12,529

6,563

0,151

0,212

0,605

3,607

0,605

0,498

0,439

1,815

3,569

1

0

1

0

0

0

0

1

0

1

0

0

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

3

2

4

5

6

7

12

8

13

9

11

14

Согласно схемы замещения нулевой последовательности (рисунок 1.6.18) заполняется таблица 1.6.6.

Таблица 1.6.6 - Сводная таблица нулевой последовательности

тип	пар	узел-1	узел-2	r0	x0	к;В(с)
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0	0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0	0 0 1 1 2 5 2 6 3 3 7	1 1 2 3 5 0 6 0 6 7 0	0,332 0,332 0,102 0,143 0,408 0,741 0,408 0,135 0,296 1,225 1,149	6,563 6,563 0,454 0,635 1,815 22,231 1,815 4,042 1,317 5,444 34,48	0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

1.6.5.1 Расчёт трёхфазного КЗ в точке К1

Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А :

Имя сети: 123

Число узлов КЗ: 1

Число поясов: 1

Число коммутаций: 0

Число дополнительных ветвей: 0

МЕСТО КЗ 1 Uпа 8.70 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (0.03 0.70)

I1 7972 -87

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

1-0 I1 0 0

1-0 I1 0 0

1-2 I1 4719 93

1-3 I1 2330 92

1-8 I1 462 95

1-9 I1 462 95

1.6.5.2. Расчёт трёхфазного КЗ в точке К2

Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А :

Имя сети: 123

Число узлов КЗ: 1

Число поясов: 1

Число коммутаций: 0

Число дополнительных ветвей: 0

МЕСТО КЗ 8 Uпа 158.70 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (0.33 4.61)

I1 19821 -86

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

8-0 I1 7271 96

8-1 I1 12557 93

1.6.5.3. Расчёт однофазного КЗ в точке К1

Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А :

Имя сети: 123

Число узлов КЗ: 1

Число поясов: 1

Число коммутаций: 0

Число дополнительных ветвей: 0

МЕСТО КЗ 1 Uпа 8.70 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (0.03 0.70) Z2 (0.03 0.70) Z0 (0.12 1.85)

I1 1612 -87 I2 1612 -87 3I0 4837 -87

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

1-0 I1 0 0 3I0 1354 92

1-0 I1 0 0 3I0 1354 92

1-2 I1 993 93 3I0 1459 94

1-3 I1 475 92 3I0 669 94

1-8 I1 72 96 3I0 0 0

1-9 I1 72 96 3I0 0 0

1.6.5.4. Расчёт двухфазного КЗ в точке К2

Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А :

Имя сети: 123

Число узлов КЗ: 1

Число поясов: 1

Число коммутаций: 0

Число дополнительных ветвей: 0

МЕСТО КЗ 8 Uпа 158.70 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (0.33 4.61) Z2 (0.33 4.61)

I1 9910 -86 I2 9910 94

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

8-0 I1 3636 96 I2 3636 -84

8-1 I1 6279 93 I2 6279 -87

1.7 Выбор электрических аппаратов

1.7.1 Выбор оборудования РУ 110 кВ

1.7.1.1 Выбор выключателя Q4

Выбор выключателя производится:

1. По номинальному напряжению:

Uн Q Uн РУ

Uн РУ = 110 кВ;

2. по номинальному току:

Iн Q Iнраб форс

где Рн max = 8 МВт - активная мощность в цепи линии W1 в предельно

аварийном длительном режиме;

cos н = 0,8 - коэффициент мощности нагрузки на шинах 110 кВ.

На проектируемой станции выбираем в РУ 110 кВ маломасляные выключатели.

В качестве Q примем маломасляные выключатели типа ВМТ-110Б-25/1250 У1[1, с.242] со следующими параметрами:

Uн Q = 110 кВ - номинальное напряжение;

Umax = 126 кВ - наибольшее рабочее наряжение;

Iн Q = 1250 А - номинальный ток;

Iн о = 25 кА - номинальный ток отключения;

н% = 36 % - нормированное содержание апериодической составляющей в

токе КЗ;

СВНдоп = 1,2 кВ/мкс - допустимая скорость восстанавливающегося

напряжения;

iпс = 65 кА - наибольший пик предельного сквозного тока;

Iпс = 25 кА - действующее значение сквозного тока;

iнв = 65 кА - наибольший пик номинального тока включения;

Iнв = 25 кА - действующее значениеноминального тока включения;

Iтс = 25 кА - ток термической стойкости;

tтс = 3 c - время термической стойкости;

tво = 0,06 c - время отключения;

tсв = 0,035 c - собственное время отключения.

Проверка выключателя по режиму КЗ.

Линия W1 является тупиковой, поэтому при КЗ на ней через Q4 будет

протекать полный ток КЗ.

Проверка выключателя на отключающую способность.

В качестве расчётного для этой проверки примем ток трёхфазного КЗ, т. к. он больше однофазного. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую Iп и апериодическую i а составляющие тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя в цепи Q4:

= tРЗ min + tсв = 0,01 + 0,035 = 0,045 с.

Согласно таблице 1.6.1:

Iп = 7,95 кА;

i а = 3,94 кА.

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя.

Iн о = 25 кА > Iп = 7,95 кА,

т. е. условие проверки по периодической составляющей тока КЗ выполняется;

т. е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на термическую стойкость.

В качестве расчётного для этой проверки принимают трёхфазное КЗ (таблица1.6.1).

Необходимо проверить выполнение условия Вк доп > Вк расч.

Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя:

Вк доп = I2 тс t = 252 3 = 1875 кА2 с.

Расчётный тепловой импульс:

Вк расч = Вк п + Вк а.

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ

tоткл = tРЗ max + tво = 0,1 + 0,06 = 0,16 с;

Iп откл = 7,795 кА;

I`` = 8,094 кА;

Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ:



- эквивалентная апериодическая составляющая, питающих точку КЗ.

> .

т. е. условие проверки по термической стойкости выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость.

Расчёт производится при трёхфазном КЗ (таблица 1.6.1).

iпc = 65 кА > iу = 21,253 кА;

Iпс = 25 кА > I`` = 8,094 кА,

т. е. условие проверки выполнено.

Проверка выключателя на включающую способность.

В данном случае расчёт производится по однофазному КЗ,

т.к. ток при нём больше (таблица2.3).

Iнв = 25 кА > I`` = 8,094 кА;

iнв = 65 кА > iу = 21,253 кА,

т. е. условие проверки выполнено.

Проверка выключателя по скорости восстанавливающегося напряжения (СВН).

СВНдоп = 1,2 с > с,

где к = 0,2 - т. к. в фазе один провод;

nл = 3 - число линий, подключённых к сборным шинам 110 кВ;

nост = nл - 1 = 3 - 1 = 2;

Iп = 25 кА.

