной цепи.

Сопротивление главной цепи должно измеряться как в целом всего токоведущего контура каждого полюса, так и отдельно каждого разрыва ДУ. При текущих ремонтах сопротивление токоведущего контура каждого полюса выключателя измеряется в целом.

2. Измерение сопротивления обмоток электромагнитов управления и добавочных резисторов в их цепи.

Измеренное значение сопротивления должно соответствовать заводским нормам.

4. Проверка минимального напряжения срабатывания выключателя.

Выключатель должен срабатывать при напряжении не более 0,7 U_ном при питании привода от источника постоянного тока; не более 0,65 U_ном при питании привода от сети переменного тока при номинальном давлении элегаза в полостях выключателя и наибольшем рабочем давлении в резервуарах привода. Напряжение на эти электромагниты должно подаваться толчком.

5. Испытания конденсаторов делителей напряжения.

Значения, полученные при испытании, должны соответствовать значениям завода-изготовителя.

6. Проверка характеристик выключателя.

7. Испытание выключателя многократным опробованием.

8. Проверка герметичности.

Проводится с помощью течеискателя. При испытании на герметичность щупом течеискателя обследуются места уплотнений стыков соединений и сварных швов. Испытание производится при номинальном давлении элегаза.

9. Проверка содержания влаги в элегазе.

Содержание влаги определяется на основании измерения точки росы. Температура точки росы элегаза должна быть не выше –50 °С.

10. Испытание встроенных трансформаторов тока.

11. Тепловизионный контроль.

При контроле оценивается нагрев контактов и контактных соединений токоведущего контура выключателя.

4.3. Опыт установки элегазовых выключателей на подстанции «Киндери»

Реконструкция ячеек 500 кВ на подстанции «Киндери 500» происходила в несколько этапов. Первый этап планомерного процесса реконструкции на подстанции «Киндери 500» заключался в замене воздушных выключателей, выработавших свой ресурс на ОРУ 500 кВ. Специально для подстанции «Киндери 500» были закуплены элегазовые выключатели серии ELF SP 7-2 у фирмы АВВ. Старые выключатели были демонтированы и на их место установлены новые (прил. 7, фото 1, 2).

Процесс демонтажа и монтажа одной ячейки занял при этом около одного месяца и состоял из следующих процедур: вывод выключателя из эксплуатации; отсоединение вторичных цепей; отсоединение воздушных трубопроводов; снос выключателя с сохранением железобетонных стульев.

Конструкция выключателя типа ELF SP 7–2 описана ниже.

В состав выключателя серии ELF SP 7-2 входят:

• три полюса размыкания;

• общий шкаф управления;

• электрические соединительные кабели.

Каждый полюс выключателя состоит из следующих основных частей:

• одна сдвоенная ДУ камера;

• одно устройство изоляции на землю;

• одна сдвоенная ДУ камера с камерами предвыключаемых резисторов;

• один гидравлический приводной механизм с пружиной аккумулирования энергии типа АНМА;

• одна опора выключателя;

• один датчик плотности типа ELK WT;

• два управляющих конденсатора;

• шкаф управления.

К основным средствам управления контроля приборами относятся:

• селекторный переключатель REMONTE/LOCAL;

• управляющие выключатели;

• переключатели защиты электродвигателей;

• миниатюрные выключатели;

• вспомогательные контакторы;

• счетчики импульсов;

• счетчик время эксплуатации.

Принцип действия элегазового выключателя ELF SP 7–2 обусловлен его основными элементами.

А) Выключатель предназначен для проведения и прерывания номинального тока, а также тока КЗ. Выключатель обеспечивает изоляцию номинальных напряжений и перенапряжений от электрического потенциала земли, а при разомкнутом положении контактов изоляция обеспечивается через ДУ камеру.

Б) Управляющий конденсатор предназначен для равномерного распределения напряжения при разомкнутых контактах.

В) Камера предвыключаемого резистора. Предвыключаемый резистор ограничивает величину перенапряжений, которые возникают в момент подключения нагрузки допустимого уровня к линиям электроснабжения, находящимся в режиме без подключения нагрузки. При подключении контакт резистора замыкается до момента замыкания контакта дугогасительной камеры. Резистор ограничивает величину возникающего тока. При размыкании, подвижная часть переключаемого контакта, перемещается быстрее фиксированного контакта, снабженного пневматическим устройством задержки. Это приводит к тому, что контакт резистора размыкается раньше размыкания контакта дугогасительной камеры. В результате в камере контакта резистора всегда поддерживается изоляционное расстояние.

Характеристики элегазового выключателя типа ELF SP 7-2 приведены в прил. 2, а общий вид выключателей на подстанции - в прил. 4.

Рассмотрим особенности монтажа выключателя типа ELF SP 7-2.

Выключатель поставляется на место монтажа в разобранном виде.

В состав выключателя входят следующие узлы:

• три сдвоенные дугогасительные камеры;

• три сдвоенные дугогасительные камеры с камерами предвыключаемых резисторов;

• три устройства связи на землю 104/105/106/107 (в зависимости от типа выключателя);

• три гидравлических приводных механизма с пружиной аккумулирования энергии типа АНМА;

• один шкаф управления;

• три опоры выключателя (сварные);

• две опоры шкафа управления;

• три датчика плотности типа ELK WT;

• три манометра с трубопроводами;

• шесть управляющих конденсаторов;

• электрические соединительные кабели.

Поставляемые узлы колонки полюса прошли заводские испытания и были полностью подготовлены к сборочным операциям.

Устройства изоляции на землю и сдвоенные дугогасительные камеры заполнены элегазом под абсолютным давлением Р_абс = 150 кПа при температуре 20 °С.

Далее следовали подготовительные операции:

• обеспечение средств общего назначения;

• обеспечение специальных документов, зажимных устройств и приспособлений;

• проверка элегаза;

• заполнение элегазом поставляемых узлов.

Если давление газа в узлах ниже значения Р_абс = 150 кПа ± 25 кПа при температуре 20 °С, то необходимо:

• довести давление газа посредством заполнения соответствующих полостей до значения Р_абс = 200 кПа;

• проверить узлы на отсутствие утечки;

• выпустить газ из узлов;

• заполнить полости узлов элегазом до Р_абс = 150 кПа;

• измерить влажность.

Процедура монтажа:

• монтаж опор выключателя;

• установка на опору устройства изоляции на землю;

• установка сдвоенной дугогасительной камеры на устройство изоляции на землю;

• монтаж приводного механизма типа АНМА;

• монтаж датчика плотности;

• монтаж датчика плотности на полюсе выключателя;

• пристыковка манометра к раме опоры выключателя;

• монтаж шкафа управления;

• осуществляются электрические соединительные линии между гидравлическим приводным механизмом с пружиной аккумулирования энергии и шкафом управления и линии управления между датчиком плотности и шкафом управления.

Заполнение смесью газов SF6/CF4 до номинального давления.

1. Ввод в эксплуатацию:

• заполнение элегазом до номинального давления;

• заполнение смесью газов SF6/CF4 до номинального давления.

Сначала заполняется элегаз до значения парциального давления. После этого заполняется газ CF4 до заданной величины давления изолирующего газа;

• процедура пополнения.

Если отношение 53% газа SF6 к 47 % газа CF2 не сохранилось, то в первую очередь следует пополнять тот газ, в котором имеется недостаток.

2. Возвращение в эксплуатацию после капитального ремонта.

3. Доведение давления в гидравлической системе до рабочего значения.

Установленные на подстанции «Киндери 500» элегазовые выключатели ELF SP 7-2 работают надежно, имеют стабильные характеристики и удобны в эксплуатации.

В настоящее время на подстанции завершена замена масляных выключателей на элегазовые в ОРУ-220 (прил. 7, фото 3, 4) и осуществляется постепенная замена маслообъемных выключателей типа У-110 в ОРУ-110 на элегазовые.

Контрольные вопросы

1. В чём состоят особенности техники безопасности при эксплуатации элегазового оборудования?

2. Какова последовательность диагностических процедур для элегазовых выключателей?

3. Как измеряется сопротивление токоведущего контура каждого полюса элегазового выключателя при текущих ремонтах?

4. Как производится проверка герметичности выключателя?

5. Как определяется содержание влаги в элегазе выключателя?

5. Герметичные комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией

5.1. Преимущества подстанций с круэ

Впервые комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией появились на мировом рынке в конце 60-х годов ХХ века. В настоящее время в промышленно развитых странах применение КРУЭ чрезвычайно распространено. Быстрое и широкое внедрение КРУЭ связано главным образом с их исключительной компактностью, причем без ущерба для других технических характеристик. Это позволяет наиболее рационально решать проблему использования земельных участков, которая при обосновании и выборе электроустановок нередко является определяющей. Так, площадь, занимаемая ячейкой с выключателем 220 кВ ОРУ с воздушной изоляцией, выполненного по схеме с двумя системами сборных шин с обходной системой шин, составляет не менее 0,1 га, что по крайней мере в 10 раз больше, чем требуется для ячейки КРУЭ соответствующего класса напряжения, имеющего ту же схему.

