Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов (более 150 тысяч документов) и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. GOSTRF.com - это более 1 Терабайта бесплатной технической информации для всех пользователей интернета. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах. Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах!

  


|| ЮРИДИЧЕСКИЕ КОНСУЛЬТАЦИИ || НОВОСТИ ДЛЯ ДЕЛОВЫХ ЛЮДЕЙ ||
Поиск документов в информационно-справочной системе:
 

Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России»

 

РУКОВОДСТВО
ПО ЗАЩИТЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 6 - 1150 кВ
ОТ ГРОЗОВЫХ И ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

 

РД 153-34.3-35.125-99

 

 

Санкт-Петербург

Издательство ПЭИПК

1999

 

В «Руководстве» изложены методы расчета внутренних (коммутационных и резонансных) перенапряжений и выбора комплекса мер защиты от них в электрических сетях 110 - 1150 кВ с эффективно заземленной, в электрических сетях 6 - 35 кВ с изолированной, компенсированной и резистивно-заземленной, в том числе, в системе собственных нужд электрических станций.

Приведены методы расчета грозоупорности и выбора средств ее повышения для воздушных линий электропередачи, РУ и подстанций 6 - 1150 кВ в зависимости от грозовой активности в регионе и использованных средств их защиты от грозовых перенапряжений.

«Руководство» предназначено для инженеров, работающих в области проектирования и эксплуатации энергосистем, электрических сетей и станций.

ПРЕДИСЛОВИЕ

Первое издание «Руководства по защите электрических сетей 6 - 1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений» (в дальнейшем - «Руководство») было введено в действие в 1994 г. (РД 34.35.125-93).

По поручению Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕС России» АО НИИПТ и АО ВНИИЭ редакционно переработали, дополнили и подготовили к типографскому изданию вторую редакцию «Руководства». При ее подготовке учтен накопленный опыт защиты от перенапряжений в энергосистемах и научно-технический прогресс в этой области электроэнергетики. В частности, принято во внимание, что в России и других странах прекращен выпуск разрядников, вместо которых с середины 70-х годов производятся более эффективные ограничители перенапряжений разных типов. Добавлена глава о защите подстанций 110 - 750 кВ с элегазовыми КРУ. Основной текст «Руководства» значительно сокращен, а методические и справочные материалы перенесены в приложения.

«Руководство» состоит из 3-х частей:

Часть 1. Защита от внутренних перенапряжений электрических сетей 110 - 1150 кВ; Часть 2. Защита от внутренних перенапряжений электрических сетей 6 - 36 кВ; Часть 3. Грозозащита линий и подстанций 6 - 1150 кВ.

В каждой части «Руководства» содержатся: рекомендации по защите от перенапряжений, приложения с методиками и примерами расчета, справочные материалы, информация об имеющемся программном обеспечении расчетов перенапряжений различных видов.

В подготовке «Руководства» принимали участие АО НИИПТ (головная организация) и АО ВНИИЭ. Кроме них, к разработке отдельных вопросов привлекались: АО ЭНИН, АО «Институт «Севзапэнергосетьпроект», АООТ НИИ «Электрокерамика», ЗАО НПО «Электрокерамика», ОАО «Корниловский фарфоровый завод», СПбГТУ, и другие организации, что видно по списку составителей «Руководства».

Компьютерный набор «Руководства» подготовлен ЗАО НПО «Электрокерамика», макетирование - Петербургским энергетическим институтом повышения квалификации (ПЭИГГК) Минтопэнерго РФ.

Отправной точкой для развития изложенных ниже методов расчета перенапряжений послужили фундаментальные труды проф. Л.И. Сиротинского, проф. А.А. Горева, проф. Н.Н. Щедрина, проф. И.С. Стекольникова, проф. Д.В. Разевига, проф. А.И. Долгинова, проф. М.Л. Левинштейна, проф. В.В. Бургсдорфа, проф. И.А. Груздева, к.т.н. Д.Е. Артемьева, к.т.н. А.А. Акопяна, к.т.н. А.В. Корсунцева и многих других отечественных ученых и специалистов, а также рекомендации СИГРЭ.

Научное руководство работой по подготовке 2-го издания «Руководства» осуществил академик РАН Н.Н. Тиходеев (АО НИИПТ).

Основными авторами и составителями «Руководства» являются: по части 1 - проф., д.т.н. С.С. Шур (АО НИИПТ);

по части 2 - к.т.н., зав. сектором перенапряжений АО ВНИИЭ Н.Н. Беляков;

по части 3 - зав. сектором перенапряжений АО НИИПТ А.Н. Новикова.

Кроме них, в подготовке отдельных разделов «Руководства» и приложений к нему принимали участие следующие специалисты:

по внутренним перенапряжениям и защите от них инженер В.В. Крыжановский (АО НИИПТ, подраздел 2.9, Приложения 3 и 10); инженер М.Н. Редругина (АО НИИПТ, Приложения 6 и 8); к.т.н. А.А. Филиппов (АО НИИПТ, подразделы 3.2, 3.3 и 3.7); к.т.н. В.И. Гавриков (АО НИИПТ, подразделы 3.3, 3.6 и 3.7); к.т.н. В.Е. Розет (АООТ НИИ «Электрокерамика», Приложение 4); к.т.н. - Г.М. Иманов (ЗАО НПО «Электрокерамика», Приложение 4); к.т.н. К.И. Кузьмичева (АО ВНИИЭ, часть 2).

По грозовым перенапряжениям и защите от них:

Проф., член-корр. РАН М.В. Костенко (СПбГТУ, разделы 6, 7 и 9, Приложение 17); проф., д.т.н. Ф.Х. Халилов (СПбГТУ, раздел 9); к.т.н. А.И. Таджибаев (ПЭИПК, раздел 9); к.т.н. Н.И. Гумерова (СПбГТУ, раздел 9, Приложения 31 и 33); к.т.н. С.М. Попов (АО ВНИИЭ. раздел 9, Приложения 31 и 32); инженер Б.Б. Бочковский (АО ВНИИЭ, разделы 6 и 7, Приложение 22); д.т.н. Э.М. Базелян (АО ЭНИН, Приложение 29); к.т.н. М.Л.Фельдман (АО «Институт Севзапэнергосетьпроект»,

подраздел 8.3, Приложение 28); инженер М.Б. Кегелес (АО «Институт Севзапэнергосетьпроект»,

подраздел 8.3, Приложение 30);

д.т.н. Б.В. Ефимов (Кольский НЦ РАН, Приложение 21); к.т.н. Я.А. Цирель (АО НИИПТ, Приложение 15); инженер О.В. Шмараго (АО НИИПТ, Приложения 23 и 26); к.т.н. В.Я. Ерунов и инженер И.П. Полякова (АО НИИПТ, Приложение 34).

С введением в действие «Руководства» утрачивают силу «Руководящие указания по защите электростанций и подстанций 3 - 500 кВ от прямых ударов молнии и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи» (ОРГРЭС, 1975). РД 34.20.114-75.