Параметры выключателя и соответствующие расчётные величины сведём в таблицу 1.7.1.

Таблица 1.7.1 - Сводная таблица

Параметры выключателя	Соотношение	Расчётные величины
	= > > > > > > > > >

1.7.1.2 Выбор разьединителя QS4 в цепи линии W1

Разъединитель выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, конструкции и по роду установки, а проверяют на динамическую и термическую стойкость в режиме КЗ. Так как разьединитель QS4 стоит в одной цепи с Q4, то расчётные величины для QS4 те же, что и для Q4.

Выбираем разьединитель наружной установки типа РНДЗ.2 - 110/1000 У1 [1, c.271]. Его номинальные параметры, расчётные величины в его цепи и соотношения между ними приведём в таблице 1.7.2.

Таблица 1.7.2 - Сводная таблица

Параметры разъединителя	Соотношение	Расчётные величины
	= > > >

Соотношения табличных и расчётных параметров показывают, что выбранный разьединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

1.7.1.3 Выбор трансформаторов тока (ТА) в цепи линии W1

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и по классу точности.

В режиме КЗ они проверяются на электродинамическую и термическую стойкость. Так как трансформатор устанавливается в одной цепи с Q4, то соответствующие расчётные величины для него такие же, как и для Q4. Примем к установке трансформатор тока (ТА) типа

ТФЗМ 110Б-1У1 [1, с.304] с первичным номинальным током I1н = 600А, вторичным номинальным током I2н = 5А с классами точности вторичных обмоток 0,5/10Р/10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5

z2н = 1,2 Ом.

Номинальные параметры трансформатора, расчётные величины в его цепи и соотношения между ними сведём в таблицу 1.7.3.

Таблица 1.7.3 - Сводная таблица

Параметры ТА	Соотношение	Расчётные величины
	= > > > >

Таким образом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки в данной цепи.

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности:

z2н > z2расч. Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключёнными к нему приборами.

мм2,

где z2н - номинальная вторичная нагрузка (1,2 Ом);

rпр = Sпр/Iпр2 = 5/52 = 0,2 Ом - сопротивление приборов, подключённых к трансформатору;

Sпр = 5 ВА - мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

rк - сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трёх rк = 0,1 Ом);

lрасч = 75 м - расчётная длина контрольного кабеля, зависящая не только от реальной длины, но и от схемы соединения ТА [2, с.374-375];

- удельное сопротивление жил контрольного кабеля:

- для меди = 0,0175 Оммм2/м;

- для алюминия = 0,0283 Оммм2/м.

Для определения мощности, потребляемой в цепи ТА, необходимо по учебнику [2, с.362-368,635-636] определить потребляемую каждым прибором мощность.

Результаты сведём в таблицу 1.7.4, а на её основе определим

Таблица 1.7.4 - Сводная таблица

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
1. Амперметр 2. Ваттметр 3. Варметр 4. Счётчик активной мощности 5. Счётчик реактивной мощности	Э - 335 Д - 335 Д - 335 САЗ - 4681 СР4 - 4676	0,5 0,5 0,5 2,5 -	- - - 2,5 2,5	- 0,5 0,5 - 2,5
Sпр, ВА		4	5	3,5

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм2 (qкаб = 2,5 мм2).

Определим сопротивление выбранного кабеля:

.

Определим вторичное расчётное сопротивление:

.

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

1.7.1.4 Выбор трансформатора напряжения (ТV) в ОРУ 110 кВ.

Трансформатор напряжения выбирают:

- по напряжению Uн > Uн уст;

- по конструкции и схеме соединения обмоток.

Проверку работы ТV в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключенными приборами. ТV в ОРУ 110 кВ питает обмотки напряжения приборов сборных шин, линии, колонок синхронизации, обходного выключателя.

По таблице 4.11 учебника [2, с.362-368] определим набор приборов для каждой группы присоединений. Подсчёт мощности произведём отдельно по активной и реактивной составляющим. При этом учтём, что cos обмоток приборов, кроме счётчиков, равен единице. У счётчиков активной и реактивной энергии cos = 0,38, а sin = 0,925.

Используя учебник [2, с.635] и справочник [I, с.387], составим таблицу для подсчёта мощности.

Таблица 1.7.5 - Сводная таблица

Место установки и перечень приборов	n	Тип прибора	Sнобм, ВА	Число обмот	cos	sin	Общ. число приб.	P, Вт	Q, Вар
1. Тупиковые ЛЭП Ваттметр Варметр ФИП Счётч. акт энерг Счётч. реакт. эн. 2. ЛЭП связи Ваттметр Варметр Сч. акт. эн (2шт) ФИП 3. Сборные шины Вольтметр Вольтметр регис Ваттметр регис Частотометр рег Осциллограф 4. Приборы колонки синхрон. Вольтметр Частотомер Синхроскоп 5. Обходной выкл. Ваттметр Варметр Счётч. акт энерг Счётч. реакт. эн. ФИП	1 2 1 2 1	Д - 335 Д - 335 САЗ-И681 СР4-И676 Д - 335 Д - 335 САЗ-И681 Э - 335 Н - 393 Н - 395 Н - 397 Э - 335 Э - 362 Э - 327 Д - 335 Д - 335 САЗ-И681 СР4-И676	1,5 1,5 3 2 3 1,5 1,5 2 3 2 10 10 7 10 2 1 10 1,5 1,5 2 3 3	2 2 1 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 1	1 1 1 0,38 0,38 1 1 0,38 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0,38 0,38 1	0 0 0 0,925 0,925 0 0 0,925 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,925 0,925 0	1 1 1 1 1 6 6 4 6 1 1 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 1	3 3 3 1,52 2,28 6 6 6,08 6 2 10 10 7 10 8 8 20 3 3 1,52 2,28 3	3,7 5,55 14,8 3,7 5,55
И т о г о:		128	32,9

Примечание: n - число присоединений

Полная суммарная потребляемая мощность:

генератор трансформатор напряжение защита

.

Примем к установке три однофазных трёхобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ - 110 - 58 У1 [2, с. 336] с номинальной мощностью в классе 0,5 S2н = 400 ВА, соединённые в группу Y/Y/.

> ,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

1.7.2 Выбор оборудования ГРУ

1.7.2.1 Выбор трансформаторов тока (ТА)

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и по классу точности.

В режиме КЗ они проверяются на электродинамическую и термическую стойкость. Так как трансформатор устанавливается в одной цепи с Q8, то соответствующие расчётные величины для него такие же, как и для Q8. Примем к установке трансформатор тока (ТА) типа

ТВЛМ -6-400/5 У3 [1, с.294] с первичным номинальным током I1н = 400А, вторичным номинальным током I2н = 5А с классами точности вторичных обмоток 0,5/10Р/10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 1

z2н = 0,6 Ом

Номинальные параметры трансформатора, расчётные величины в его цепи и соотношения между ними сведём в таблицу 1.7.6.