Компактные размеры КРУЭ обеспечивают большое разнообразие конструкций, которые в свою очередь обеспечивают внутреннюю, наружную, подземную, комбинированную установку (даже для временной эксплуатации). Модульная конструкция КРУЭ в связи с её компактностью обеспечивает выполнение специальных требований к рабочей площадке в большей степени, чем это возможно для закрытых распределительных устройств (ЗРУ). Площадь территории, требуемая для подстанции КРУЭ, находится в диапазоне приблизительно от 10 до 20 % от площади, требуемой для ОРУ с учетом только коммутационной аппаратуры. Максимальная экономия достигается при помощи кабельных соединений и коротких кабельных каналов КРУЭ. В большинстве случаев компактность и уменьшение площади обеспечивают оптимальный выбор новых запланированных подстанций на основе требований к сети. Для внутреннего или подземного КРУЭ это возможно даже в городских зонах или районах с высокой плотностью населения. Достаточно часто это обеспечивает строительство подстанции в месте потребления электроэнергии, что приводит к значительному снижению себестоимости распределительной сети.

В случае гидроэлектростанций (ГЭС), КРУЭ может быть смонтировано рядом с турбинами и генераторами, что обеспечивает значительную экономию кабельной сети или шинопроводов. Возможность монтажа подстанции как можно ближе к повышающим трансформаторам увеличивает надежность всей электростанции.

КРУЭ с более высокими номинальными параметрами может использоваться для замены ОРУ и ЗРУ в случае возрастающих потребностей в электроэнергии или более высокого напряжения передачи электроэнергии без требования дополнительных площадей для размещения оборудования.

Применение КРУЭ внесло значительный вклад в оптимизацию планирования подстанций, проектирования, технического обслуживания и эксплуатацию, а также позволило повысить надежность подстанций с точки зрения их устойчивости к климатическим факторам и к сейсмическим воздействиям.

КРУЭ выполняются на различные напряжения, вплоть до 800 кВ, могут быть установлены на подстанциях почти всех возможных конструкций и по своим техническим и экологическим характеристикам удовлетворяют требованиям, предъявляемым к аппаратуре, работающей в городских, промышленных, а также сельских зонах.

Широкое использование КРУЭ не ограничивается городскими районами и областями с высоким уровнем загрязнения окружающей среды. Они особенно подходят для электростанций, здания которых может быть легко приспособлено для размещения РУ и трансформаторов (прил. 8, фото 2).

По данным фирмы «Сименс» для одного ОРУ 500 кВ потребовалась площадь 30000 м². Используя КРУЭ, удалось уменьшить потребную площадь до 920 м² (сокращение площади более чем в 30 раз). Компактность конструкции КРУЭ позволяет размещать их в закрытых помещениях и этим самым полностью решить вопрос влияния климатических условий, в том числе низких температур. Металлическая оболочка КРУЭ делает РУ совершенно нечувствительным к влиянию окружающей среды: к солевым отложениям вблизи моря, промышленным испарениям и осадкам, а также к песочным бурям. Малая площадь и объем резко снижают стоимость строительных работ, особенно в условиях скального грунта и вечной мерзлоты.

На начальных этапах новая высоковольтная элегазовая распределительная аппаратура использовалась почти исключительно в тех случаях, когда имелись пространственные ограничения, наблюдалась крайне неблагоприятная экологическая обстановка или когда использование обычной воздушной технологии было затруднено.

Как и в случае с другой технической аппаратурой, растущее применение КРУЭ была обусловлено главным образом общими экономическими соображениями. Быстрое развитие элегазовой технологии привело также к сближению общего уровня затрат между воздушной и элегазовой высоковольтной распределительной аппаратурой.

Хотя первоначально расходы на установку КРУЭ могут превосходить затраты на монтаж обычного оборудования, высоковольтное элегазовое оборудование сокращает многие вторичные издержки и нередко приводит к снижению общей стоимости проекта. Кроме того, эффект от экономии занимаемых площадей будет увеличиваться по мере роста рабочего напряжения.

Кроме компактности для КРУЭ характерны также высокие надежность, степень безопасности для эксплутационного персонала и сейсмостойкость, простота монтажа и обслуживания, незначительные эксплуатационные расходы, гибкость компоновочных решений, малая продолжительность подготовки площадки сооружения. Для элегазового оборудования не существует проблем влияния мощных электрических полей и слышимого шума. Шум от работы коммутационной аппаратуры ОРУ и может быть значительным, особенно если подстанция расположена близко к жилью. Шум, производимый КРУЭ, если это не внутренняя установка, будет значительно ниже, чем шум, производимый эквивалентной подстанцией с ОРУ. Излучение электромагнитных полей также может быть значительно ниже, чем в случае ОРУ, в зависимости от конструкции и системы заземления.

Герметизация КРУЭ обеспечивает высокую степень безопасности для операторов и другого персонала вследствие того, что невозможно прикоснуться к какой-либо части коммутационной аппаратуры, находящейся под напряжением. Предусмотрена защита от проникновения животных.

Учет сейсмичности может потребовать обеспечения существенной менической опоры и придания жесткости элементам ОРУ или ЗРУ для того, чтобы выполнить специфические требования. Конструкция КРУЭ обеспечивает более простое выполнение требование сейсмических критериев при более низких общих затратах.

С учетом более низкой потребности к занимаемому пространству в сравнении с ОРУ влияние на окружающую среду минимизировано (вырубка лесов, строительные работы в горных районах). Визуальное воздействие ОРУ и связанных с ним воздушных линий электропередачи может быть неприемлемо в районах исключительной природной или архитектурной красоты и в центре города. Компактность КРУЭ позволяет скрыть подстанцию от взгляда общественности.

Недостатком КРУЭ является их высокая стоимость, которая в два и более раза может превышать стоимость оборудования альтернативного РУ с традиционной изоляцией. Однако, по зарубежным данным, с учетом других стоимостных факторов (затраты на строительную часть, проектирование, монтаж, обслуживание и т.д.) использование КРУЭ нередко оказывается целесообразным, причем даже без принятия во внимание цены земельного участка, которая может превышать стоимость самой электроустановки. Предполагается, что современные КРУЭ будут удовлетворительно работать в течение многих лет с минимальным техническим обслуживанием или даже без него. В первую очередь это касается внутренних КРУЭ, когда исключено ухудшение характеристик вследствие воздействия погодных условий.

КРУЭ внутренней установки предназначены для эксплуатации внутри помещения. Оно может быть установлено в новом здании, в существующем здании, в подземной полости, в дамбе. КРУЭ внутренней установки необходимо в следующих случаях:

• городские районы, места с природной красотой или сложной топографией;

• загрязненные или прибрежные зоны, либо зоны на большой высоте над уровнем моря;

• стратегические размещения.

КРУЭ наружной установки предназначены для эксплуатации вне помещения. Общая стоимость КРУЭ наружной установки составляет примерно 90 % стоимости КРУЭ внутренней установки. Стоимость технического обслуживания оборудования КРУЭ наружной установки немного выше по сравнению со стоимостью обслуживания КРУЭ для внутренней установки, но это может быть компенсировано отсутствием необходимости технического обслуживания здания. Конструкции для наружной установки обеспечивают создание комбинированных установок для новых подстанций, а также расширения и модернизации существующих ОРУ.

В отечественной практике бесспорны предпосылки применения КРУЭ в следующих случаях.

1. Подстанции в крупных городах из-за ограниченности места и экологической ситуации.

2. Подстанции там, где площадь установки РУ ограничена из-за естественных причин (скальные грунты, подземные станции и т.д.).

3. Подстанции промышленных предприятий из-за сильных атмосферных осадков, загрязнений.

4. Приморские районы с сильным солевым туманом.

5. Все холодные районы из-за трудностей монтажа и обслуживания открытого оборудования.

2. Технические характеристики круэ

Основные элементы КРУЭ (выключатели, разъединители, заземлители, сборные шины, трансформаторы тока и напряжения и т.д.) заключены обычно в алюминиевые газоплотные защитные кожухи (блоки), обеспечивая тем самым модульный принцип построения. Кожухи заполнены элегазом под избыточным давлением. Ряд ведущих производителей КРУЭ предпочитают давление на уровне 0,6 - 0,7 МПа, чему соответствует значение температуры перехода элегаза в жидкую фазу около -30 ^оС.

Отдельные блоки КРУЭ соединяют с помощью газоплотных фланцев, а электрические соединения элементов - посредством втычных контактов. Модульный принцип построения КРУЭ при возникновении в каком-либо отсеке электрической дуги обеспечивает ее локализацию.

В настоящее время на мировом рынке имеются КРУЭ 10–800 кВ. Однако при напряжении 70–100 кВ преимущественное использование в зарубежной практике получили вакуумные выключатели, элегазовые не считаются предпочтительными при напряжении менее 100 кВ. В этой связи далее рассматриваются конструкции и схемы КРУЭ класса 100 кВ и выше.

К номинальным параметрам КРУЭ относятся:

• номинальное напряжение, U_ном и число фаз;

• номинальный уровень изоляции;

• номинальная частота, f_ном;

• номинальные рабочие токи, I_ном;

• номинальные кратковременно выдерживаемые токи и амплитудные значения выдерживаемых токов для главных и заземляющих цепей;

• степени защиты вспомогательных и контрольных цепей;

• номинальные параметры элементов, входящих в КРУЭ в металлической оболочке.