ЧАСТЬ 1. ЗАЩИТА ОТ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 110 - 1150 кВ

СПИСОК ОСНОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ ЧАСТИ 1

Е - амплитуда э.д.с;

Ns, - ожидаемое число воздействий внутренних перенапряжений в год;

Р - передаваемая по ВЛ мощность;

Рнат - натуральная мощность ВЛ;

Р (Х<= ξ) - функция распределения вероятностей случайной величины X;

Tos - ресурс пропускной способности ОПН;

Uн - номинальное напряжение;

Uм - наибольшее рабочее напряжение;

 - математическое ожидание случайной величины χ;

X - реактивное сопротивление системы;

Zw - волновое сопротивление линии;

hкз - коэффициент несимметрии при однополюсном к.з.;

k - амплитуда (кратность) перенапряжений, возникающих в переходном режиме после аварийной или плановой коммутации;

kосг - напряжение, остающееся на резисторе ограничителя;

ns - ожидаемое число коммутаций в год;

υ - вынужденная составляющая переходного процесса перенапряжений;

υе - индекс «е» обозначает ненасыщенное значение вынужденного напряжения;

a - коэффициент затухания собственных колебаний электропередачи;

Bk - частоты собственных колебаний электропередачи;

N - ударный коэффициент перенапряжений;

λ - волновая длина линии;

j - потокосцепление;

θ - значение угла между векторами э.д.с. E1 и Е2 электропередачи;

s - дисперсия случайной величины х;

(0); (1); (2) - индексы, определяющие параметры нулевой, прямой и обратной последовательности;

«п» и «р» - индексы, указывающие соответственно на питающий и разомкнутый концы электропередачи.

РАЗДЕЛ 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 110 - 1150 кВ

1.1. Введение. Основные определения

В 1 части даются рекомендации по защите от внутренних, резонансных и коммутационных перенапряжений сетей напряжением 110 - 1150 кВ. Здесь излагаются физическая природа, особенности и требования к защите каждого вида как резонансных, так и коммутационных перенапряжений. К 1 части относятся девять приложений, в которых приводятся методы расчета всех видов внутренних перенапряжений и некоторые справочные материалы. Для удобства расчетов разработаны три пакета программ:

расчета резонансных перенапряжений (РЕМА-1);

расчета ожидаемого срока службы ограничителей перенапряжений 110 - 1150 кВ (РЕМА-2);

эффективности защиты от грозовых, резонансных и низко- и высокочастотных коммутационных перенапряжений (РВПМ-1).

Изложение сопровождается подробными численными примерами, которые иллюстрируют методики и могут быть использованы в качестве тестовых задач.

Электрические сети напряжением 110 - 1150 кВ работают с эффективно заземленной. Под системой с эффективно заземленной обычно понимается система, все элементы которой соединены с землей наглухо, либо через индуктивное сопротивление, величина которого настолько мала, что коэффициент несимметрии hкз, в любой точке электропередачи не превосходит 1,4 для различных схем и режимов работы системы, возможных в процессе эксплуатации. Под hкз понимают отношение наивысшего напряжения частоты 50 Гц здоровой фазы в этой точке во время короткого замыкания на землю одной или двух фаз к фазному напряжению рабочей частоты, появляющемуся после устранения повреждения. Эффективное заземление нейтрали сети может быть получено при глухом заземлении нейтралей всех или части силовых трансформаторов системы.

Коэффициент hкз, зависит от соотношения активных и реактивных сопротивлений системы. Требование hкз £ 1,4 приблизительно соблюдается, когда отношение реактивной составляющей входного сопротивления системы, рассчитанного относительно места нарушения симметрии по параметрам нулевой последовательности, к реактивной составляющей того же входного сопротивления, рассчитанного по параметрам прямой последовательности Xвх(0)/Xвх(1) £ 3, т.е. не больше трех. В то же время отношение активной составляющей этого сопротивления, рассчитанного по параметрам нулевой последовательности r(0)вх, к r(1)вх не больше 1,0, т.е. r(0)вх/r(1)вх £ 1,0. Активные и реактивные составляющие полного входного сопротивления при этом рассчитываются по значениям переходных реактивностей синхронных машин.

В нормальном режиме напряжение на любых элементах электропередачи не должно повышаться сверх наибольшего рабочего, под которым следует понимать длительное напряжение, т.е. без ограничения времени воздействия, безопасное для изоляции. В табл. 1.1 приведены наибольшие рабочие напряжения Uм. Повышение напряжения сверх наибольшего рабочего называется перенапряжением. Обычно величина внутренних перенапряжений характеризуется их кратностью k, под которой понимается отношение максимальной амплитуды перенапряжений к амплитуде наибольшего фазного рабочего напряжения.

Таблица 1.1

Наибольшие рабочие напряжения сетей 110 - 1150 кВ

Класс напряжения сети, кВ

110

220

330

500

750

1150

Наибольшее рабочее напряжение, Uм, кВ

126

252

363

525

787

1200

Выбор изоляции и координация ее с характеристиками защитных средств определяется внутренними перенапряжениями, которые подразделяются на резонансные и коммутационные.

1.2. Резонансные перенапряжения

Резонансные перенапряжения возникают при неблагоприятных сочетаниях как структуры и параметров схемы электропередачи и ее режима, так и структуры и параметров питающей системы. Резонансные перенапряжения могут существовать до тех пор, пока действие различного вида систем релейных защит и автоматики, регуляторов напряжения или вмешательство персонала не приведет к изменению схемы и режима.

В электропередачах, оборудованных выключателями на стороне высокого напряжения, перенапряжения на разомкнутом конце воздействуют как на линейную изоляцию, так и на изоляцию под станционной аппаратуры (кроме силовых трансформаторов): на изоляцию силовых трансформаторов в этих электропередачах воздействуют перенапряжения, возникающие на питающем конце линии. В таких электропередачах возможны следующие виды резонансных перенапряжений:

на основной частоте 50 Гц, вынужденное напряжение в симметричном (υ) и несимметричном (υкз) режимах (при односторонне питаемой электропередаче);

в паузе успешного ОАПВ (υОАПВ);

при неполнофазных режимах;

на четных, нечетных и дробных высших гармонических - резонанс на частотах 2 kω; (2k + l) ω и (2k + 1) ; k = 1; 2; 3.

В электропередачах, где все или часть трансформаторов не имеют выключателей на стороне высокого напряжения, далее называемых «блочные электропередачи», на элементы линейной и подстанционной изоляции, включая изоляцию силовых трансформаторов, могут воздействовать перенапряжения, возникающие на разомкнутом конце. В блочных электропередачах, кроме перечисленных, возможно возникновение особого вида резонансных перенапряжений, далее именуемого «переходный феррорезонанс». В схеме рис. 1.1, а переходный феррорезонанс инициируется промежуточными трансформаторами проходных ПС T1; Т„; в схеме рис. 1.1, б - автотрансформатором AT. При этом наличие или отсутствие трансформаторов Т1: T2; ...; Т„, показанных пунктиром, несущественно. В схеме рис. 1.1 переходный феррорезонанс может возникать при подключении к линии холостого трансформатора, показанного на рис. 1.1, в.