Таблица 1.7.6 - Сводная таблица

Параметры ТА	Соотношение	Расчётные величины
	= > > > >

Таким образом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки в данной цепи.

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности:

z2н > z2расч. Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключёнными к нему приборами.

мм2,

где z2н - номинальная вторичная нагрузка (1,2 Ом);

rпр = Sпр/Iпр2 = 5/52 = 0,2 Ом - сопротивление приборов, подключённых к трансформатору;

Sпр = 5 ВА - мощность всех приборов в наиболее нагруженой фазе;

rк - сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трёх rк = 0,1 Ом);

lрасч = 50 м - расчётная длина контрольного кабеля, зависящая не только от реальной длины, но и от схемы соединения ТА [2, с.374-375];

- удельное сопротивление жил контрольного кабеля:

- для меди = 0,0175 Оммм2/м;

- для алюминия = 0,0283 Оммм2/м.

Для определения мощности, потребляемой в цепи ТА, необходимо по учебнику [2, с.362-368,635-636] определить потребляемую каждым прибором мощность.

Результаты сведём в таблицу 1.7.7, а на её основе определим

Таблица 1.7.7 - Сводная таблица

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
1. Амперметр 2. Ваттметр 3. Варметр 4. Счётчик активной мощности 5. Счётчик реактивной мощности	Э - 335 Д - 335 Д - 335 САЗ - 4681 СР4 - 4676	0,5 0,5 0,5 2,5 -	- - - 2,5 2,5	- 0,5 0,5 - 2,5
Sпр, ВА		4	5	3,5

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 6 мм2 (qкаб = 6 мм2).

Определим сопротивление выбраного кабеля:

Определим вторичное расчётное сопротивление:



Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

1.7.2.2 Выбор трансформаторов напряжения (ТV)

Трансформатор напряжения выбирают:

- по напряжению Uн > Uн уст;

- по конструкции и схеме соединения обмоток.

Примем к установке три однофазных трёхобмоточных трансформатора напряжения типа ЗНОЛ.06 - 6 У3 [2, с. 330] с номинальной мощностью в классе 0,5 S2н = 50 ВА, соединённые в группу Y/Y/

.

1.8 Выбор токоведущих частей

1.8.1 Выбор токоведущих частей РУ 110 кВ

1.8.1.1 Выбор проводов сборных шин РУ 110 кВ

Выбор сечения сборных шин производится по нагреву наиболее нагруженного участка. Исходя из мощности наиболее нагруженного участка сборных шин, определим ток на участке:

Генерируемая мощность на шинах РУ ВН (п.1.5):

А.

Учитывая, что сборные шины будут расположены в РУ открытого типа, по табл. 7.35 справочника [I, с.428-430] выберем для каждой фазы шин три сталеалюминиевых провода АС - 70 с номинальным сечением 70 мм2 и допустимым током:

> .

1.8.1.2 Проверка сборных шин РУ 110 кВ

Проверка на термическую стойкость при КЗ.

Проверка производится при трёхфазном КЗ и заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ к с допустимой темпиратурой доп [I, с.17] (для сталеалюминиевых проводов это 200оС).

Для вычисления к предварительно определим начальную температуру проводов:

н = ср + (дл доп - ср н )( Iнаиб /Iдоп )2 = 30 + (70 - 25 )(134 /265 )2= 42 оС,

где ср - температура воздуха (30оС);

дл доп - нормированная температура воздуха (25оС);

ср н - допустимая проводов в длительном режиме (70оС).

Зная н, по кривой 4 рис.1.1 справочника [I, с.19] определим начальное значение удельного теплового импульса:

Вк расч = 75,8 кА2с;

Ан = 1 104 А2/мм2

Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:

 А2/мм2.

Здесь q =68 мм2 - сечение провода АС - 70 по алюминию;

Вк расч =75,8 кА2см - расчётный тепловой импульс от протекания полного тока 3-фазного КЗ на шинах (рассчитан при проверке выключателя Q4).

Зная А к, по той же кривой определим конечную температуру

к = 42 оС < доп = 200 оС.

Таким образом, провода сборных шин РУ 110 кВ удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.

Проверка проводов фаз сборных шин РУ-110 кВ на схлёстывание. Так как в нашем примере ток трёхфазного КЗ на шинах меньше 20 кА [2, с.233-235] , I(3) =8,094 кА, то проверку на схлёстывание, которая выполняется при двухфазном КЗ, можно не производить.

Проверка проводов одной фазы сборных шин по электродинамическому взаимодействию.

Эта проверка производится, если провод каждой фазы расщиплён на несколько проводов, а ударный ток трёхфазного КЗ iу > 50 кА. Проверка сводится к определению между дистанционными распорками, которые закрепляют провода в фазе. В данном случае эта проверка не производится, т.к. в фазе один провод, а iy = 21,253 кА.

Проверка по условиям коронного разряда.

В данном случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов сборных шин больше минимально допустимого по условию коронирования [I, табл.1.18, с.20]. В противном случае проверку можно произвести, используя методику, описанную в учебнике [2, с.236-238].

1.8.1.3 Выбор ошиновки линии 110 кВ

Выбор сечения производится по экономической плотности jэк, которая зависит от вида проводника и числа часов использования максимальной нагрузки в год (Тmax = 2400 ч) [I, табл.10.1, с.548; 2, табл.4.5, с.233].

Экономическое сечение:

jэк = 1,3 А/мм2

qэк = Iраб форс / jэк = 52 / 1,3 = 40 мм2

где Iраб форс = 52 А (см. п.1.7). По табл. 7. 35 справочника [I, с.429] примем для ошиновки сталеалюминиевый провод АС - 70 с сечением по алюминию:

qст = 68 мм2 > qэк = 40 мм2;

и допустимым током:

Iдл доп = 265 А > Iраб форс = 52 А.

Проверка на термическую стойкость при КЗ.

Проверка производится при трёхфазном КЗ и заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ к с допустимой температурой доп[I, с.17] (для сталеалюминиевых проводов это 200оС).

Для вычисления к предварительно определим начальную температуру проводов

н = ср + (дл доп - ср н )( Iнаиб /Iдоп )2 = 30 + (70 - 25 )(134 /265 )2= 42 оС,

где ср - температура воздуха (30оС);

дл доп - нормированная температура воздуха (25оС);

ср н - допустимая проводов в длительном режиме (70оС).

Зная н, по кривой 4 рис.1.1 справочника [I, с.19] определим начальное значение удельного теплового импульса:

Вк расч = 75,8 кА2с;

Ан = 1 104 А2/мм2

Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:

А2/мм2

Здесь q =68 мм2 - сечение провода АС - 70 по алюминию;

Вк расч =75,8 кА2см - расчётный тепловой импульс от протекания полного тока 3-фазного КЗ на шинах (рассчитан при проверке выключателя Q4).