Отечественными производителями освоен выпуск КРУЭ на напряжение 110 и 220 кВ; имеются утвержденные технические условия для КРУЭ напряжением до 500 кВ. Основные технические характеристики ячеек КРУЭ типа ЯЭ-110 и ЯЭ-220, выполненных по схеме с одной-двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение, приведены в прил. 9. Данные ячейки предназначены для внутренней установки, имеют климатическое исполнение У4; температура окружающей среды внутри здания, в котором находятся КРУЭ, должна быть не ниже 5^оС. Каждая фаза ячейки заключена в собственный газоплотный кожух (однофазная конструкция).

В прил. 10 приведены основные технические данные ячеек КРУЭ типа ELK, выполненных по схеме с двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение, производства фирмы АВВ. У ячеек типа ELK общий газоплотный кожух для всех трех фаз (трехфазная конструкция), прочие ячейки имеют однофазное исполнение. Они предназначены для внутренней установки. Вместе с тем, имеется ряд осуществленных проектов по открытой установке данных КРУЭ, что дополнительно потребовало: здания для механизмов и систем управления; предохранения фланцевых соединений и опорных конструкций от влаги и коррозии; специальных красок для защиты от солнечной радиации; затеняющего навеса над ячейками.

В фирме АВВ создана регулярно пополняемая всеобъемлющая база данных о работе всех КРУЭ типа ELK. Информация об эксплуатации КРУЭ организована на основе различных критериев: причин неисправностей, поврежденных компонентов КРУЭ. Тем самым, создается возможность для конкретного анализа и интерпретации данных. Установка КРУЭ состоит из множества различных компонентов, образующих конкретную конфигурацию подстанции. Поэтому эксплуатационная надежность КРУЭ зависит во многом от бесперебойной работы таких узлов (не прямо связанных с КРУЭ), как вводы, трансформаторы напряжения, разрядники и т.п.

В целом фирма АВВ добилась весьма удовлетворительной технической надежности, как показали различные международные обследования КРУЭ и ОРУ. Для всего набора ячеек ELK текущая норма простоя составляет около 0,007 неисправностей на ячейку в год, а соответствующее среднее время между отказами превышает 135 лет на ячейку, включая все нарушения (т.е. отказы второстепенных компонентов) и технические неисправности, возникшие по вине клиентов.

Из ведущих производителей необходимо назвать фирмы AEG (ФРГ), выпускающую ячейки КРУЭ типа В1-В4, выполненные по схеме с двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение, и Siemens (ФРГ), выпускающую ячейки КРУЭ с параметрами: номинальное напряжение U_ном = 72,5 - 800 кВ; номинальный ток I _ном сборных шин 3150-8000 А, ответвлений 2500-5000 А; номинальный ток отключения I _{откл.ном} = 25-63 кА; давление элегаза в выключателе при 20 ^оС до 0,65 МПа. Достигнутые технические характеристики ячеек КРУЭ, такие как номинальные напряжение и ток, ток отключения, токи динамической и термической стойкости и т.д., не уступают соответствующим характеристикам традиционного коммутационного оборудования. Так, для отечественных воздушных выключателей: U_ном = 35-1150 кВ; I _ном = 2000-4000 А; I _{откл.ном} = 31,5-63 кА; предельный сквозной ток (наибольший пик) 80-162 кА; время отключения (до погасания дуги) 0,04-0,08 с.

Расширение областей применения КРУЭ в последние годы связано с их следующими преимуществами.

1) Возможность создания подстанций с произвольной планировкой и любой конфигурацией схемы достигается благодаря гибким универсальным модульным компонентам.

2) Компактность конструкции создает экономию рабочих площадей и объемов и позволяет использовать аппаратуру в городских районах.

3) КРУЭ отличает пониженная чувствительность к внешним воздействиям. Металлический кожух обеспечивает защиту газовой и твердой изоляции, при этом ее свойства остаются неизменными в течение всего строка службы оборудования. Установка оборудования в помещении исключает атмосферное загрязнение и коррозию, снижает отрицательное влияние дождя, снега и солнечного излучения.

4) Благодаря тому, что все находящиеся под напряжением элементы окружены заземленным металлическим кожухом, обеспечивается максимально возможная степень безопасности для обслуживающего персонала, кроме того, это ведет к увеличению надежности.

5) Для КРУЭ характерна быстрота строительно-монтажных работ и сокращение простоев при техническом обслуживании. Не требуются дополнительные меры безопасности, например, использование заземленных оград, выключение соседних линий.

6) КРУЭ могут быть очень удачно вписаны в окружающий ландшафт. Это связано с использованием высокоэкологичной и компактной технологии при проектировании и строительстве. Они практически не оказывают отрицательного акустического воздействия на экологию окружающей местности.

7) Продолжительность работы без профилактики у КРУЭ намного выше, чем у традиционных ОРУ.

Координация изоляции КРУЭ зависит от грозовых и внутренних перенапряжений, воздействующих на оборудование, и достигается применением ограничителей перенапряжений (ОПН) и других профилактических мер. Мероприятия по координации изоляции заключаются в использовании ОПН на воздушной линии (ВЛ) или в местах кабельного ввода и на сопряжении КРУЭ/трансформатор и КРУЭ/реактор. Для небольших компактных подстанций на напряжение до 330 кВ для защиты КРУЭ и смежного высоковольтного оборудования обычно ОПН бывает достаточно. Для подстанций с КРУЭ больших геометрических размеров и компоновкой с длинными шинопроводами, а также для подстанций с КРУЭ на напряжение более 330 кВ часто требуются дополнительные ОПН, устанавливаемые рядом с трансформаторами или реакторами.

Выбор ОПН заключается в определении его способности: выдерживать перенапряжения; обеспечивать необходимый уровень защиты оборудования; пропускать через себя достаточное количество энергии за определённое время. Уровень защиты, определяемый остающимся на ОПН напряжением, должен выбираться как можно низким для того, чтобы обеспечить достаточный запас прочности, обусловленный разницей между остающимся напряжением ОПН и уровнем прочности изоляции оборудования. Энергетическая способность (энергоёмкость) ОПН должна соответствовать напряжению, которое ОПН должен выдерживать во время перенапряжений, обусловленных коммутацией и грозовыми разрядами.

Защита подстанции от перенапряжений заключается не только в выборе типа ОПН, но и в правильном выборе места его установки. ОПН должен всегда размещаться как можно ближе к защищаемому оборудованию. Для мест линейного ввода в КРУЭ ОПН должен размещаться в пределах нескольких метров от проходного изолятора элегаз/воздух. Необходимо также минимизировать длину и индуктивность заземляющего соединения между оболочкой КРУЭ и точкой заземления ОПН. Для мест кабельных вводов КРУЭ ОПН размещают на линейном/кабельном интерфейсе.

За адекватную координацию изоляции отвечает эксплуатирующая организация, так как именно она может описать фактические условия сети. Пи установке ОПН необходимо обратить особое внимание на явления феррорезонанса и перенапряжения с крутым фронтом.

Изготовитель должен выдать следующие основные данные:

• волновое сопротивление КРУЭ;

• конфигурация КРУЭ;

• параметры выравнивающих конденсаторов, емкости на землю, индуктивности;

• остающееся напряжение на ОПН;

• кривые намагничивания трансформатора напряжения.

Электромагнитная совместимость (ЭМС) КРУЭ. Высокочастотное неустановившееся напряжение, генерируемое при срабатывании выключателей, разъединителей и заземлителей, или при условиях пробоя, в общем случае ограничивается внутренним объемом экранирующей оболочки, являющейся оболочкой КРУЭ. Однако все КРУЭ включают в себя разрывы, которые создают возможность передачи высокочастотных сигналов за пределы КРУЭ. В результате таких возмущений, вспомогательное оборудование, связанное с КРУЭ, подвергается двум типам электромагнитного воздействия: излучаемые электромагнитные поля; электропроводность в проводниках, связанных с оборудованием.

Чем больше электронного оборудования используется на подстанции с КРУЭ и в её окружении, тем выше потенциальный риск возникновения проблем с ЭМС. В связи с этим внимание должно уделяться следующему:

• конструкции системы заземления КРУЭ;

• экранированию и концевой заделке кабелей;

• экранированию локальных панелей управления, содержащих чувствительное электронное оборудование, установленное непосредственно в КРУЭ;

• повышенному использованию методов невосприимчивой связи, таких как применения оптоволокна.

5.3. Основные компоненты круэ

Проводники. Для изготовления проводников обычно используются алюминий или медь. Проводники либо непосредственно поддерживаются однофазными или трехфазными изоляторами или присоединяются к элементам или коммутационному оборудованию, находящимся под напряжением. Соединения могут быть болтового или подпружиненного типа.

Оболочки КРУЭ обычно изготавливаются из стали или алюминиевого сплава. Болтовое крепление смежных корпусов должно обеспечивать долговременную электрическую проводимость для протекания токов, индуцируемых в оболочке, и постоянное сопроитвление для переходных перенапряжений коммутации. Для того, чтобы компенсировать тепловое расширение, требуются сильфоны или аналогичные устройства.