Описание: 1

Рис. 1.1. Схемы электропередач, подверженных переходному феррорезонансу

В схемах рис. 1.1, а и 1.1, б линия может быть секционирована выключателями на участки. Часть участков может быть двухцепными или иметь тупиковые отпайки. При этом обязательным условием для возникновения переходного феррорезонанса является одностороннее питание схемы. Такое условие может иметь место в послеаварийных или ремонтных режимах, а также при ТАПВ головного участка секционированной радиальной передачи, если этот участок одноцепный.

Защита от резонансных перенапряжений необходима, если их число, длительность и величина превосходит значения, указанные в табл. 1.2 - 1.4, в которых приведены допустимые повышения напряжения промышленной частоты в зависимости от числа и длительности их воздействия на оборудование 110 - 1150 кВ.

Пояснения к табл. 1.2-1.4.

В числителе дроби табл. 1.2 указаны значения для изоляции фаза-земля в долях амплитуды наибольшего рабочего фазного напряжения, а знаменателе - для изоляции фаза-фаза в долях амплитуды наибольшего рабочего линейного напряжения. Значения напряжения для изоляции фаза-фаза относятся к трехфазным силовым трансформаторам, электромагнитным трансформаторам напряжения, а также к аппаратам в трехполюсном исполнении при расположении трех полюсов в одном баке или на одном магнитопроводе. При этом значения допустимого повышения напряжения 1,6; 1,7 и 1,8 относятся только к внешней междуфазной изоляции аппаратов 110 кВ и 220 кВ.

Если повышение напряжения длительностью 20 мин имело место 2 раза с часовым интервалом, то в течение ближайших 24 часов повышение напряжения в третий раз допускается лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной ситуации, но не ранее, чем через 4 часа.

Указанные в табл. 1.2 - 1.4 относительные значения напряжения распространяются также на повышение напряжения, отличающегося от синусоиды частотой 50 Гц за счет наложения гармонических составляющих. Указанные в таблицах значения фазных и междуфазных напряжений представляют собой отношение максимума повышенного напряжения к амплитуде наибольшего рабочего фазного или междуфазного напряжения соответственно.

Таблица 1.2

Допустимое повышение напряжения промышленной частоты на оборудовании 110 - 330 кВ

Оборудование

Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия, с

1200

20

1

0,1

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

1,10

1,10

1,25

1,25

1,90

1,50

2,00

1,58

Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения

1,15

1,5

1,35

1,35

2,00

1,50

2,10

1,58

Коммутационные аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры

1,15

1,15

1,60

1,60

2,20

1,70

2,40

1,80

Таблица 1.3

Допустимое повышение напряжения промышленной частоты на оборудовании 500 и 750 кВ

Кратность амплитуд

1,0 - 1,025

1,025 - 1,05

1,05 - 1,075

1,075 - 1,1

1,1 - 1,15

1,15 - 1,20

Допустимая длительность одного случая, не более, мин.

480

180

60

20

5

1

Допустимое число случаев в год, не более

200

125

75

50

7

5

Интервал между случаями, не менее, час

-

12

-

-

1

-

Защита внутренней изоляции оборудования 110-1150 кВ от коммутационных перенапряжений необходима, если их кратность превосходит 2,0.

Таблица 1.4

Допустимое повышение напряжения промышленной частоты на оборудовании 1150 кВ

Оборудование

Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия, с

1200

20

5

3

0,15

0,05

0,03

Все оборудование, кроме защитных аппаратов

1,1

1,3

1,35

-

-

-

1,8

Ограничители перенапряжений с уровнем ограничения 1,7

1,1

1,2

-

1,3

1,35

1,4

1

1.3. Коммутационные перенапряжения

После любой коммутации, как плановой, так и аварийной, возникают коммутационные перенапряжения. Коммутационные перенапряжения образуются при резком изменении структуры и параметров сети из-за заряда и перезаряда ее емкостей в процессе перехода системы от одного состояния к другому.

Наиболее важные виды коммутационных перенапряжений возникают при:

плановых включениях и отключениях ненагруженных линий, ненагруженных трансформаторов и автотрансформаторов и компенсационных реакторов;

аварийных разрывах электропередачи в процессе ликвидации короткого замыкания или асинхронного хода;

работе АВР;

включении или отключении разъединителями участков холостых шин ОРУ, ЗРУ, КРУЭ.

Если коммутация осуществляется выключателями, то в зависимости от вида возникающих перенапряжений, систем релейной защиты и автоматики, а также схемы и параметров элементов передачи, длительность воздействующих на изоляцию коммутационных перенапряжений может находиться в интервале от нескольких десятков миллисекунд до нескольких секунд. При коммутации разъединителями участков холостых шин ОРУ или ЗРУ фронт перенапряжений находится в интервале от 10 мкс до 500 мкс. При коммутации элегазовым разъединителем участков холостых шин элегазовых КРУ (КРУЭ) фронт возникающих высокочастотных коммутационных перенапряжений находится в интервале от 5 не до 20 нс.

Большинство аварийных коммутаций обычно сопровождается целой серией разного вида коммутационных перенапряжений, Число и длительность каждого вида перенапряжений из этой серии определяется видом коммутации, параметрами коммутируемого участка сети и системой защит и автоматики. При наличии высокочастотных защит длительность режима к.з. составляет tкз = 0,8 - 0,15 с, причем выключатели по обеим сторонам аварийного участка линии работают с разбросом около 0,02 - 0,06 с. Если авария отключается дистанционными защитами, то время от момента возникновения к.з. до отключения выключателя одного из концов аварийного участка линии составляет tкз = 0,1 - 0,15 с; второй выключатель аварийного участка отключается со временем tкз = 0,3 - 0,6 c.

При трехфазном быстродействующем АПВ (БАПВ) длительность бестоковой паузы составляет tАПВ = 0,3 - 0,4 с. При обычном трехфазном АПВ (ТАПВ) длительность паузы обычно находится в пределах 0,6 - 1,5 с, причем с ростом номинального напряжения электропередачи пауза уменьшается. При однофазном АПВ (ОАПВ) длительность бестоковой паузы обычно колеблется в пределах tОАПВ = 0,8 - 3,5 с.

Режим после повторного включения продолжается от момента повторного включения линии с одной стороны до момента полного смыкания электропередачи. При успешном ТАПВ без улавливания синхронизма и ОАПВ этот режим имеет длительность 0,2 - 0,3 с. При использовании ТАПВ с улавливанием синхронизма этот режим в среднем длится несколько секунд. При неуспешном БАПВ или ТАПВ линия аварийно отключается без выдержки времени выключателем, производившим повторное включение. Этот этап длится tкз = 0,08 - 0,15 с. При неуспешном ОАПВ аварийная линия отключается без выдержки, времени с двух сторон, вслед за неуспешным ОАПВ следует цикл ТАПВ.

1.4. Статистическая природа резонансных и коммутационных перенапряжений

При повторении в одной и той же системе коммутации одного и того же вида (например, плановое включение ненагруженной линии, аварийное отключение к.з. и т.п.) кратности возникающих при этом коммутационных и резонансных перенапряжений меняются в широких пределах. Статистика внутренних перенапряжений объясняется влиянием ряда факторов, количественные характеристики которых подвержены случайным изменениям.