Зная А к, по той же кривой определим конечную температуру

к = 42 оС < доп = 200 оС.

Таким образом, провода сборных шин РУ 110 кВ удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.

Проверка проводов фаз сборных шин РУ-110 кВ на схлёстывание. Так как в нашем примере ток трёхфазного КЗ на шинах меньше 20 кА [2, с.233-235] , I(3) =8,094 кА, то проверка на схлёстывание не производится.

Проверка проводов одной фазы сборных шин по электродинамическому взаимодействию.

Эта проверка производится, если провод каждой фазы расщиплён на несколько проводов, а ударный ток трёхфазного КЗ iу > 50 кА. Проверка сводится к определению между дистанционными распорками, которые закрепляют провода в фазе. В данном случае эта проверка не производится (iy = 21,253 кА).

Проверка по условиям коронного разряда.

В нашем случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов сборных шин больше минимально допустимого по условию коронирования [I, табл.1.18, с.20]. В противном случае проверку можно произвести, используя методику, описанную в учебнике

[2, с.236-238].

1.8.2 Выбор токоведущих частей 6 кВ

1.8.2.1 Выбор и проверка силовых кабелей в цепи генератора

Силовые кабели выбирается при выполнении следующих условий:

1. Uн > Uн РУ = 6 кВ

2. Прокладка выполняется в земле.

3. Выбор сечения производится по экономической плотности jэк, которая зависит от вида проводника (Al) и числа часов использования максимальной нагрузки в год (Тmax = 2400 ч) [I, с.548; 2, с.233].

jэк = 1,6 А/мм2;

qст жилы > qэк ск = Iраб форс / jэк = 113,2 / 1,6 = 70,75 мм2

Выбраны силовые кабели типа ААШв - 6 - 95 с параметрами [1, с.408]:

qст жилы = 95 мм2 - сечение жилы;

Iдл доп = 240 А - допустимый продолжительный ток.

Проверка силовых кабелей на нагрев рабочим током форсированного режима.

Iраб форс < к1 к2 к3 Iдл доп

где к1 = 1 - поправочный коэффициент, учитывает отклонение температуры окружающей среды от стандартной, для кабеля проложеного в земле и tрасч = + 25 Со [I, с.409];

к2 = 1 - поправочный коэффициент, учитывает влияние на кабель соседних кабелей [I, с.408];

к3 = 1, 35 - поправочный коэффициент, учитывает допустимую перегрузку кабеля в период форсированного режима (перегрузка кабелей с Uном = 10 кВ не допустима), определяется по коэффициенту предварительной нагрузки Kп = 0, 6, длительности перегрузки tп = 3 ч и условию прокладки кабеля в земле по таблице 1.8.1.

Таблица 1.8.1 - Сводная таблица

т. к. к1 к2 к3 = 1,35 , то условие проверки силовых кабелей на нагрев рабочим током форсированного режима выполняется.

Проверка силовых кабелей на термическую стойкость.

Проверка производится при трёхфазном КЗ и заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ расч с допустимой температурой доп [I, с.17].

доп > расч.

доп = 200о - для кабелей 6 кВ с бумажной изоляцией [5, с.403].

Для вычисления расч предварительно определена начальная температура кабелей н и коэффициент K.

н = ср + (дл доп -ср н )( Iнаиб /Iдоп )2 = 25 + (65 - 15 )(113,2 /240 )2= 34 оС,

где ср - температура воздуха (30оС);

дл доп - длительно допустимая температура нагрева кабеля (65оС);

ср н - температура кабеля в земле [1, с.15], (15оС);

Iнаиб раб = 113,2 А - наибольший рабочий ток (табл.1.8.5).

Iдл доп = 240 А - длительно допустимый ток нагрузки кабеля/

K = в I2 tоткл S2 = 45,65 20,0362 ? 1 952 = 0,165,

где в = 45, 65 мм4/(кА2сек) - постоянная, характеризующая теплофизические свойства жилы кабеля;

I = 20,036 кА - суммарный ток трёхфазного КЗ в точке К2 (табл.1.6.2);

tоткл = 1 сек - длительность тока КЗ;

S = 95 мм2 - сечение кабеля.

По номограмме определено расч = 85оС

доп = 200оС > расч = 85оС,

т. е. условие проверки выполняется.

Проверка силовых кабелей на невозгораемость.

Для допустимой температуры термической стойкости (температура возгорания) доп = 400о и н = 34о по номограмме определен

K = 0,84 и по формуле расчитано сечение кабеля:

мм2,

т. к. ближайшее стандартное сечение кабеля S = 150 мм2, следовательно для всех присоединений принимается к установке ААШв - 6 - 150.

1.8.2.2 Выбор проводов сборных шин ЗРУ 6 кВ

В ЗРУ 6 кВ сборные шины выполняются жёсткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосные шины.

Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам 6 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала, что и шины. Концы шин на изоляторе имеют скользящее крепление через продольные овальные отверстия и шпильку с пружинящей шайбой. В местах присоединения к аппаратам изгибают шины или устанавливают компенсаторы, чтобы усилие, возникающее при температурных удлинениях шин, не передавалось аппаратам.

Выбор сечения сборных шин производится по нагреву наиболее нагруженного участка. Исходя из мощности наиболее нагруженного участка сборных шин, определим ток на участке:

Генерируемая мощность на шинах 6 кВ (п.1.5):

А.

Учитывая, что сборные шины будут расположены в ЗРУ, по табл. 7.3 справочника [I, с.395-396] выберем для каждой фазы алюминиевые шины однополосные размером 806 мм с номинальным сечением 480 мм2 и допустимым током:

> .

1.8.2.3 Проверка сборных шин ЗРУ 6 кВ

Согласно п. 1.3.28 ПУЭ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.

Проверка на термическую стойкость при КЗ.

Проверка производится при трёхфазном КЗ и заключается в сравнении

Минимального допустимого сечения шины по условию термической стойкости с сечением выбранной шины.

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

мм2

где Вк расч =1939 кА2см - расчётный тепловой импульс от протекания полного тока трёхфазного КЗ на шинах (рассчитан при проверке выключателя Q8).

С =91 Ас1/2/мм2 - [2, табл. 3.14, с. 192].

мм2 < q = 480 мм2.

Таким образом, сборные шины РУ 6 кВ удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.

Проверка сборных шин на механическую прочность.

Проверка производится при трёхфазном КЗ (iy = 51,012 кА).