Для предотвращения или уменьшения индуцированного тока в системе заземления оболочки каждой фазы должны быть связаны соединительными цепями, спроектированными таким образом, чтобы противостоять циркулирующим токам. Эти цепи, подсоединенные к системе зазщемления, лучше всего размещать рядом с соединением КРУЭ с другими элементами (проходными изоляторами, кабелями и трансформаторными соединениями) и на концах шинопроводов.

Конструкция оболочки должна быть такой, чтобы ограничивать утечку элегаза в течение ожидаемого срока службы оборудования до очень низких уровней. Срок службы герметичных уплотнений должен быть не менее ожидаемого времени службы всего КРУЭ.

Все газовые зоны обычно оснащены средствами безопасного сброса избыточного давления, которое может развиваться в случае внутренней неисправности, переполнения элегазом или по другим причинам. Методика координации давления должна идеально обеспечивать первичную защиту для выявления неисправности до срабатывания устройства сброса давления, которое должно произойти до сквозного проплавления.

Основные элементы КРУЭ могут быть либо трехфазными в оболочке или с фазовым разделением. Вся подстанция обычно представляет собой смесь обоих типов. В общем случае для более высоких уровней напряжения имеется тенденция к использованию однофазных комплектных распределительных устройств в оболочке.

Изоляционные прокладки. В КРУЭ изоляционные прокладки используются для поддержки внутреннего проводника при нормальной эксплуатации и в условиях пробоя элегаза. Используются два типа прокладок: герметичные и обеспечивающие проход газа. Конструкция барьеров газовой зоны (только для герметичных прокладок) должна быть такой, чтобы выдерживать следующие перепады давления:

• номинальная плотность заполнения с одной стороны и вакуум с другой стороны;

• номинальное давление с одной стороны и контролируемое избыточное давление с другой стороны;

• максимальный рост давления в результате внутренней дуги с одной стороны и атмосферное давление с другой стороны.

Устройства сброса давления должны обеспечить защиту корпуса от недопустимого избыточного давления. Рекомендуется установить такое устройство в каждой газовой зоне.

Силовые выключатели. Приводы силовых выключателей могут быть гидравлического, пневматического или пружинного типа. Если силовой ввыключатель оснащен индивидуальным приводом для каждой фазы, то возможна операция повторного автоматического однофазного включения.

При использовании силовых выключателей с несколькими зазорами контактов, требуются конденсаторы на зазорах контактов в целях управления напряжением.

Разъединители. Основным назначением разъединителя является обеспечение надежного изоляционного расстояния между двумя частями цепи в течение необходимого времени. Любая нормальная операция коммутации, которую должен выполнить разъединитель, не должна вызывать снижение электрической прочности изоляции.

При конструкции с двойным шинопроводом для токов, текущих по шине, требуется разъединитель, обладающий функциями как отключения, так и включения в зависимости от величины переключаемой нагрузки и размера контура между размещением шинного соединения и разъединителя, который должен срабатывать.

Заземлители. Принципы заземления КРУЭ отражают три основных концепции:

• постоянно закрепленные устройства с силовым приводом или с медленным ручным приводом;

• постоянно закрепленные устройства с силовым приводом или с быстрым ручным приводом (с запасаемой энергией), способные надежно производить включение в цепях под напряжением, выдерживающие ток, связанный с пробоем, и удовлетворительно включающиеся после этого;

• портативное заземляющее устройство в качестве дополнительного инструмента.

Заземлители, выполняющие короткое замыкание, в основном используются на входящих заземляющих линиях. Постоянно установленные заземлители должны быть способны производить включение и отключение при всех условиях работы без нагрузки, существующих для конкретной установки.

Трансформаторы тока (ТТ) торроидального-кольцевого типа обычно используются в КРУЭ в тех случаях, когда проводник формирует первичную обмотку. Такие ТТ могут располагаться внутри корпуса КРУЭ. В этом случае обычно между проводником и узлом вторичной сборки ТТ устанавливается втулка регулировки напряжения. Такие ТТ могут быть также оснащены дополнительной токовой обмоткой большого сечения, состоящей из нескольких витков, которая обеспечивает проверку ТТ и защиты.

В случае однофазного герметичного КРУЭ ТТ могут быть установлены снаружи корпуса КРУЭ, и необходимо, чтобы в корпус КРУЭ был встроен разрыв (изоляционное кольцо) во избежание витка короткого замыкания ТТ.

Трансформаторы напряжения (ТН). В КРУЭ обычно используются ТН электромагнитного типа. Они имеют большие входные мощности и высоккую точность измерения. Вторичная обмотка может быть напрямую подсоединена к защитным или измерительным устройствам. Если ТН находится в конце линии, то остаточный заряд на отсоединенной линии будет рассеиваться. Так могут быть снижены коммутационные перенапряжения (при АПВ).

Для избежания появления феррорезонансных перенапряжений могут быть использованы специально разработанные ТН или подключение омических резисторов.

Воздушные проходные изоляторы предусмотрены для соединения воздушной линии с КРУЭ. Корпус воздушных изоляторов может быть фарфоровым или композиционным (стеклопластиковая труба с юбками из силиконовой резины). Изоляция между внутренним проводником и корпусом может состоять из элегаза или пропитанной смолой изоляционной бумаги. Пространство между бумагой и корпусом может быть заполнено сжатым элегазом или изолирующим пенообразующим материалом.

5.4. Блоки pass и система шин с шинными разъединителями, заключенными в кожух, заполненный элегазом

В настоящее время в связи с процессом реконструкции старых подстанций, а также для строительства новых подстанций фирмой АВВ были разработаны высоковольтные электроустановки, называемые PASS (система “штепсель – выключатель”). Сущность этой установки заключается в том, что в одном, относительно небольших размеров, электроаппарате нашли место несколько коммутационных электроаппаратов. Таким образом, в блок PASS входят шинный и линейный разъединители, непосредственно сам выключатель, трансформатор тока и напряжения (выполнены в комбинированном виде), а также заземляющие ножи. Такая сконцентрированность стала возможной благодаря применению элегаза в качестве изолирующей среды.

Блоки PASS собираются и испытываются до установки на месте. Также оборудование изготавливается только под заказ, на месте установки остается только включить его под напряжение, поэтому здесь имеет место простое “штекерное” присоединение, а такая система называется “штепсель выключатель”.

Таким образом, можно выделить следующие преимущества блоков PASS:

1. лучшая управляемость основными фондами:

а) снижение капитальных затрат – это затраты на сам аппарат, его транспортировку, установку, отчуждение земли;

б) снижение эксплутационных затрат – это затраты на содержание ремонтной бригады, проведение ремонтов, как в случае с традиционным РУ (при применении PASS снижение эксплуатационных затрат происходит посредством перехода от техобслуживания, основанного на времени эксплуатации, к основанному на условиях работы – это самоконтроль электроники, постоянный мониторинг плотности элегаза, самоконтроль всех устройств);

в) повторное использование ячеек – PASS легко вписывается в ячейки любых электрических схем ОРУ и ЗРУ, оставляя нетронутым основные сооружения, сводя к минимуму объем строительно-монтажных работ;

2. простота:

а) несколько функций в одном модуле – это комбинированный трансформатор тока и напряжения, комбинированный разъединитель – заземлитель, выключатель;

б) собран и испытан до установки на месте;

в) простое «штекерное» присоединение – все действия после установки сводятся к простому «воткни» и включи;

3. повышенная готовность:

а) подвижные части под напряжением находятся внутри корпуса;

б) совершенная технология выключателя;

в) мониторинг и диагностика;

г) минимальное время простоев;

4. неограниченные возможности:

а) открытая архитектура системы позволяет использовать оборудование РЗ и автоматики других производителей;

б) возможны любые конфигурации (системы шин).

В качестве примера в табл. 5.1 приведены параметры ячейки PASS на напряжение 300 кВ

Таблица 5.1

Параметры ячейки PASS на напряжение 300 кВ

Ячейки PASS выпускаются на следующие классы напряжений: 170, 245, 300, 420, 550. На рис. 5.1 изображена схема блока PASS.

Ячейка PASS M0 SBB (рис. 5.2) состоит из трех отдельных полюсов и камеры выключателя, расположенной горизонтально. Комбинированный разъединитель (шины/заземление) размещен внутри корпуса каждого переключающего полюса.

Привод BLK222 управляет тремя полюсами выключателей; привод BES7 управляет разъединителем на стороне линии высокого напряжения и комбинированным разъединителем (шина/заземление).

Вводы SF₆/воздух для подключения к воздушным линиям электропередач и системе шин установлены в местах подключения входящей/отходящей линии. По просьбе заказчика вводы элегаз-воздух могут быть укомплектованы трансформатором тока с несколькими обмотками и несколькими коэффициентами трансформации.

Все оборудование обычно установлено на двух рамах. Шкаф управления установлен на одной из этих рам, в соответствии со стандартными условиями установки.

Фотографии ячеек PASS приведены в прил. 11.

Рис. 5.1. Схема блока PASS

Рис. 5.2. Многофункциональное компактное устройство c элегазовой изоляцией (PASS)

для распределительных подстанций до 170 кВ.

Система шин с шинными разъединителями, заключенными в кожух, заполненный элегазом (рис. 5.3), позволяет сократить занимаемые площади на 40 % и упрощает сборку на месте.