Первая группа случайных факторов связана в основном с конструкцией, индивидуальными характеристиками, качеством и регулировкой выключателей и их управления, а в некоторых случаях также с метеорологическими ситуациями на линии. Эти факторы оказывают влияние на интенсивность переходных процессов после коммутации, так как приводят к случайным изменениям фазовых углов э.д.с. при включении отдельных фаз электропередачи и разновременности действия приводов отдельных фаз выключателей, а также к случайным колебаниям величины напряжения, которое остается на неповрежденных фазах к моменту автоматического повторного включения, т.е. по окончании бестоковой паузы tАПВ или tОАПВ и т.п.

Вторая группа случайных факторов связана со схемой и, режимом системы. Сюда относятся, например, коммутации и переключения в различных точках питающей системы, включения и отключения компенсационных реакторов и колебания э.д.с. как в результате ведения графика электропередачи, так и действия автоматических устройств регулирования возбуждения, плановых и аварийных ремонтов, случайности местоположения точки к.з. на линии и т.п.

В табл. 1.5 приведены усредненные значения пределов случайных изменений э.д.с. для электропередач, питающихся от шин станции, на генераторах которых имеется автоматическое регулирование возбуждения.

В течение года статистические распределения резонансных перенапряжений определяются в основном случайными факторами второй группы; распределения коммутационных перенапряжений - факторами как первой, так и второй групп.

Таблица 1.5

Усредненные оценки пределов случайных изменений и среднего значения э.д.с. (по данным проф. И.А. Груздева)

Вид коммутации

Системы возбуждения с неуправляемыми полупроводниковыми выпрямителями*) и электронная система возбуждения

Быстродействующие системы возбуждения с кратностью форсирования

2 - 4**)

Emin

Emax

Emin

Emax

Разрыв передачи вследствие отключения к.з.

1,0

1,2

1,1

1,05

1,25

1,15

ТАПВ, БАПВ успешное или неуспешное

1,0

1,15

1,075

1,0

1,1

1,05

Разрыв передачи вследствие качаний или асинхронного хода

1,0

1,25

1,125

1,0

1,3

1,15

Примечания.

*) Высокочастотная система возбуждения; бесщеточная система возбуждения; статическая полупроводниковая система возбуждения.

**) Ионные и тиристорные системы самовозбуждения или независимого возбуждения; система возбуждения с параллельно включенными полупроводниковыми выпрямителями.

1.5. Учет статистических распределений внутренних перенапряжений при защите изоляции сетей напряжением 110 - 1150 кВ

Учитывая статистический характер внутренних перенапряжений, при координации изоляции линий и подстанций и выборе комплекса защитных средств необходимо учитывать влияние всех возможных в данной электропередаче видов перенапряжений. При этом воздействующие перенапряжения должны характеризоваться как вероятностью, с которой кратность того или иного вида перенапряжений может быть превзойдена в одной коммутации данного вида, так и ожидаемым числом таких коммутаций в течение года.

Результаты расчетов статистических распределений как надежности и эффективности комплекса систем защиты, так и ожидаемой вероятности перекрытия (пробоя) изоляции, носят приближенный характер, поэтому расчеты должны обеспечить либо незаниженные оценки этих величин на заданном уровне доверительной вероятности, либо оценки усеченного сверху предела их разброса.

Формулы и исходные данные, необходимые для усредненной оценки ожидаемого в течение года числа амплитуд коммутационных перенапряжений, воздействующих на изоляцию линий электропередачи, элементы изоляции подстанций и расчета токовых нагрузок на резисторы ограничителей перенапряжений, приведены в Приложении 1.

Формулы и исходные данные, необходимые для незаниженной оценки надежности работы, т.е. ожидаемого на заданном уровне доверительной вероятности срока безаварийной службы ограничителей перенапряжений (ОПН), являющихся основным элементом любого комплекса защитных мер, приведены в Приложении 6.

РАЗДЕЛ 2. РЕЗОНАНСНЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ

2.1. Исходные положения

Резонансные перенапряжения возникают только в односторонне питаемых электропередачах. Исключение составляет успешное ОАПВ, которое существует от момента окончания паузы успешного ОАПВ до момента замыкания второго из выключателей «больной» фазы, т.е. до включения передачи в транзит.

Резонансные перенапряжения должны рассчитываться с учетом диапазона случайных годовых колебаний реактивного сопротивления питающей системы и нелинейности характеристик намагничивания силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и компенсирующих реакторов.

Все виды резонансных перенапряжений чувствительны к активным потерям, короне на проводах, нагрузкам и т.д. Так, например, величина вынужденной составляющей переходного процесса перенапряжений частоты 50 Гц слабо зависит от активных потерь, которые оказывают существенное влияние на условия возникновения перенапряжений при делении частоты в продольно - и поперечнокомпенсированных электропередачах.

Необходимо рассмотреть следующие виды резонансных перенапряжений:

·         вынужденное напряжение переходного процесса перенапряжений на частоте 50 Гц в симметричном и несимметричном (при ОАПВ и однополюсном к.з.) режимах;

·         вынужденное напряжение на частоте 50 Гц в паузе успешного ОАПВ;

·         перенапряжения на частоте 50 Гц в неполнофазных режимах;

·         перенапряжения при делении частоты в продольно и поперечно компенсированных электропередачах;

·         перенапряжения на четных, частоты 2 и нечетных, частоты (2к + 1) ω ультрагармониках при явлениях переходного феррорезонанса;

·         феррорезонансные перенапряжения на частоте 50 Гц в электропередачах 220 - 500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения;

·         параметрическое самовозбуждение генераторов, работающих на ненагруженную линию;

·         автопараметрическое самовозбуждение ультрагармоник четной кратности.

Статистические характеристики распределения амплитуд резонансных перенапряжений всегда в той или иной мере приближенны. Это вынуждает искать либо незаниженные оценки вероятности того, что амплитуда резонансных перенапряжений не превзойдет их максимального за год значения, либо ориентироваться на ожидаемый на заданном уровне доверительной вероятности верхний предел разброса амплитуд.

В отличие от коммутационных и грозовых перенапряжений, защита от которых состоит в ограничении их амплитуды, защита от резонансных перенапряжений должна быть направлена на то, чтобы полностью исключить возможность возникновения резонансных явлений, либо, если это оказывается экономически нецелесообразно, создать такие условия, при которых величина и длительность сопутствующих перенапряжений становятся безопасными для оборудования. Методы расчета резонансных перенапряжений и защита от них изложены в приложении 2.

2.2. Параметры схем замещения и количественные оценки основных факторов, влияющих на резонансные перенапряжения

2.2.1. Характеристики намагничивания силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и стальных сердечников компенсационных реакторов.