Длина пролёта (шины на изоляторах расположены плашмя):



где см4

Расстояние между прокладками:

где Е = 7 1010 Па - [2, табл. 4.2, с. 224];

Jп = h b3/12 = 80 63/12 = 0,144 см4;

Масса по алюминию на 1 м определяется по сечению q и плотности материала шин (для алюминия 2,7 10-3 кг/см3) и длине 100 см:

тп = 2,7 10-3 80 6 100 = 129,6 кг/м;

Число прокладок в пролёте:

Принимаем п = 4.

При четырёх прокладках в пролёте расчётный пролёт:

Сила воздействия между полосами:

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

где

>

т.е. шины механически прочны.

1.8.2.4 Выбор и проверка гибких токопроводов для установки в цепи трансформатора

Гибкие токопроводы для соединения трансформаторов с РУ 6 кВ выполняется пучком проводов, закреплённых по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка - сталеалюминиевые - несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололёда и ветра. Остальные провода - алюминиевые - являются только токоведущими. Сечение отдельных проводов в пучке выбирается возможно большим (500 мм2, 600 мм2), что уменьшает число проводов и стоимость токопровода.

Гибкие токопроводы выбирается при выполнении следующих условий:

1. Uн > Uн РУ = 6 кВ

2. Выбор сечения производится по экономической плотности jэк, которая зависит от вида проводника (Al) и числа часов использования максимальной нагрузки в год (Тmax = 2400 ч) [I, с.548; 2, с.233].

jэк = 1,3 А/мм2;

qэ = Iраб форс / jэк = 1245 / 1,3 = 958 мм2

Выбраны два несущих провода АС - 240/56, тогда сечение алюминиевых проводов должно быть:

qа = qэ - qАС = 958 - 2 240 = 478 мм2

Число проводов А - 240:

Выбран токопровод 2 АС - 240/56 + 2 АС - 240.

Проверка по допустимому току.

> .

Проверка на термическую стойкость.

Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения, поэтому поверка в данном случае не требуется.

Проверка токопровода по условиям схлёстывания.

Так как в нашем примере ток трёхфазного КЗ на шинах больше 20 кА [2, с.233-235] , I(3) =20,036 кА, то необходимо произвести проверку на схлёстывание.

Сила взаимодействия между фазами:

,

где D - расстояние между фазами (при U=6 кВ, D=0,7 м).

Сила тяжести 1 м токопровода ( с учётом массы колец 1,6 кг, массы 1 м провода АС - 240/56 1,11 кг, провода А - 240 0,66 кг) определяется:

Н/м.

Принимая время действия релейной защиты 0,1 с, находим:

- время действия РЗ;

- максимальная стрела провеса в пролёте.

Определим отношения:

По диаграмме 4.2 учебника [2, с. 235] определяем отклонение провода при трёхфазном КЗ от вертикального положения, для этого на горизонтальной оси из точки f/g = 86/50,4 = 1,7 проведём перпендикуляр до пересечения с кривой, на которой h1/2/ tэк = 10,5, затем проведём горизонталь до пересечения с осью ординат и найдём, что b/h = 0,56, тогда b = 0,56 2,5 = 1,4 м.

Допустимое отклонение фазы:

где d - диаметр токопровода;

aдоп - допустимое расстояние между соседними фазами в момент

их наибольшего сближения (aдоп = 0,2 м).

Таким образом,

b = 1,4 м > bдоп = 0,075 м,

т.е. схлёстывания не произойдёт.

Проверка токопровода по электродинамическому взаимодействию.

Эта проверка производится, если ударный ток трёхфазного КЗ iу > 50 кА. В нашем случае эта проверка необходима, т.к. iy = 51,012 кА.

Усилие на каждый провод в одной фазе:

где n - число проводов в фазе (n = 4);

I = 20,036 кА - действующее значение переменной составляющей

тока трёхфазного КЗ на шинах 6 кВ;

а - расстояние между проводами в фазе.

Удельная нагрузка на каждый провод от сил взаимодействия при КЗ:

где q - сечение одного провода в фазе, мм2.

Удельная нагрузка на провод А - 240 от собственного веса:

где m - масса погонного провода А - 240.

Принимая максимальное тяжение на фазу в нормальном режиме,

Тф max = 100 103 Н, определяем;

Допустимое расстояние между распорками внутри фазы:

Таким образом, в токопроводе необходима установка внутрифазных распорок на расстоянии не более 1,93 м друг от друга.

Проверка по условиям коронного разряда.

В нашем случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов больше минимально допустимого по условию коронирования [I, табл.1.18, с.20]. В противном случае проверку можно произвести, используя методику, описанную в учебнике [2, с.236-238].

1.9 Выводы

В п. 1.1 охарактеризовано предприятие ОАО “Калмэнерго”. Описана история появления, состав.

В п. 1.2 описана мировая ветроэнергетика с перспективами её развития.

Из п. 1.3 видно, что на территории Республики Калмыкия возможна установка ветроэлектростанции учитывая её ветровой потенциал.

В п. 1.4 даны основные технические характеристики ветроэнергитической установки “Радуга - 1”.

В п. 1.5 приведена структурная схема ВЭС-22 МВт. Расчёт перетоков показал, что станция во всех режимах не только питает нагрузку местного промышленного района, но и выдаёт мощность в систему. Выбраны силовые трансформаторы, которые при аварийном режиме будут работать с допустимым перегрузом. В качестве схемы коммутации для РУ 110 кВ принята схема с двумя рабочими и обходной системами шин,а для РУ 6 кВ принята схема с секционированной системой шин.

В п. 1.6 произведен ручной расчет и расчёт токов КЗ на ЭВМ в схеме ВЭС. Расхождение расчётов составило 1 %, что связано неточностью ручного расчёта.

В п. 1.7 произведены выбор и проверка электрических аппаратов. Проверка показала, что выбраные аппараты могут быть установлены.

В п. 1.8 произведены выбор и проверка токоведущих частей. Проверка показала, что выбраные токоведущие части могут быть установлены. На секциях 6 кВ на каждое присоединение принят силовой кабель типа ААШв - 6 - 185.

В п. 1.9 описаны защиты трансформатора и произведён расчёт защит установленых на силовом трансформаторе.

Глава вторая. ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ВАКУУМНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

2.1 Выбор вакуумных выключателей для установки в цепях 6 кВ

Современное состояние электрических сетей и подстанций в России требует замены устаревшего морально и физически оборудования. Особое опасение вызывает техническое состояние сетей и трансформаторных подстанций напряжением 6-35 кВ, т.к. в них доля оборудования требующего ремонта и замены достигает 60-70 процентов.

Эффективность функционирования электрических сетей и установок в значительной степени определяется надёжностью работы коммутационной аппаратуры, в которой основным аппаратом является выключатель. В настоящее время процессы коммутации электрических цепей осуществляются выключателями следующих типов: масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные, электромагнитные, полупроводниковые (тиристорные), которые отличаются друг от друга как конструктивно, так и способом гашения дуги.