Рис. 5.3 Разрез ячейки, где традиционные шины заменены на сборные шины, заполненные элегазом: 1-шины; 2-выключатель; 3-разъединитель; 4-трансформатор напряжения; 5-ограничитель перенапряжений (ОПН); 6-фильтр

Отдельные измерительные трансформаторы тока (ТТ) с элегазовой изоляцией применяются на высоких напряжениях (прил. 12).

5.5. Сравнительные характеристики зарубежных и отечественных круэ

В настоящее время комплектные распредустройства с элегазовой изоляцией в сетях с номинальным напряжением до 800 кВ включительно нашли за рубежом широкое распространение. Фундаментальные исследования в области высоковольтного оборудования с использованием элегазовой изоляции, предшествующего современному поколению КРУЭ, были начаты в конце 50-х годов и завершились в 1967 году, когда было создано первое КРУЭ на 170 кВ. Позже компания АВВ наладила производство КРУЭ в диапазоне рабочих напряжений от 72,5 кВ до 800 кВ.

В нашей стране серийное производство КРУЭ было налажено в 1977 году, а в 1978 году введена в эксплуатацию первая в нашей стране закрытая подстанция на напряжение 110 кВ. Позже было налажено производство КРУЭ и на напряжение 220 кВ.

В таблице 5.2 можно увидеть, в каких диапазонах номинальных напряжений выпускаются КРУЭ в России и за рубежом.

Таблица 5.2

Диапазоны номинальных напряжений КРУЭ

В результате проведения многочисленных исследований по совершенствованию продукции, компания АВВ добилась существенного уменьшения размеров и веса КРУЭ серии ELK-0, которые используются на напряжения от 72,5 до 170 кВ, в результате чего стало возможным использование контейнеров, внутри которых располагается распредустройство. Преимущество использования контейнеров в том, что они собираются на заводе и состоят из нескольких транспортных единиц, которые очень быстро могут быть собраны и введены в эксплуатацию.

Вообще, КРУЭ серии ELK-0 имеют очень небольшие габариты. При линейных размерах 1,2 м в ширину, 3,6 м в высоту и 4,5 м в глубину одна ячейка весит около 4,5 т. Для сравнения КРУЭ отечественного производства примерно того же класса напряжения в трехфазном исполнении (т.е. 3 фазы расположены в одном кожухе) уступает по этим показателям примерно в 2 раза. Ячейка КРУЭ ЯЭ-110 имеет массу в среднем 8-9 т.

Если рассматривать КРУЭ на напряжения более высокого класса, то для сравнения можно взять КРУЭ отечественного производства ЯЭ-220 и КРУЭ компании АВВ серии ELK-1, которое изготовляется на напряжения 145–300 кВ. В данном случае КРУЭ компании значительно выигрывают по площади и массе за счет того, что они имеют трехфазное исполнение в отличие от ЯЭ-220, в котором каждый полюс изготовляется в отдельном кожухе. В результате получается, что ELK-1 легче почти в три раза.

В настоящее время в России не производятся КРУЭ напряжением выше 220 кВ, в то время как за рубежом выпускаются напряжением до 800 кВ и ведутся разработки на более высокие классы напряжений.

По данным исследований, проведенных в ФРГ и Японии, на рис. 5.4 приведены зависимости отношения площадей К = S / S = f(U ) обычных ОРУ и КРУЭ от величины их номинального напряжения (1 - по данным ФРГ; 2 - по данным Японии).

К

Рис.5.4. Зависимость отношения площадей ОРУ и КРУЭ (К) от

номинального напряжения U

Прежде чем проводить сравнительный анализ мощностей, следует немного сказать о самом мощном в мире КРУЭ на 550 кВ (АВВ), расположенном на гидроэлектростанции Итаипу, Бразилия, которая является самой большой ГЭС в мире и производит 12,6 ГВт энергии. КРУЭ имеет 52 ячейки и содержит в общей сложности около 100 т элегаза.

Возвращаясь к анализу мощностей, в первую очередь нужно обратить внимание на пропускную способность КРУЭ. Пропускная способность во многом зависит от окружающей среды. Мощность, проходящая через КРУЭ, ограничивается проходящими токами, которые вызывают нагрев проводников и контактов. КРУЭ компании АВВ по этим параметрам превосходит КРУЭ отечественного производства. Так, например для КРУЭ серии ELK-1 номинальный ток сборных шин равен 4000 А, всех остальных элементов 3150 А, в то время как для аналогичного КРУЭ серии ЯЭ-220, эти показатели соответственно равны 2000 и 1250 А. Это означает что КРУЭ фирмы АВВ обладают в два раза большей пропускной способностью, а значит в два раза мощней.

5.6. Техническое обслуживание круэ

Опыт работы КРУЭ в течение более 20 лет наглядно показал высокую надежность в эксплуатации и довольно низкую потребность в техническом обслуживании. Подавляющее большинство подстанций работает без каких-либо проблем и требует минимальных усилий при проведении работ по техническому обслуживанию.

Однако из-за отсутствия практического опыта пока нельзя судить о продолжительности эксплуатации, так как время, в течение которого все подстанции находятся в эксплуатации, значительно меньше, чем то, на которое они рассчитаны. Более того, вопрос относительно того, что необходимо делать и когда, остается открытым.

На этот счет фирма АВВ имеет свои стандарты по техническому обслуживанию, которые подразумевают два рода действий:

• осмотр: периодические проверки различных элементов через определенные промежутки времени. Демонтаж и разгерметизация не производятся;

• капитальный ремонт: проверка и замена частей производится в соответствии с теми механическими нагрузками, которые они испытывают. Например: количество отключений при к.з. и т.д. Как правило, необходимо производить рабочие отключения и разгерметизацию отсеков.

Техническое обслуживание выключателей. Выключатель является самым важным элементом КРУЭ. Полюс выключателя состоит из нескольких основных блоков. Техническое обслуживание удалось свести к минимуму благодаря следующим особенностям:

- обеспечение постоянной смазки движущихся частей;

- тщательный подбор материала;

- минимальный износ контактов;

- наружная установка привода.

Методика проведения ремонта выключателя. Полюс выключателя состоит из нескольких основных частей. Демонтаж и сборка могут быть выполнены тремя различными способами:

- отсоединение всего полюса с приводом от КРУЭ;

- выемка отключающего механизма из кожуха выключателя, который остается закрепленным на месте;

- выемка отключающего блока по частям.

Выбор способа зависит от расположения установки и от рабочих условий.

Первый способ имеет преимущество в том, что работы по демонтажу могут выполняться в отдельном помещении. Другое преимущество этого метода в том, что запасной полюс можно установить сразу после отсоединения старого.

Преимущество второго способа заключается в том, что он менее трудоемкий. Однако этот метод требует довольно много места для выемки и установки всего отключающего устройства.

Третий способ имеет преимущество в том, что он не требует много места. С другой стороны, извлечение и установка дугогасительных камер по отдельности процесс более трудоемкий.

Техническое обслуживание разъединителей и заземлителей. Конструкция разъединителей и заземлителей обеспечивает простоту проведения ремонтных работ. Состояние главных контактов можно определить визуально через смотровое окошко. Замену всех частей разъединителя можно легко выполнить, сняв фланец привода.

Техническое обслуживание неподвижных элементов. Все неподвижные элементы (шины, соединения и тд) не требуют технического обслуживания. Исключением являются только разрядники, у которых снимаются показания счетчиков.

Изолирующий газ. Контроль за состоянием элегаза ограничивается несколькими простыми проверками, как указано в табл. 7.

Система настолько герметична, что, как правило, не требуется проводить дополнительной подкачки газа в течение длительного периода времени. Для обработки и хранения элегаза разработано специальное оборудование, которое позволяет проводить очистку и восстановление элегаза на месте в герметичном контуре. Такой метод исключает возможность утечки элегаза в атмосферу.

Рекомендации по проведению проверок и капитальных ремонтов приведены в табл. 5.3.

2.3. Некоторые виды элегазового оборудования

Высоковольтные распределительные устройства. Хорошие дугога-сящие и изоляционные свойства элегаза позволили создать совершенно новый тип высоковольтных выключателей и распределительных устройств с великолепными характеристиками: высокая компактность, низкий уровень шумов, защита от случайных контактов с токоведущими частями и от попадания посторонних предметов благодаря металлической оболочке, а также полная пожаробезопасность.

Пространство, требуемое для элегазового распределительного устройства, примерно в десять раз меньше пространства, требуемого для обычной подстанции. Таким образом, оборудование с элегазовой изоляцией может быть установлено на распределительных устройствах в густонаселенных районах, где стоимость участка не позволяет использовать традиционные методы. Благодаря невосприимчивости к внешним условиям элегазовые распределительные устройства нашли применение в химической промышленности, в пустынных регионах и в прибрежных областях. Элегаз используется как дугогасящая среда в выключателях, как в закрытых, так и в открытых распределительных устройствах.