Кривую намагничивания шунта намагничивания Т - или Г - схемы замещения как силового трансформатора, так и стальных сердечников компенсационных реакторов, следует аппроксимировать полиномом с положительными коэффициентами, содержащим только нечетные степени потокосцепления, согласно измерениям в действующих энергосистемах, для силовых трансформаторов (автотрансформаторов) это выражение имеет следующий вид:

                                                   (2.1а)

Здесь j - мгновенное значение потокосцепления, iμ - мгновенное значение тока намагничивания, соответствующее этому потокосцеплению;

                                                          (2.1б)

В относительных единицах все многообразие характеристик сводится к двум, которые условно можно назвать «типовыми»: характеристика 1 (силовые трансформаторы)

iμ = 0,15j + 0,18j9 + 0,68j11                                 (2.2 а)

и характеристика 2 (автотрансформаторы)

iμ = 0,7j + 0,3j13.                                                 (2.2 б)

В качестве базисных единиц в формулах (2.2 а) и (2.2 б) приняты Uбаз = Uн , кВ; ωбаз - 314, 1/с и, если Iн - паспортное значение тока холостого хода трансформатора (автотрансформатора, в том числе с регулированием в нейтрали), то для характеристики 1 - Iбаз = 2,05Iн, а для характеристики 2 - Iбаз = 1,65 Iн.

Отсюда следует для характеристики 1:

                                                                   (2.2 в)

для характеристики 2

Расчетные величины схемы замещения трансформатора (автотрансформатора) находят следующим образом. По паспортным значениям ек (в-с), ек (в-Н), ек (с-н) (в %) определяют реактивности рассеяния между обмотками соответственно высокого - среднего, высокого - низкого и среднего - низкого напряжений Хв-с, Хв-н, Хс-н. Паспортные значения ек, зависят от наличия регулирования в нейтрали, мощности AT и коэффициентов трансформации Ub/Uc/Uh. Реактивности рассеяния находят по формулам:

                 (2.2 г)

для трансформатора (автотрансформатора), номинальные напряжения и трехфазная мощность которого Uн, (в В) и Рн, (в ВА).

Параметры Хв, Хс, Хн трехлучевой эквивалентной схемы замещения такого трансформатора (автотрансформатора) рассчитываются по формулам:

2 Хв = Хв-н + Хв-с - Хс-н; 2 Хс = Хв-с + Хс-н - Хв-н; 2 Хн = Хс-н + Хв-н - Хв-с.       (2.2 д)

Характеристика намагничивания стальных сердечников компенсационных реакторов в относительных единицах (Uбаз = Uн, кВ; Iбаз = Iн , A; (ωбаз = 314, 1/с) хорошо аппроксимируется следующим двучленом третьей степени:

I = pj + qj3 = p (l + sj2).                                              (2.3 а)

Параметры компенсационных реакторов приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Характеристика компенсационных реакторов типа РОДЦ

Uh, кB

РФ, МВ А

Iн, А

Lобм, Гн

Rобм, Ом

Р

q

500

60

198

4,88

6,0

0,872

0,128

750

110

242

6,0

6,0

0,903

0,097

1150

300

432

5,1

5,3

0,908

0,092

2.2.2. Дополнительный учет коронного разряда при вычислении параметров схем замещения воздушной линии.

На погонные электрические параметры линии, в особенности напряжением 500 - 1150 кВ, оказывает влияние коронный разряд на проводах. Обычно корона учитывается распределенными активной проводимостью gк и дополнительной емкостью фазы на землю D Ск:

                                (2.4 а)

                                           (2.4 б)

В последних формулах и - усредненное вдоль линии значение вынужденного напряжения, рассчитанного с учетом насыщения магнитопроводов. Значение  определяется по формуле:

                            (2.4 в)

Определенные по параметрам прямой последовательности численные значения X1, Zw и λ(1) указаны на рис. П2.1 и в табл. П2.2 Приложения 2; Е - в табл. 1.5 Раздела 1.

Входящие в эмпирические формулы (2.4 а) и (2.4 б) величины зависят от конструкции ВЛ и начального напряжения общей короны при хорошей погоде U0. В табл. 2.2 указаны численные значения напряжения начала общей короны U0 для некоторых наиболее распространенных ВЛ.

Таблица 2.2

Начальные напряжения общей короны при хорошей погоде

Uн, KB

Конструкция фазы

Междуфазовое расстояние, м

U0/Uф

500

3АС-500

10,5

1,32

3АС-330

11,7

1,11

3АС-300

11,7

1,08

750

5АС-400/51

18,0

1,17

5АС-300

13,5

1,09

5АС-240

19,5

1,11

4АС-600

17,5

1,11

4АС-500

19,5

1,06

4АС-400

19,5

1,08

1150

8АС-330

24,5

1,1

6АС-800

22,0

1,2

2.3. Вынужденное напряжение переходного процесса перенапряжений частоты 50 Гц в симметричном режиме

Вынужденное напряжение переходного процесса перенапряжений - это напряжение рабочей частоты, которое устанавливается после затухания электромагнитных переходных процессов, вызванных какой-либо плановой или аварийной коммутацией, обычно через 0,03 - 0,06 с после коммутации. Величина вынужденного напряжения зависит как от схемы электропередачи (длина и конструкция фазы линии, мощность питающей системы, наличие, число и местоположение шунтирующих реакторов), так и от нелинейных характеристик контуров намагничивания силовых трансформаторов (автотрансформаторов) питающей системы и промежуточных подстанций. Учет этих нелинейностей обязателен. Нелинейные характеристики ограничителей перенапряжений и корона на проводах влияют слабо и их учет не требуется.

В симметричном режиме, который имеет место в результате плановых коммутаций включения линии, сброса нагрузки и аварийных - успешного ТАПВ, отключения внешнего короткого замыкания и разрыва передачи при асинхронном ходе, вынужденное напряжение V случайно меняется от минимального за год значения υ1 до максимального υ2. Случайный характер вынужденного напряжения определяется причинами, указанными в пункте 1.4 Раздела 1. Методы расчета математического ожидания, дисперсии и статистического распределения случайной величины и изложены в Приложении 2.

2.4. Вынужденное напряжение частоты 50 Гц в несимметричном режиме при однополюсном к.з.

В несимметричном режиме, который имеет место в результате аварийных коммутаций разрыва передачи вследствие ликвидации несимметричного к.з., возникшего в результате неуспешного ТАПВ или вследствие ошибок оперативного персонала, вынужденное напряжение вычисляется через коэффициент несимметрии hкз так:

υкз = υhкз.                                                             (2.5)

Оно может изменяться от минимального за год значения υ до максимального υ. Статистический характер вынужденного напряжения υк.з определяется как факторами, приводящими к случайным изменениям υ, так и случайным местоположением вдоль линии точки короткого замыкания. Методы расчета математического ожидания, дисперсии и статистического распределения случайной величины υк.з изложены в Приложении 2.

2.5. Вынужденное напряжение частоты 50 Гц в несимметричном режиме при успешном ОАПВ

Цикл успешного ОАПВ состоит из трех последовательных коммутаций: однополюсное короткое замыкание одной из фаз, заканчивающееся двусторонним отключением аварийной фазы; автоматическое повторное включение аварийной фазы после бестоковой паузы длительностью /ОАПВ одним из двух линейных выключателей; полное замыкание бывшей «больной» фазы вторым выключателем

Вынужденное напряжение частоты 50 Гц υОАПВ - это напряжение, устанавливающееся в промежутке времени между окончанием бестоковой паузы успешного ОАПВ и моментом замыкания фазы в транзит ее вторым линейным выключателем. Математическое ожидание, дисперсия и функция, статистического распределения случайной величины υОАПВ определяются теми же факторами, что и распределения симметричного вынужденного напряжения υ, но учет влияния нелинейности характеристик намагничивания силовых трансформаторов (автотрансформаторов) на величину υОАПВ не требуется. Методы расчета математического ожидания и статистических распределений случайной величины υОАПВ изложены в Приложении 2.