Мировая тенденция развития электротехнического оборудования такова, что ранее широко распространенные воздушные, масляные и маломасляные выключатели (“традиционные”) повсеместно заменяются на вакуумные и элегазовые. Уже к концу 90-х по данным компании Siemens соотношение между различными типами выключателей, продаваемых в мире на среднее напряжение, составляло в процентах: маломасляные - 12, элегазовые - 24, вакуумные - 64. В России на данный момент прослеживается аналогичная тенденция - число продаваемых вакуумных выключателей в нашей стране составляет порядка 50% от остальных типов. Что соответствует концепции АООТ “РОСЭП”, головного института РАО “ЕЭС России” по проектированию сетей среднего напряжения: выключатели на 10 киловольт должны быть вакуумными, на 35 киловольт - вакуумными или элегазовыми, а на 110 киловольт и выше - элегазовыми.

2.1.1 Достоинства и недостатки вакуумных выключателей

К основным достоинствам вакуумных выключателей, обеспечивающих им преимущества перед другими типами выключателей на средние напряжения можно отнести следующее.

1. Автономность работы

Автономность работы определяется отсутствием масляного и компрессорного хозяйств. Вакуумная дугогасительная камера не требует пополнения дугогасящей среды. Приводные устройства вакуумных выключателей могут работать от сети как постоянного, так и переменного тока. Все приведенное позволяет в значительной мере снизить расходы на содержание парка вакуумных выключателей по сравнению с традиционными выключателями.

2. Высокая эксплуатационная надежность

К показателям надежности элементов схем электрических соединений относят: параметр потока отказов, время восстановления, частоту и длительность ремонтов. При прочих равных условиях, то есть, если даже принять в расчет, что частота отказов и время восстановления после аварии равны для вакуумных и традиционных выключателей, то частота и длительность ремонта последних несомненно выше.

Например, для маломасляного выключателя ВК-10, масло необходимо заменить после 10 операций отключения тока 20кА. После совершения выключателем 2000 циклов операций включения и отключения, необходимо проводить техническое обслуживание привода. После совершения выключателем 3000 циклов операций включения-отключения необходимо проводить капитальный ремонт. А средний ремонт выключателя должен производиться не реже одного раза в 4 года.

Вакуумные выключатели являются практически необслуживаемыми. Осмотр и периодические проверки ВВ рекомендуется проводить один раз в 3-5 лет. Во время этих проверок необходимо провести высоковольтные испытания вакуумной дугогасительной камеры и изоляции выключателя, а также проверить переходное сопротивление контактов.

3. Механический ресурс и быстродействие

Число отключений номинальных токов, допускаемое без ревизий и ремонта дугогасительных камер, достигает 50 тысяч, а номинальных токов отключения (токов короткого замыкания) - от 20 до 200 в зависимости от типа дугогасительной камеры и значения тока. При эксплуатации маломасляных выключателей необходимо производить ревизию после 1000-2000 отключений номинального тока или 3-12 отключений номинального тока отключения.

Высокий механический ресурс ВВ обусловлен в первую очередь тем, что ход контактов ВДК составляет от 6 до 10 мм на напряжения 6-10кВ. Для масляных и электромагнитных выключателей на эти же напряжения ход контактов достигает 100-200 мм, а, следовательно, применяется более сложная конструкция привода, требующая больших затрат энергии на включение и отключение выключателя, что приводит к необходимости постоянного ухода и проверок состояния деталей привода, что также повышает эксплуатационные расходы на содержание выключателя.

Высокий коммутационный и механический ресурс позволяют применять ВВ в схемах с частыми коммутациями, а малая масса подвижных контактов ВВ обеспечивает высокое быстродействие, что позволяет применять ВВ в схемах быстродействующих устройств.

4. Высокая коммутационная износостойкость

Основным заводским параметром определяющим необходимость вывода выключателя в ремонт, как правило, является коммутационный ресурс, характеризуемый суммарным числом циклов ВО при токах короткого замыкания и при нагрузочных токах, которое допускает выключатель без осмотра и ремонта дугогасительных устройств. В практике, паспортное значение коммутационного ресурса не остаётся постоянным, и с уменьшением значения отключаемого тока допустимое число отключений возрастает. На рисунке 2.1 приведена зависимость коммутационного ресурса от числа отключений: КР = f (N).

Рисунок 2.1 - Зависимость коммутационного ресурса от числа отключений

(1 - масляные выключатели; 2 - воздушные; 3 - вакуумные)

Данная зависимость рассчитана по нормативно-техническим данным для выключателей различного типа с номинальным током отключения Iн.отк.= 31,5 кА. Зона паспортного коммутационного ресурса лежит ниже кривой 1-2-3. При выработке коммутационного ресурса (зона выше кривой 1-2-3) выключатель следует выводить в ремонт. Для контроля выработанного коммутационного ресурса.

Из приведённых зависимостей видно, что коммутационный ресурс при отключении токов меньших Iн.отк. существенно возрастает, при этом его значение для масляных выключателей значительно ниже, чем для воздушных, элегазовых и вакуумных. Такая высокая коммутационная износостойкость позволяет значительно сократить расходы по обслуживанию вакуумных выключателей, а также перерывы в электроснабжении, связанные с выполнением регламентных работ. Их обслуживание сводится к периодической смазке механизма привода и проверке износа контактов один раз в 5-10 лет или через 5-10 тысяч отключений. Замена дугогасительной камеры производится через 20-25 лет или после 20-30 тысяч операций.

5. Безопасность эксплуатации и культура обслуживания

Для вакуумных выключателей характерны малая энергия привода, малые динамические нагрузки и отсутствие выброса газов, масла. Масса вакуумных выключателей значительно ниже массы выключателей других типов при одинаковых номинальных параметрах тока и напряжения. Все это обеспечивает бесшумность работы, повышает культуру обслуживания и предотвращает загрязнение окружающей среды. Кроме того, герметичное исполнение дугогасительной камеры и отсутствие среды, поддерживающей горение, обеспечивает высокую пожаро- и взрывобезопасность, и дает возможность работы в агрессивных средах.

Помимо достоинств вакуумные выключатели имеют недостатки к которым обычно относят:

· Генерацию перенапряжений.

· Возможность потери вакуума и вызываемые этим последствия.

· Необходимость последовательного соединения нескольких дугогасительных камер в выключателях с номинальным напряжением более 35 кВ.

· Более высокую стоимость по сравнению с маломасляными выключателями.

Указанные недостатки более подробно рассмотрим в п. 2.2.

2.1.2 Выбор выключателя Q8

Выбор выключателя производится:

1. По номинальному напряжению:

Uн Q Uн РУ

Uн КРУ = 6 кВ;

2. по номинальному току:

Iн Q Iнраб форс

где Рн G cА = 11 МВт - активная мощность в длительном режиме;

cos н = 0,85 - коэффициент мощности нагрузки на шинах 6 кВ.