Элегазовые выключатели. Преимущества элегазовых технологий, а в особенности прекрасные дугогасящие свойства элегаза, нашли также своё применение в выключателях на средние напряжения 10-40 кВ и на напряжения 110 – 1150 кВ. На средних напряжениях они заменили традиционные маломасляные выключатели, на более высоких напряжениях – маслообъемные и воздушные выключатели. Элегазовые выключатели удовлетворяют самым суровым требованиям, таким как выключение больших токов коротких замыканий и частое отключение токов больших нагрузок. Они практически не требуют выполнения каких - либо ремонтных работ в процессе эксплуатации. Их использование особенно удобно там, где нежелательно использование маслонаполненного оборудования.

Высоковольтные кабели и токопроводы. В последнее время возрос интерес к использованию элегаза в производстве высоковольтных кабелей и токопроводов, используемых для передачи электроэнергии в районах с высокой плотностью промышленных предприятий. Токопроводы также используются для соединения электростанций с трансформаторными подстанциями или распределительными устройствами. Токопроводы, наполненные сжатым элегазом, обладают очень высокой пропускной способностью.

Трансформаторы. Высокий коэффициент теплоотдачи, негорючесть и нетоксичность способствуют применению элегаза в качестве внутренней изоляции трансформатора. Благодаря высокой эксплуатационной безопасности, элегазовые трансформаторы используют в горной промышленности. Дополнительными преимуществами элегазовых трансформаторов являются их относительно легкий вес, компактный дизайн и низкий уровень шума.

Получили распространение элегазовые трансформаторы тока на различные напряжения

Контрольные вопросы

1. Почему оборудование с элегазовой изоляцией может быть установлено на распределительных устройствах как в густонаселенных районах, так и в пустынных регионах и в прибрежных областях?

2. Для чего газонаполненные полости элегазового оборудования разделяются на отсеки?

3. Как влияет коронный разряд на состояние элегаза?

4. Можно ли полностью исключить существование несамостоятельного разряда в элегазовом оборудовании при рабочих напряжениях?

5. В чем преимущества применения смеси элегаза с азотом?

6. Для чего в корпусе элегазового устройства применяются изоляторы – распорки?

Лекция 7. Диагностика изоляции электрооборудования вн

Могут возникнуть дефекты электрооборудования во время транспортировки, эксплуатации, наладке, монтаже. В процессе эксплуатации происходит естественное старение под комплексом воздействий, поэтому и старение происходит комплексное.

1. Типовые испытания проводятся, если разработан новый вид оборудования или принципиально изменен старый. Они проводятся в специальных организациях. Их цель выявить конструктивные ошибки (дефекты), возможность воплотить в жизнь.

2. Заводские испытания.

Сюда входят: испытания Iсерии – испытывают каждый элемент оборудования. Далее если оборудование пошло в серию и нормально работает, то далее испытывают уже несколько элементов выборочно.

3. Приемо-сдаточные испытания проводят после транспортировки и монтажа. При этом могут проявиться другие дефекты (заводские).

4. Профилактические испытания позволяют выявить дефекты, возникающие при старение изоляции.

В настоящее время от понятия “профилактические испытания” приходят к понятию “система контроля и диагностики в процессе эксплуатации”.

До конца 90-х годов понятие “профилактические испытания” жило дясятками лет и себя оправдывало.

Сейчас ситуация усугубилась, т.к. оборудование устарело и возникла необходимость контроля изоляции. Сначала пытались это делать во время текущего ремонта, но это было неудобно, т.к. скорость развития дефекта не совпадала с периодами до ремонта оборудования. Возникла необходимость системы контроля и диагностики. Она включает в себя:

– алгоритм диагностики. Он основан на диагностической модели: показатели диагностики, модель диагностики, средства диагностики (пример см. таблицу).

– руководящие документы (объем и нормы испытаний ЭО).

П – при вводе в эксплуатацию;

К – после капитального ремонта;

Т – после текущего ремонта;

М – в межремонтный период.

Они были введены в начале 90-х годов и ознаменовали переход к ремонту по необходимости (текущая диагностика).

Лекция 8. Традиционные методы контроля и диагностики (Объем и нормы испытаний эо. Рд34.45-51300-97) Синхронные генераторы

3.3 Измерение сопротивления изоляции.

Замеряется сопротивление изоляции обмоток статора прибором мегаометр.

3.4 Испытание изоляции обмоток статора повышенным выпрямленным напряжением U_{испвыпр} с измерением тока утечки I_ут.

Применяемые напряжения:

Нормируют абсолютные допустимые величины.

10 МОм/кВ

П ри увлажнении обмотки статора появляется дополнительная емкость и соотношение R₆₀/R₁₅ уменьшается.

3.5 Испытания напряжением промышленной частоты U_{исппром}.

Проводятся при пуске генераторов и после капитального ремонта.

Н апряжение прикладывается в течении 1 мин.

3.6 Измерение R постоянным током.

3.7 Измерение R переменным током (обмотка статора).

Все перечисленные методы являются электрическими.

3.33.1 Измерение tg  диэлектрических потерь концевых выводов обмотки статора.

tg 130% tg _зи (завод. испытаний)

tg =I_а/I_с

Трансформаторы, реакторы, автотрансформаторы

6.2 Хромотографический анализ газов, растворенных в масле (работающих трансформаторов).

Этот метод применяется в П, К, М.

Он проводится в трансформаторах и автотрансформаторах номинальным напряжением выше 110 кВ и блочных трансформаторах собственных нужд.

Состояние трансформатора оценивается путем сопоставления измеренных значений с граничными значениями концентрации газов в масле.

Метод проводится в несколько этапов.

1. Забор масла. Масло забирается, так чтобы не попал воздух. Масло забирается специальным герметическим шприцом и трансформируется к хромотографу в футляре.

2. Транспортировка пробы.

3. А нализ.

В зависимости от теплоемкости измеряется напряжение и это выводится на самописец или компьютер.

Хромотографический контроль осуществляется в следующие сроки:

– для трансформаторов 110 кВ мощностью более 60 МВА и для трансформаторов 220-500 кВ: I – в течении первых 3-х суток; II – через месяц; III – через 3 месяца; IV – в течении 6 месяцев и далее каждые полгода;

– для трансформаторов собственных нужд и трансформаторов 110 кВ мощностью менее 60 МВА: I – через 6 месяцев и далее каждые полгода.

Хромотограф ЛХМ-8 “Кристалл”

1 – система очистки газоносителя;

2 – контроль потока и регулятора давления;

3 – устройство для ввода пробы масла;

К – хромотографическая колонка;

КС – колонка сравнения;

4 – устройство контроля и программирования температуры;

5 – термостат для колонок;

6 – детектор;

7 – устройство сопряжения (адаптер);

8 – ЭВМ с программным обеспечением.

При разложении масла появляются С₂Н₂, СН₄, С₂Н₄, С₂Н₆. Это происходит при локальных перегревах или частичном разряде. Повреждение твердой изоляции сопровождается появлением СО, СО₂.

Половина повреждений трансформаторов являются повреждения вводов.

Традиционные методы диагностики трансформаторов:

1. Измерение сопротивления изоляции.

2. Измерение tg диэлектрических потерь.

3. Испытания изоляции повышенным напряжением промышленной частоты.

4. Измерение сопротивления обмоток постоянным током.

Сейчас появился новый метод: оценка состояния бумажной изоляции обмоток: – по наличию фурановых соединений в масле;

• по степени ионизации.

Определение фурановых соединений производится хромотографическим методом. Более эффективным в этом случае является жидкостный метод хромотографии.

5. Емкостные методы.

Методы: емкость – частота; емкость – время.

С₂/С₅₀<1,3,

С/С_Г<0,1 у трансформаторов не залитых маслом.

Тепловизионный контроль (термографический контроль). Тепловизором просматривают изоляторы вводы и т.д.

Диагностика кабелей Виды испытаний силовых кабельных линий из ОиН

В соответствии с заводскими инструкциями проводят:

1. контроль температуры кабелей;

2. контроль состояния антикоррозионного покрытия трубопроводов кабелей высокого давления;

3. испытания подпитывающих агрегатов и устройств автоматического подогрева концевых муфт маслонаполненных кабелей.

Следующие испытания проводят для П, К, М:

• измерения сопротивления изоляции. Испытания проводят мегоометром U=2,5 кВ, причем напряжения кабелей 2-500 кВ не нормируется.

• испытания изоляции кабелей повышенным выпрямленным напряжением. Данное испытание проводят и для изоляции обмоток вращающихся машин.

Длительность испытаний: 1) для кабелей с бми 10 мин – приемосдаточные испытания и 5 мин – эксплуатационные;

2. для кабелей с резиновой изоляцией 5 мин при приемосдаточных испытаниях.

Пример,1) для кабелей с БМИ прикладываются следующие испытательные напряжения:

UНОМ, кВ	UИСП, кВ
10	60
35	175
110	285
220	510
500	865

2)для кабелей с пластмассовой изоляцией

UНОМ, кВ	UИСП, кВ
1	5
3	15
6	36
10	60
110	285

3)для кабелей с резиновой изоляцией

UНОМ, кВ	UИСП, кВ
3	6
6	12
10	20

В момент испытания для кабелей так же замеряют токи утечки

UНОМ, кВ	IУТ ДОП,мА
10	0,5
35	1,8
110	не нормируется

Длительность испытаний повышенным выпрямленным напряжением для кабелей U=110-500 кВ 10-15 минут.