2.6. Защита от перенапряжений в паузе успешного ОАПВ на электропередачах 500 кВ, 750 кВ, 1150 кВ

В течение паузы успешного ОАПВ на отключенной фазе (см. рис. 2.1 а) после погасания дуги тока подпитки к.з. на отключенной фазе восстанавливается напряжение Ub, частота которого близка к 50 Гц. Восстанавливающееся напряжение имеет резонансный характер. Амплитуда UВ зависит от длины и конструкции ВЛ, числа компенсационных реакторов и отношения U0/Uф, так как из-за демпфирующего действия короны амплитуда Ub практически не зависит от номинального напряжения электропередачи.

Защита от перенапряжений в паузе успешного ОАПВ необходима, если на рассматриваемой электропередаче восстанавливающиеся напряжения Ub превышают Uдоп, указанные в таблицах Приложения 4 для ОПН-500 УХЛ или ОПН-750 УХЛ или ОПН других типов для времени toAПB (см. данные табл. 2.2 и рис. 2.1). Эффективна любая из двух следующих мер защиты:

·         отключение на время паузы ОАПВ хотя бы одного из компенсационных реакторов Lp приводит к расстройству резонанса и уменьшению вследствие этого Ub до значений (1,0 - 1,1) Uф, как это видно из кривых (рис. 2.1, в) и (рис. 2.1, г);

·         использование схемы четырех лучевого реактора, когда звезда компенсационных реакторов Lp заземляется через нулевой реактор L0. При этом перенапряжения, восстанавливающиеся на отключенной фазе в паузе успешного ОАПВ, характеризуется величиной Ub ≈ Uф.

Рис. 2.1. Напряжение, восстанавливающееся в паузе ОАПВ на отключенной фазе в зависимости от длины линии, числа компенсационных реакторов и конструкции фазы

Напряжение начала общей короны:

1 - без учета короны:

2 - U0 - 1,0 Uф;

3 - U0 = 1,2 Uф;

4 - U0 - 1,4 Uф.

Конструкция фазы:

а) Расчетная схема замещения;

б) ВЛ 500 кВ 3 АС-330; Dф-ф = 12,8 м;

в) ВЛ 500 кВ 3 АСО-500; Dф-ф = 10,5 м;

г) ВЛ 750 кВ 4 АСУ-400; Dф-ф = 19,5 м.

2.7. Перенапряжения на частоте 50 Гц в неполнофазных режимах

Неполнофазные режимы наблюдаются при отказе во включении или отключении одной или двух фаз коммутирующего выключателя. Однако, опыт эксплуатации свидетельствует, что вероятность одновременного отказа двух фаз крайне мала и такой режим можно не учитывать.

Возникновение перенапряжений неполнофазного режима при двустороннем питании электропередачи принципиально невозможно.

Перенапряжения на частоте 50 Гц могут возникать только при условии, что одностороннее питание коммутируемой электропередачи осуществляется по блочной или полублочной схеме через трехобмоточный трансформатор (автотрансформатор), одна из обмоток которого замкнута в треугольник. Такие схемы могут иметь место как в показанных на рис. 1.2 блочных передачах, так и в электропередачах с выключателями на стороне высшего напряжения ВЛ в режимах планового включения или отключения ненагруженной линии (см., например, схему № 3 в табл. П2.4 Приложения 2).

Перенапряжения на частоте 50 Гц в неполнофазных режимах имеют резонансный характер. Их величина, хотя и ограничивается активными потерями (корона, потери в проводах и др.) и насыщением стальных сердечников трансформаторов (автотрансформаторов), но, как показывает опыт эксплуатации, в областях соотношений параметров элементов электропередачи, близких к точке резонанса, может достигать значения (1,8 - 2,1) Uф.

Методы расчета условий возникновения в неполнофазных режимах перенапряжений на частоте 50 Гц, оценка их величины и рекомендации по защите от этих перенапряжений изложены в Приложении 2.

2.8. Параметрическое самовозбуждение генераторов, работающих на ненагруженную линию

Параметрическое самовозбуждение генераторов, работающих на разомкнутую на конце линию электропередачи, в эксплуатационных условиях недопустимо. Упрощенные оценки границ областей параметров, внутри которых возможно самовозбуждение, с достаточной для практики точностью выполняются с помощью построения, показанного на рис. 2.2. По обеим осям координат выбираются одинаковые масштабы.

Рис. 2.2. Области параметрического самовозбуждения генераторов, работающих на ненагруженную воздушную линию электропередачи

Расчеты удобно вести в относительных единицах, приняв за базисную величину волновое сопротивление воздушной линии Zw, значения которого указаны в табл. П2.2 Приложения 2. На оси ординат отмечаются две точки:

Х01 = ХТ + 0,5 (Xd + Xq);

X02 = Хт + 0,5 (X’ + Xq),

где Хт - реактивность рассеивания обмоток всех параллельно и последовательно соединенных трансформаторов, включенных между генераторами и воздушной линией; Xd, X’d и Xq - соответствующие параметры всех параллельно включенных генераторов, питающих электропередачу, причем Хт, Xd, X’d и Xq определяются по параметрам прямой последовательности.

Из точки X01 радиусом 0,5 (Xd - Xq) проводится полуокружность, которая ограничивает первую область самовозбуждения. Из точки Х02 радиусом 0,5 (Xq - X’d) проводится полуокружность, которая ограничивает вторую область самовозбуждения. Из начала координат ко второй (левой) полуокружности проводится касательная, которая ограничивает третью область самовозбуждения.

Для турбогенераторов, у которых Xd = Xq, не существует первой области самовозбуждения, для генераторов без демпферных обмоток не су шествует третьей области.

Для того, чтобы исключить самовозбуждение генераторов, точка с координатами ХΣ и RΣ должна оказаться вне областей самовозбуждения.

Координаты ХΣ и RΣ определяются по следующим формулам.

Для схемы рис. П2.1, а (см. Приложение 2):

                                    (2.8)

Для схемы рис. П2.1. б (см. Приложение 2):

                                                                            (2.9)

Величину RΣ для обеих схем находят по формуле:

RΣ = R + RT + RГ.                                                        (2.10)

В формулах (2.8), (2.9), (2.10) можно принять R = Rлl, где l - длина линии, км; Rл - активное сопротивление линии. Ом/км; ZW - волновое сопротивление линии, Ом; величина λ1 указана в табл. П2.2 Приложения 2; RГ и Rt - соответственно, активные сопротивления питающих генераторов и трансформаторов. Этими формулами определяется минимальное допустимое по условиям самовозбуждения число генераторов и трансформаторов, от которых может питаться ненагруженная воздушная линия, так как с увеличением числа генераторов и трансформаторов уменьшаются радиусы окружностей, ограничивающих области самовозбуждения, а центры окружностей приближаются к началу координат.