На проектируемой станции выбираем в РУ 6 кВ вакуумные выключатели.

В качестве Q примем вакуумные выключатели типа ВБЭК1-6-20/1600 УХЛ2 со следующими параметрами:

Uн Q = 6 кВ - номинальное напряжение;

Umax = 7,2 кВ - наибольшее рабочее наряжение;

Iн Q = 1600 А - номинальный ток;

Iн о = 20 кА - номинальный ток отключения;

н% = 40 % - нормированное содержание апериодической составляющей в токе КЗ;

iпс = 52 кА - наибольший пик предельного сквозного тока;

Iпс = 20 кА - действующее значение сквозного тока;

iнв = 52 кА - наибольший пик номинального тока включения;

Iнв = 20 кА - действующее значениеноминального тока включения;

Iтс = 20 кА - ток термической стойкости;

tтс = 3 c - время термической стойкости;

tвв = 0,1 c - время включения;

tво = 0,05 c - время отключения.

Условия эксплуатации

1) выключатели изготавливаются в климатическом исполнении УХЛ, категория размещения 2 по ГОСТ 15150-69;

2) выключатели предназначены для работы на высоте над уровнем моря до 1000 м;

3) верхнее значение температуры окружающего воздуха при эксплуатации плюс 50оС;

4) нижнее значение температуры окружающего воздуха при эксплуатации минус 45оС;

5) относительная влажность воздуха при температуре +25оС 100% с конденсацией влаги;

6) атмосферные конденсированные осадки - в условиях выпадения росы.

Требования к надежности

1) ресурс по механической стойкости - 25 000 циклов В-tn-О;

2) ресурс по коммутационной стойкости при нагрузочных токах -25 000 циклов В-tn-O, где tn- произвольная пауза;

3) ресурс по коммутационной стойкости при номинальном токе отключения - 50 циклов ВО;

4) срок службы выключателей до среднего ремонта не менее 12 лет;

5) срок службы до списания - 25 лет.

Гарантиии изготовителя

Гарантийный срок эксплуатации - два года со дня ввода в эксплуатацию.

Структура условного обозначения выключателя

Выключатель ВБЭК1-6-20/1600 УХЛ2 - условное обозначение вакуумного выключателя стационарного варианта первого вида исполнения на номинальный ток 1600 А, номинальный ток отключения 20 кА, номинальное напряжение 6 кВ.

Проверка выключателя по режиму КЗ.

При КЗ в точке К2 через Q8 будет протекать максимальный ток КЗ.

Проверка выключателя на отключающую способность.

В качестве расчётного для этой проверки примем ток трёхфазного КЗ, т. к. он больше двухфазного. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую Iп и апериодическую iа составляющие тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя в цепи Q8:

Согласно таблице 1.6.2:

Iп = 12,722 кА;

i а = 5,932 кА.

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя.

Iн о = 20 кА > Iп = 12,722 кА,

т. е. условие проверки по периодической составляющей тока КЗ выполняется;

т. е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на термическую стойкость.

В качестве расчёного для этой проверки принимают трёхфазное КЗ (таблица 1.6.2).

Необходимо проверить выполнение условия Вк доп > Вк расч.

Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя:

Вк доп = I2 тс t = 202 3 = 1200 кА2 с.

Расчётный тепловой импульс:

Вк расч = Вк п + Вк а.

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ

tоткл = tРЗ max + tво = 0,1 + 0,05 = 0,15 с;

Iп откл = 12,722 кА;

I`` = 12,722 кА;



Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ:

- эквивалентная апериодическая составляющая, питающих точку КЗ.

> .

т. е. условие проверки по термической стойкости выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость.

Расчёт производится при трёхфазном КЗ (таблица 1.6.2).

iпc = 52 кА > iу = 33,32 кА;

Iпс = 20 кА > I`` = 12,722 кА,

т. е. условие проверки выполнено.

Проверка выключателя на включающую способность.

В данном случае расчёт производится по трёхфазному КЗ,

т.к. ток при нём больше (табл.1.6.2).

Iнв = 20 кА > I`` = 12,722 кА;

iнв = 52 кА > iу = 33,32 кА,

т. е. условие проверки выполнено.

Параметры выключателя и соответствующие расчётные величины сведём в таблицу 2.1.

Таблица 2.1.

Параметры выключателя	Соотношение	Расчётные величины
	= > > > > > > > >

2.2 Анализ коммутационных перенапряжений

2.2.1 Перенапряжения и защита от них

Основными причинами перенапряжений на изоляции отдельного присоединения (и только его, а не всей сети) при отключении нагрузки, связанными с особенностями дугогасящей среды и конструкцией выключателя, являются срез тока и эскалация напряжения. Рассмотрим по порядку данные явления.

Срез тока

При включенном выключателе падение напряжения между его контактами близко к нулю. В сети обычно преобладает индуктивная нагрузка и в момент разрыва электрической цепи в межконтактном промежутке под действием напряжения внешней цепи возникает дуга. Выключатель любого типа отключает ток при прохождении его через ноль (со сдвигом по времени в разных фазах), когда подвод энергии к дуге со стороны сети уменьшается. Но в околонулевой области тока возможен быстрый распад канала дуги и принудительный спад тока от некоторого значения (как правило, единицы - десятки ампер) до нуля за очень малое время (значительно раньше естественного нуля тока). Это явление называется срезом тока (рисунок 2.2.1). Очевидно, что срез тока характерен для выключателей любого применяющегося в настоящее время типа (маломасляных, электромагнитных, воздушных, вакуумных, элегазовых).

Причиной среза тока в выключателях с гашением дуги в газовой среде являются интенсивное дутье и развитие высокочастотных колебаний на спадающем участке синусоиды отключаемого тока. Дутье вызывает значительное охлаждение плазмы в дуговом промежутке и быстрое уменьшение ее проводимости. Высокочастотные колебания, развивающиеся в контуре: емкость на шинах - нелинейное сопротивление дуги - индуктивность и емкость присоединения, налагаются на ток 50 Гц и приводят к тому, что суммарный ток в дуговом промежутке переходит через ноль и происходит гашение со срезом.

Рисунок 2.2.1 - Зависимость перенапряжений от величины тока среза

а - при большом токе среза;

б - при малом токе среза.

В вакуумных выключателях, как правило, поверхность контактов имеет большое число микронеровностей и они прилегают друг к другу не всей плоскостью,а несколькими точками. В первые мгновения расхождения контактов точки соприкосновения электродов сохраняются, но при этом площадь контактов стремительно уменьшается. Также стремительно поднимается температура мест соприкосновения, причем к моменту отрыва поверхностей друг от друга металл переходит в жидкое состояние и между расходящимися контактами возникают мостики из расплавленного металла. Дальнейшее расхождение контакта сопровождается сжатием сечения мостиков, увеличением температуры и давления. Данный этап заканчивается взрывом мостика и переходом к дуговому разряду в парах металла, который обычно является неустойчивым особенно при малых токах.