При повышении напряжения ток утечки должен уменьшатся, а если этого не происходит или ток утечки увеличивается, то напряжение продолжают держать до выявления дефекта.

Периодичность испытаний в процессе эксплуатации:

для кабелей U=2-35 кВ испытания проводятся 1 раз в год в течении первых двух лет после ввода в эксплуатацию. И далее зависит от условий эксплуатации:

а) 1 раз в 2 года, у которых в течении первых двух лет не наблюдалось аварийных пробоев изоляции;

б) 1 раз в год, на трассах которых проводились строительно-ремонтные работы или происходили аварии;

в) 1 раз в 3 года испытания проводят для КЛ на территориях заводови п/ст;

г) обязательно проводят испытания для кабелей с агрегатами, перемычками во время кап.ремонта самих агрегатов.

Допускается не проводить испытания повышенным выпрямленным напряжением:

1. КЛ длиной до 100 м, которые являются выводами из РУ и ТП на ВЛ и состоят из двух параллельных кабелей;

2. КЛ со сроком эксплуатации более 15 лет, но у которых удельное число отказов из-за электрического пробоя составляет 30 и более отказов на 100 км в год.;

3. КЛ подлежащие реконструкции или выводу из работы в ближайшие 5 лет.

Технический руководитель предприятия может назначить другие сроки испытания и другие амплитуды испытательных напряжений. Данное мероприятие разрешается для:

1)КЛ со сроком эксплуатации более 15 лет с соединительными муфтами более 10 на 1 км;

2)КЛ U=6-10 кВ со сроком эксплуатации 10 лет, на которых смонтированы муфты местного изготовления, причем U_ИСП должно быть не меньше 4U_Ф и проводится не реже 1 раза в 5-6 лет;

3)КЛ U=20-35 кВ можно распоряжением менять сроки испытаний в течении первых 15 лет эксплуатации не менее 5U_НОМ, а после 15 лет не менее 4U_НОМ. Для КЛ U=110-500 кВ испытания проводят через 3 года после ввода в эксплуатацию и в последующем 1 раз в 5 лет.

Кабели с резиновой изоляцией испытываются в стационарных установках первый раз через 3года и далее 1 раз в 5 лет.

• Определение целостности жил кабелей. Проводятся после монтажа муфт, перемонтажа и если муфты отсоединялись от жил.

• Определение сопротивления жил кабеля. Проводятся для КЛ U=20 кВ и выше. Замеряют сопротивление жилы кабеля постоянному току, рассчитывают удельную величину при t=20⁰С на 1 мм² сечения на 1 м длины. Например, для медной жилы R0,01793 Ом, а для аллюминевой - R0,0294 Ом.. Эти сопротивления не должны отличаться от показателей более, чем на 5%.

• Определение электрической рабочей емкости кабелей. Используют мостовой метод замера емкости для кабелей U=20 кВ и выше.

• Контроль степени осушения вертикальных участков кабеля. Этот контроль проводится для кабелей с БМИ U=20-35 кВ.

Периодичность контроля устанавливается руководителем предприятия, а определяется путем измерения и сопоставления нагрева металлических оболочек в разных точках вертикального участка линии. Испытания проводятся под напряжением, разность в нагреве в отдельных точках должна быть не более 2-3⁰С.

• Измерение тока распределения по одножильным кабелям. Замеряются токи в каждой фазе и разница между ними не должна быть более 10%.

Если кабель маслонаполненный, то необходимо проверять характеристики масла и изоляционной жидкости. Определение характеристик масла должно производится для всех элементов КЛ на U=110-500 кВ и для концевых муфт кабелей с пластмассовой изоляцией. Замеряют пробивное напряжение в стандартном сосуде и степень догазации. Так для вновь вводимой КЛ U_ПР=35-45 кВ и степень догазации не должна быть более 1%.

Испытания проб масла проводят при вводе кабеля, затем через 1 год, 3 года и далее 1 раз в 6 лет.

Если электрическая прочность и степень догазации превышают нормированные значения, то замеряют tg. При этом пробу масла нагревают и выдерживают 2 часа при t=100⁰С периодически замеряя tg.

Если tg уменьшается при нагревании, то считается, что масло не безнадежно и установившее значение tg принимают за контрольное.

Для маслонаполненной изоляции определяется объем не растворенного газа в масле, который должен быть не более 0,01%, а затем проводят проверку заземляющего устройства.

Испытания пластмассовой оболочки кабеля на U=110 кВ и выше проводят повышенным выпрямленным напряжением U=10 кВ, длительностью 1 минута.

Для КЛ на U=110-500 кВ допускаются испытания переменным током, величина которого 1,1-1,7 U_НОМ.

Испытание на содержание отдельных растворенных газов. Применяется хроматографический анализ по водороду, окиси углерода и двуокиси углерода. Этот вид испытаний проводится в случае, если превышена норма содержания растворенных или не растворенных газов в масле.

Испытания электрических машин (ЭМ)

Показатели качества ЭМ – это количественная характеристика ее свойств, входящих в состав качества. Тогда качество ЭМ – это совокупность ее свойств, обуславливающих пригодность удовлетворять определенные потребности в соответствие с назначением.

Показатели качества делятся на следующие группы:

1. надежность ЭМ;

2. показатели технологичности;

3. показатели стандартизации и унификации;

4. показатели транспортабельности;

5. показатели безопасности работы ЭМ, безопасность персонала;

6. экологические показатели;

7. патентно-правовые показатели;

8. эргономические и эстетические показатели качества.

Показатели надежности, характеризуют свойства ЭМ сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения технического обслуживания, ремонтов, хранения и транспортирования.

Стандартизация методов испытаний эм

Существует стандарт ГОСТ 11828, который регламентирует отдельные методы испытаний:

• приемочные (заводские);

• приемо-сдаточные (после монтажа ЭМ и ее отладки);

• периодические (в определенно установленные стандартом сроки);

• типовые (заводские, проводят после изменения конструкции);

• квалификационные (заводские, проводят после изготовления установочной серии ЭМ).

Техника безопасности при испытании эм

Необходимо ограждение всех вращающихся частей ЭМ и защита от прикосновения всех токоведущих частей не только ЭМ, но и всех других элементов испытательной схемы.

Особое внимание следует уделять испытаниям обмоток на ЭМ, т.к. здесь ВН.

Участок испытаний должен иметь постоянное ограждение, сигнальные лампы и блокировку дверей в ограждении, предупредительные плакаты.

В целях пожарной безопасности нужно применять “сухие” огнетушители. Пенные огнетушители не допускаются.

В некоторых случаях очень важно при испытаниях устанавливать видимые разрывы в цепях ВН и НН.

Автоматизация испытаний эм и применение эвм

ЭВМ можно использовать при обработке данных испытаний, при статистическом контроле, анализе результатов.

Измерения сопротивления обмоток и изоляции.

Испытание электрической прочности изоляции

1. сопротивление обмоток ЭМ определяется только при постоянном токе, поскольку явления возникающие при протекании переменного тока могут исказить результаты измерений. Одновременно с измерением сопротивления обмотки следует измерять ее температуру. Положено, чтобы температура обмотки отличалась от температуры окружающей среды не более чем на 3^оС. При измерении сопротивления обмотки нужно устранить влияние сопротивления проводов и измерительных приборов.

Наиболее распространенный метод измерения: вольтметра амперметром.

1 измеряемая обмотка;

2 вольтметр;

3 резистор;

4 источник постоянного тока;

5 рубильник;

6 амперметр.

Значение постоянного тока не должно превышать 20%I_ном в течении 1 минуты. Внутренние сопротивление вольтметра должно быть больше измеряемого сопротивления обмотки не менее чем в 100 раз:

- истинное сопротивление обмотки

R_V – сопротивление вольтметра.

2. Измерение сопротивления изоляции обмоток относительно корпуса ЭМ и между обмотками. Величина сопротивления изоляции обмоток ЭМ является интегральным показателем состояния изоляции. Однако величина сопротивления изоляции всей обмотки может не корелировать с электрической прочностью части изоляции. На сопротивление изоляции очень сильно влияют температура и влажность. Из-за влияния температуры необходимо измерять R несколько раз, т.е. до и после испытаний изоляции обмоток на эл.прочность. Измерения сопротивления изоляции производятся мегоомметром. Для высоковольтных машин с U_ном6 кВ применяют мегоомметры на 2,5 кВ. В некоторых случаях, если сопротивление изоляции измеряемое мегоомметром показывает малые значения, то используют омметры или мосты. Предварительная диагностика состояния изоляции осуществляется с помощью двойного измерения.

При измерении сопротивления изоляции на изоляции обмоток накапливается заряд, поэтому по окончании измерений обмотку нужно разрядить, причем время разрядки должно быть достаточно большим. Так для ЭМ мощностью 1МВт разрядка должна производится не менее 1 минуты, а если измеряли мегоомметром на 2,5 кВ, то время разрядки должно быть не менее 3 минут.

3. Испытание электрической прочности изоляции обмоток.

При изготовлении ЭМ испытания эл.прочности изоляции обмоток проводят несколько раз: после укладки обмотки в пазы или намотки катушек;

после пропитки обмотки;

после окончательной сборки машины.