2.9. Перенапряжения на четных, частоты 2кω, и нечетных, частоты (2к + 1) ω, ультрагармониках при явлениях переходного феррорезонанса

Переходный феррорезонанс возможен только в односторонне питаемых блочных или полублочных передачах, где ВЛ коммутируется вместе с невозбужденным или недовозбужденным при разрыве передачи вследствие отключения внешнего к.з. силовым трансформатором (см. рис. 1.2). Такие коммутации имеют место при плановом включении, ТАПВ, отключении внешнего к.з., а также при подключении к линии невозбужденного трансформатора.

Физическая природа этого вида перенапряжений следующая. В любой из перечисленных коммутаций в магнитной цепи трансформатора начинается переходной процесс установления нового режима. Исходное состояние магнитной цепи скачком измениться не может, поэтому в потокосцеплении, кроме основной гармоники ψ1(t) cosωt, должна появиться свободная затухающая апериодическая составляющая ψ0(t), такая, чтобы в момент t = 0 удовлетворялись следующие начальные условия:

ψ0 = [ψ1(t) cos ωt + ψ0(t)]i = 0 = ψ1 (0) + ψ0(0).

Наличие в потокосцеплении апериодической составляющей приводит к появлению в токе намагничивания, кроме основной как нечетных, так и четных составляющих, которые будут существовать, пока апериодическая составляющая не затухнет. Например, для кубичной характеристики намагничивания

iнам = ψ3 = 1(t) cos ωt + ψ0(t)]3

получим:

iнам =

Гармонические составляющие тока намагничивания вызывают на элементах цепи падения напряжения, что по своему действию эквивалентно введению в систему продольных э.д.с. соответствующей частоты, поэтому, если одна или несколько частот свободных колебаний электропередачи, коммутируемой в блоке с невозбужденным трансформатором, близка к частоте какой-либо гармонической в токе намагничивания, возникнут резонансные повышения напряжения соответствующей частоты. Эти перенапряжения будут существовать до тех пор, пока не завершится переходный процесс установления нового режима магнитной цепи или, что то же самое, пока не затухнет апериодическая составляющая потокосцепления. Перенапряжения, возникающие при явлениях переходного феррорезонанса, иллюстрируют осциллограммы, показанные на рис. 2.3а, а и 2.3, б.

Величина и время существования перенапряжений при явлениях переходного феррорезонанса зависят от значения первой собственной частоты электропередачи b1/ω и активных потерь в системе, задаваемых, в первую очередь, активными нагрузками. Такие факторы, как мощность трансформатора, тип выключателя (пофазный или общий привод), характер заземления нейтралей обмоток ВН трансформатора, играют второстепенную роль.

Методы оценки предельных возможных величин перенапряжений при явлениях переходного феррорезонанса и способы защиты от них изложены в Приложении 2.

Рис. 2.3, а. Перенапряжения на частоте 100 Гц при переходном феррорезонансе. ВЛ Ногинск - Арзамас

Описание: Untitled-1%20копи

Рис. 2.3, б. Перенапряжения на частоте 100 Гц при переходном феррорезонансе на разомкнутом конце электропередачи 220 кВ Свирская ГЭС - Ленинград при отключении внешнего короткого замыкания

2.10. Защита от феррорезонансных перенапряжений на частоте 50 Гц, возникающих в электропередачах 220 - 500 кВ после включения холостых шин с электромагнитными трансформаторами напряжения

Рассматриваются случаи, когда в результате плановых или аварийных коммутаций, например, сборка схемы, предшествующая включению ВЛ, образуется схема, содержащая электромагнитный трансформатор напряжения (ЭМТН) с подключенной к нему ошиновкой, которая со всех сторон отделена от источников, питания емкостями Св, шунтирующими контакты выключателей в сетях 220 - 500 кВ.

В таких ситуациях в сетях 220 - 500 кВ образуется схема, представляющая собой колебательный контур, содержащий нелинейную индуктивность высоковольтной обмотки ЭМТН, емкости Св, между разомкнутыми контактами выключателей и емкостями на землю Сш всех элементов отключенной части ОРУ - разъединителей, втулок выключателей и входных емкостей трансформаторов тока и напряжения.

В табл. 2.3 приведены численные значения этих емкостей.

Таблица 2.3

Усредненные численные значения емкостей фаза-земля элементов распределительных устройств

Uн, кВ

220

330

500

Ошиновка, пФ/м

8,2 - 8,5

9,7 - 10,0

10,7 - 13,0

Разъединители, пФ/фазу

100 - 120

150 - 180

250 - 350

Втулки вводов выключателей, пФ

100 - 150

150 - 200

250 - 300

Трансформаторы тока, пФ

400 - 450

800 - 850

900 - 950

ЭМТН, пФ

300 - 350

350 - 400

500 - 600

В сетях 110 кВ разрывы выключателей емкостями не шунтируются. На электропередачах 750 - 1150 кВ устанавливаются емкостные трансформаторы напряжения.

В таких схемах в зависимости от параметров и начальных условий возможно существование двух принципиально различных периодических режимов. Колебательный процесс на частоте 50 Гц может возникать в линейном контуре, образованном емкостями Св и Сш и большой по величине индуктивностью высоковольтной обмотки трансформатора напряжения без насыщения его магнитопровода. Этот режим соответствует малым токам через обмотки и малым перенапряжениям на трансформаторах напряжения.

При определенных сочетаниях параметров и начальных условий в цепи могут возникать также феррорезонансные явления на рабочей частоте, отличающиеся периодическими насыщениями магнитопровода и связанными с ними перенапряжениями на трансформаторе напряжения и большими токами в высоковольтной обмотке. Результаты исследований суммированы зависимостями, представленными на рис. 2.4 заштрихованными областями: если расчетная точка с координатами Св + Сш;  находится в заштрихованной зоне существования феррорезонанса, то перенапряжения на ЭМТН 220 - 500 кВ в этом режиме достигают (1,4 - 1,5) Uф, а ток высоковольтной обмотки имеет резко выраженную «пикообразную» форму с амплитудой в несколько ампер. Резкое увеличение тока обмотки по сравнению с номинальным (единицы или десятки миллиампер) приводит к термическому повреждению обмотки трансформатора напряжения, что неоднократно имело место в эксплуатационных условиях.

Для защиты ЭМТН необходимо выбрать один из нижеследующих способов подавления феррорезонансных перенапряжений:

Исключение опасного режима работы путем изменения порядка переключений. Например, при аварийном отключении системы шин целесообразно оставлять на ней трансформатор или линию, отключая их со стороны других напряжений, либо с другого конца. При плановых отключениях может оказаться целесообразным сначала отключить все выключатели системы шин, кроме одного, затем - их разъединители и после этого снять напряжение с системы шин последним выключателем. В некоторых случаях может оказаться целесообразным вообще отказаться от коммутаций каким-то аппаратом, например, одним из разъединителей, с тем, чтобы исключить опасную схему распределительного устройства.

Монтаж и подключение к шинам дополнительных емкостей, например, конденсаторов связи при условии, что их емкость достаточна для выхода расчетной точки из заштрихованной зоны на рис. 2.4.