При срезе тока в индуктивности нагрузки «запирается» энергия, что следует из закона электромагнитной индукции:

E = - L di/dt,

Данная энергия затем освобождается на емкость присоединения и может вызывать перенапряжения. Кратность перенапряжений при этом определяется индуктивностью нагрузки, емкостью присоединения (в основном длиной кабельной или воздушной линии) и величиной тока среза. Таким образом, можно отметить следующее:

1. Перенапряжение возникает только при отключении индуктивной нагрузки

2. Величина перенапряжения прямо пропорциональна величине тока среза - di

Эскалация напряжения

Второй причиной возникновения перенапряжений при отключениях нагрузки является эскалация напряжения. Это явление характерно только для вакуумных выключателей. Однако оно возникает крайне редко, только при отключении пускового тока не успевших развернуться или заторможенных электродвигателей (причем из 100 отключений пусковых токов только 5-10 могут сопровождаться эскалацией напряжения).

Как отмечалось ранее, в вакуумных выключателях ствол дугового разряда на стартовых этапах имеет очень высокую проводимость, которая значительно больше, чем проводимость у элегазовых и масляных выключателей, что в совокупности с конструктивными решениями контактной системы обеспечивает перенапряжения, не превышающие допустимые.

После прохождения тока через ноль дуга гаснет и возникает разность потенциалов на контактах выключателя, которая носит название переходного восстанавливающегося напряжения. Если данное напряжение в некоторый момент времени превышает значение электрической прочности промежутка между расходящимися контактами выключателя, то происходит повторное зажигание дуги. При этом в кабеле отключаемого присоединения возбуждается волна напряжения, перезаряжающая его до потенциала, под которым находится секция шин. Амплитуда этой волны определяется разностью между напряжением сети и напряжением на присоединении до повторного зажигания дуги. Приходя к присоединенному объекту волна испытывает отражение, близкое по характеру к отражению от холостого конца кабеля, что приводит к удвоению ее амплитуды на вводах присоединения.

Частота высокочастотных колебаний, вызванных пробегами волн в кабеле после повторного зажигания, составляет десятки кГц, а отличительной особенностью вакуумного выключателя является его способность к отключению высокочастотного тока этих колебаний каждый раз при переходе его через нулевое значение. После такого отключения возобновляется процесс восстановления напряжения на контактах выключателя, но уже при иных начальных условиях. Напряжение на емкости и ток в индуктивности присоединения в момент отключения больше, чем при первом отключении, и это приводит к тому, что максимум в кривой восстанавливающегося напряжения становится больше и возможно новое зажигание дуги. Возникающие многократные пробои приводят к эскалации перенапряжений, которые при определенных начальных условиях могут достигать 6-7-кратных.

На рисунок 2.2.2 приведена осциллограмма отключения пускового тока электродвигателя 6,3 кВ, 736 кВт, подключенного кабелем сечением 3х95, длиной 70 м, вакуумным выключателем с возникновением эскалации напряжения с кратностью 4,0 о.е. в первой отключаемой фазе выключателя.

Рисунок 2.2.2. Экспериментальная осциллограмма

Оценка перенапряжений и щита от них

Как было сказано выше, максимальный уровень перенапряжения зависит от типа коммутационного аппарата, индуктивности сети и емкости отключаемого электрооборудования. Его величина, как правило, оценивается с помощью коэффициента кратности: Кmax = Umax / Uн, где Umax - максимальное напряжение на отдельных фазах сети (кВ); Uн - номинальное напряжение сети (кВ).

С точки зрения среза тока уменьшение перенапряжений может быть достигнуто конструктивными решениями при изготовлении вакуумных дугогасительных камер. Для этого, вместо так называемых "жестких" тугоплавких контактов применяемых в первых вакуумных камерах, сначала в странах западной Европы, а позднее и во всем мире, стали вводить в основной материал контактов легирующие добавки (например хром) и применять для изготовления контактов новые материалы. Изменением материала контактов ток среза удалось уменьшить до 1,5-3 А.

На рисунке 2.2.3 приведена диаграмма относительных токов среза для выключателей с различными дугогасящими средами.

Рисунок 2.2.3 - Относительные токи среза выключателей различного типа

Как видно из рисунок 2.2.3, вакуумные выключатели с хром-медными контактами имеют наименьший ток среза, поэтому большинство производителей вакуумных выключателей используют для изготовления контактов именно хром-медные композиции. Таким образом, с точки зрения величины тока среза и создаваемых при этом перенапряжений масляные, воздушные и элегазовые выключатели не имеют никаких преимуществ перед вакуумными.

Эскалация напряжения в значительной степени зависит от частоты тока, которым сопровождается процесс перехода энергии магнитного поля линии в энергию электрического поля емкости отключаемого электрооборудования. В вакуумных выключателях коммутационный импульс имеет частоту в несколько раз превышающую частоту сети. С ее ростом, возрастают крутизна переднего фронта импульса и его амплитуда, т.е. увеличивается кратность коммутационных перенапряжений (рисунок 2.2.4).

Рисунок 2.2.4 - Зависимость кратности перенапряжений от частоты

Как показывают исследования, наиболее опасным источником коммутационных перенапряжений вследствие эскалации напряжения являются электрические машины. Так, для трансформаторов, находящихся в эксплуатации до 5 лет допустимый коэффициент кратности составляет 4,3, а при эксплуатации свыше 5 лет - 2,8. Для электродвигателей и крупных генераторов допустимый коэффициент кратности равен - 2,4, если срок эксплуатации не превышает 5 лет и 1,8 при эксплуатации свыше 5 лет. Учитывая, что срок службы указанного оборудования значительно превышает пятилетний, то безопасные кратности перенапряжения соответственно будут равны 2,8 и 1,8.

Очевидно, что частота импульса будет зависеть от присоединенной емкости, и с ростом последней будет уменьшаться. Поэтому, имеющие значительную емкость, кабельные линии имеют свойство снижать частоту коммутационного импульса, и как следствие кратность перенапряжения.

Как показывает опыт, длина кабельной линии между вакуумным выключателем и трансформатором при которой не требуется защита от коммутационных перенапряжений должна быть более 1000м. Защита электродвигателей от коммутационных перенапряжений не требуется, если длина кабельной линии между вакуумным выключателем и двигателем будет 1600м. Однако сама кабельная линия будет подвергаться опасным перенапряжениям, кратность которых в зависимости от типа коммутационного аппарата и характера нагрузки будет колебаться от 3 до 6.