Схема испытательной установки.

Используется однофазный измерительный трансформатор, мощность которого должна быть достаточной для пробоя дефектной изоляции обмоток. Выбирается мощность 1 кВА на 1 кВ U_ном.

Испытательное напряжение не должно прикладываться к обмотке мгновенно, т.к. большая крутизна фронта может вызвать межвитковый пробой нормальной обмотки. При этом рекомендуется поднимать напряжение не более, чем с половины испытательного напряжения и время подъема напряжения от половинного до полного значения должно быть не менее 10 секунд. Полное испытательное напряжение следует выдерживать в течении 1 минуты, после чего его плавно снижают до половинного значения, а затем выключают.

Измерения испытательного напряжения нельзя проводить на низкой стороне, а затем пересчитывать по к_тр. Измерения следует выполнять только на вторичной стороне испытательного трансформатора при помощи электростатического вольтметра или делителя напряжения.

Действительные значения испытательных напряжений:

• для обмоток возбуждения синхронных машин (генераторов, двигателей, компенсаторов) U_исп должно составлять 10U_ном возбуждения;

• для машин мощностью 1 МВт и выше на U6 кВ U_исп=U_ном+3000 [В].

Методика испытания электрической прочности межвитковой изоляции

Согласно стандарту межвитковая изоляция обмоток в течении 3 минут должна выдерживать U_исп=1,3U_ном.

Для высоковольтных двигателей такое испытание удовлетворительно для выявления дефекта, а для низковольтных должно быть больше, т.к. уровни коммутационных перенапряжений могут оказаться больше, чем 30%. Поэтому для низковольтных ассинхронных двигателей на заводах изготовителях дополнительно применяют испытательные приборы, основанные на использовании высокой частоты или импульсного напряжения.

В синхронных двигателях испытания межвитковой изоляции должны проводится при напряжениях, соответствующих номинальному току возбуждения, но не менее 130% от тока номинального.

Диагностика крупных турбогенераторов (Тг)

Эксплуатационный контроль турбогенераторов представляет сложную систему. Дефекты, которые выявляются на стадии эксплуатации могут развиваться из микродефектов, возникших на стадии производства или же появится в самом процессе эксплуатации.

Для крупных турбогенераторов наиболее существенной частью профилактического обслуживания является периодический контроль, при котором выявляются медленно меняющиеся дефекты. В настоящее время большой проблемой в периодическом контроле является выбор правильного соотношения между временем развития дефекта и временем между испытаниями. Поэтому периодический контроль должен дополняться непрерывным контролем.

Непрерывный контроль позволяет выявлять быстроразвивающиеся дефекты, но не все дефекты поддаются непрерывному контролю, т.е. они выявляются только при отключении оборудования.

Схема мониторинга объекта

О бъект контроля

контроль непрерывный контроль предыстория

текущего периодический контроль объекта

режима

ревизия

сравнение с нормативами и предыдущими результатами

и спытаний

принятие решений

По полученным данным могут быть приняты следующие решения:

1. генератор остается в работе без изменения режима;

2. повышается частота периодического контроля состояния;

3. изменение режима работы генератора вплоть до момента планового ремонта;

4. генератор выводится в ремонт немедленно или в возможно более короткий срок;

5. необходима замена отдельных узлов или их модернизация, при этом определяются срок работы генератора;

6. генератор необходимо заменить на новый.

Зарубежная практика в настоящее время отказывается от планово-предупредительных и переходит к ремонтам по текущему состоянию оборудования. В результате снижаются эксплуатационные расходы и увеличивается срок службы генератора.

Условия эффективности системы организации ремонтов по необходимости:

1. повышение эффективности штатного контроля состояния генератора, т.е. регламентирования, в частности путем использования вычислительной техники;

2. использование новых методов контроля и создания региональных диагностических центров, владеющих этими методами;

3. совершенствование контроля при ревизиях, при минимальном объеме разборки генератора;

4. обеспечение средствами отображения данных, их архивирования, системами сбора и обмена информацией, ее анализа и оценке состояния машины.

Дефекты в турбогенераторах и их признаки

Распространенным дефектом является ослабление крепления обмотки статора в пазу из-за снижения закрепляющих усилий. Это может произойти в результате вибрации обмотки и при повышенных температурах. Кроме того на изоляцию могут попадать посторонние ферромагнитные обломки, эти обломки появляются в машине при ослабленной раскленовки стержней и при распресовке пакета стали. В этом случае может происходить истирание изоляции стержня о стенки паза. Длительное истирание изоляции приводит к дальнейшему ослаблению обмотки и ускорению износа, вследствие чего может произойти пробой между обмоткой и корпусом и появится частичные разряды. Дефекты в виде истирания изоляции проявляются в виде разрядов. Появление разряда говорит об опасной стадии дефекта. Связующим звеном является кремнийорганическая смола.

Для обмоток с асфальтомиконитовой изоляцией, в основе которой находятся нефтяные масла, важным фактором износа считается термическое расширение. Термическое расширение может привести к смещению миконитовых лент в изоляции стержней, причем такой сдвиг может произойти даже при нормальном стационарном режиме, а при коммутационных режимах это смещение может быть еще больше.

Машинам с термореактивной изоляцией такие дефекты не свойственны.

Особое внимание нужно обратить на генераторы с водяным охлаждением обмотки статора, в которых может произойти утечка охлаждающей воды (трещин в полых элементарных проводниках или разрывов водоподводящих шлангов) вследствие чего обмотка изоляции увлажняется. Это увлажнение проявляется в виде повышения влажности газов в корпусе генератора. Дальнейшее развитие дефекта при увлажнении сопровождается появлением разрядов и местным перегревом изоляции.

Причины повреждения изоляции лобовых частей:

1. удары при сборке генератора;

2. удары в процессе эксплуатации;

3. электродинамические усилия при к.з. в генераторе;

4. смещения обмотки в лобовых частях при повторных пусках;

5. попадание посторонних предметов.

Эти дефекты проявляются в виде разрядов по поверхности лобовых частей изоляции обмотки, может наблюдаться истирание в лобовых частях, при частых пусках могут ослабнуть крепления.

Если появились электрические разряды, тогда наблюдается эрозия изоляции лобовых частей, как правило эрозия связана с расслоением изоляции и нарушением полупроводящего покрытия.

Даже для машин с водородным охлаждением в некоторых случаях наблюдается увлажнение и загрязнение изоляции. Это связано с высокой влажностью газа, дефектами масляных уплотнений (происходит замасливание изоляции), но гораздо больше эти причины проявляются при воздушном охлаждении машины. При воздушном охлаждении система циркуляции охлаждающего воздуха может оказаться разомкнутой.

Методы контроля состояния турбогенератора

1. контроль за температурным режимом. Выявление местных перегревов. Кроме температурных датчиков используются для выявления перегревов средства хроматографического и химического анализа примеси в водороде.

Для обнаружения частиц пиролиза используются индикаторные покрытия. Эти покрытия наносят на лобовые части обмотки, на места соединений. Материал покрытия разлагается при определенной температуре.

2. Вибраакустический контроль. Используется для контроля состояния активной стали статора, ротора. Контроль вибрации успешно выявляет дефекты вращающихся частей генератора (разбалансировку и прогиб ротора, трещины в роторе, расцентровку вала ротора, повреждения в обмотке ротора, например, межвитковое замыкание).

3. Контроль состояния изоляции.

Возможен непрерывный контроль состояния изоляции. измеряемые величины: сопротивление изоляции, ток утечки на повышенном напряжении постоянного тока, емкость и тангенс угла диэлектрических потерь изоляции на рабочей частоте, комплексная проводимость и абсорбционные характеристики.

Проводятся испытания повышенным напряжением переменного и постоянного тока и определяется зависимость tg и частичныз разрядов от напряжения. Напряжение поднимают на 20% больше U_ном.

4. измерение составляющих тока и напряжения генератора на радиочастотах.

Классификация методов неразрушающего контроля обмоток статора (гост 18353-79)

1. акустические методы. Основаны на регистрации упругих колебаний, возбужденных в контролируемом объекте. С их помощью можно обнаружить как внутренние, так и внешние дефекты, дефекты склейки, спайки, неоднородности структуры и т.д.

2. магнитные методы. Основаны на регистрации магнитных полей рассеяния и магнитных свойств контролируемого объекта. Относится только к деталям из ферромагнитных материалов. Можно обнаружить поверхностные и подповерхностные дефекты;

3. оптические методы (световые);

4. капиллярные методы. Проводят только в момент ревизии или ремонта;

5. радиальные методы. Основаны на регистрации и анализе проникающего ионизирующего излучения (рентгеновское,  излучение, потоки нейтронов). Используется на стадии типовых испытаний;

6. радиоволновые методы. Основаны на регистрации изменения параметров электромагнитных волн радиодиапазона. Этот метод подходит для пластмассы, керамики, стекловолокон. Обычно применяют сверхвысокие частоты с длиной волны от 1-100 мм;

7. тепловые методы. В эксплуатации чаще всего используют пассивные методы измерения. Тепловизор наиболее удобен для без контактного контроля;

8. электрические методы. Основаны на регистрации параметров эл. поля. Первичными информативными параметрами являются эл. емкость или потенциал.

115