Отключение разъединителя трансформатора напряжения при аварийном отключении системы шин. Для этого необходим моторный привод разъединителя.

Если речь идет о вновь проектируемой подстанции, то могут быть рассмотрены возможности применения других выключателей, с меньшими емкостями между контактами, либо подключение электромагнитных трансформаторов напряжения в других точках распределительного устройства. Например, возможен отказ от шинных трансформаторов напряжения и подключение их к линиям.

Рис. 2.4. Области существования феррорезонансных перенапряжений (заштрихованы): Св - суммарная емкость между разомкнутыми контактами всех выключателей; Сш - суммарная емкость на землю всех элементов отключенной части распредустройства

2.11. Автопараметрическое самовозбуждение ультрагармоник четной кратности частоты 100 Гц и 200 Гц

Физическая природа автопараметрического самовозбуждения ультрагармоник четной кратности такова. Любая электропередача представляет собой многочастотный колебательный контур, в состав которого входит переменная и притом периодически меняющаяся с частотой 2ω индуктивность контура намагничивания силового трансформатора. Колебания индуктивности происходит за счет периодических изменений потокосцепления контура намагничивания трансформатора. Это ведет к автопараметрическому резонансу с нарастанием амплитуды вынужденного напряжения во времени. Опыт эксплуатации показал, что самовозбуждение ультрагармоники 100 Гц может стать причиной повреждения оборудования электропередачи. В Приложении 2 изложены методы расчета и выбора комплекса мер, которые либо исключают, либо сводят к минимуму вероятность автопараметрического самовозбуждения четных ультрагармоник частоты 100 Гц и 200 Гц.

РАЗДЕЛ 3. ЗАЩИТА ПОДСТАНЦИЙ 110 - 750 кВ С ЭЛЕГАЗОВЫМИ КОМПЛЕКТНЫМИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМИ УСТРОЙСТВАМИ ОТ РЕЗОНАНСНЫХ, ВЫСОКО- И НИЗКОЧАСТОТНЫХ КОММУТАЦИОННЫХ И ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

3.1. Основные подходы

Обобщение мирового опыта эксплуатации комплектных элегазовых распределительных устройств (КРУЭ), проведенное СИГРЭ, указывает на то, что аварийность КРУЭ 110-550 кВ быстро растет по мере увеличения их номинального напряжения, поэтому для достижения высокой эксплуатационной надежности КРУЭ 330 кВ и выше комплекс средств защиты усложняется.

Все элементы КРУЭ с кабельными и обычными вводами и оборудование ПС, куда относятся: подходы присоединений ВЛ, силовые трансформаторы или автотрансформаторы, измерительные трансформаторы, установленные на стороне ВЛ, компенсационные реакторы 500 и 750 кВ и ограничители перенапряжений и др. - подвергаются воздействию двух различных групп перенапряжений.

Первая группа - это резонансные, низкочастотные коммутационные и грозовые перенапряжения, которые имеют место в электрических сетях 110 - 750 кВ с эффективно заземленной. Природа, характеристики и методы расчета этих видов перенапряжений рассмотрены в разделах первом и втором части 1-й, в 3-й части и Приложениях 1 - 3 и 6 настоящего Руководства.

Вторая группа воздействующих перенапряжений - это высокочастотные, с фронтом 5 - 20 нс, коммутационные перенапряжения, возникающие при включении или отключении элегазовым разъединителем участков холостых шин КРУЭ. Типичная осциллограмма ВЧ коммутационных перенапряжений показана на рис. 3.1.

При этих коммутациях, как включениях, так и отключениях, кратность перенапряжений может достигать 2,3 - 2,8 по отношению к амплитуде фазного максимального рабочего напряжения Uфм. Конкретные их величины зависят от соотношения волновых сопротивлений шинопроводов, компоновки КРУЭ, длин и конфигурации коммутируемых участков и мгновенных значений напряжений на шинах в моменты пробоя межконтактного расстояния разъединителя. Общее количество пробоев в процессе операции определяется скоростью схождения (расхождения) контактов и может достигать сотен, что предопределяет широкий спектр начальных напряжений DU(0) на шинах, в диапазоне от +Uфм до -Uфм. С точки зрения величин перенапряжений, наиболее неблагоприятны условия, когда напряжения на контактах разнополярны и максимальны по величине, т.е. DU(0) = Uфм. При операции отключения таким условиям отвечает один из последних пробоев, а при включении - один из первых.

На электрических станциях и подстанциях при ВЧ коммутационных перенапряжениях возникают интенсивные электромагнитные импульсные ноля, под воздействием которых в микропроцессорах и микроэлектронных устройствах могут наводиться помехи, опасные для работы систем технологического и оперативного диспетчерского управления. Величина помехи пропорциональна амплитуде тока Iq, протекающего через коммутирующий элегазовый разъединитель.

Рис. 3.1. Высокочастотные коммутационные перенапряжения в точке 5 на схеме рис. 3.2: DU = 2Uфм;

Вследствие компактности КРУЭ (обычно коммутируемые участки шинопроводов имеют длину от единиц до нескольких десятков метров) процессы перезаряда емкостей шин характеризуются очень высокими частотами - до десятков мегагерц. Можно оценить основную частоту k-ой составляющей спектра процесса, определяемую длиной Lk участка шин между двумя неоднородностями по формуле:

F(k) = 75/Lk, MГц.                                                      (3.1)

Такими неоднородностями на участках являются разомкнутые концы шинопроводов, узлы переходов воздух - элегаз, вводы силовых трансформаторов, развилки шин (см., например, рис. 3.2).

Рис. 3.2. Фрагмент компоновки полуторной схемы КРУЭ. РЭ - коммутирующий элегазовый разъединитель

Составляющие частотного спектра проявляются тем сильнее, чем больше неоднородности на границах участков, т.е. чем больше модули коэффициентов отражения: K = (Z2 - Z1) / (Z2 + Z1), где Z1 и Z2, Ом - величины волновых сопротивлений по ходу движения электромагнитной волны, а также на тех участках токопровода, где коэффициенты отражения имеют разные знаки по концам. Самую низкую частоту, согласно (3.1), определяет наиболее протяженный однородный отрезок шинопровода, как правило, от источника - «питающего конца». Колебания, возбужденные в результате многократных преломлений и отражений волн на отрезках токопроводов, взаимно проникая и накладываясь на самую низкочастотную составляющую спектра, при совпадении во времени амплитуд одного знака в какой-то из точек дают наибольшую кратность перенапряжений.

Наиболее вероятно это совпадение в тех фрагментах компоновок КРУЭ, в которых длины всех участков между узлами неоднородности окажутся кратными длине самого короткого из них. Другими словами, если отношения длин коммутируемых токопроводов Lk и длина максимального из них Lmax будут правильными дробями (Lk/Lmax = Nk/Mk, где Nk и Мk - целые числа), то кратность высокочастотных перенапряжений на фазах КРУ, для которых эти условия окажутся выполнены, будут превосходить 2Uфм. Правильные дроби определяют гармоники по отношению к низкочастотной составляющей спектра и, чем выше номер гармоники, тем меньше ее амплитуда.

Обобщение большого числа расчетов показало, что максимальные кратности ВЧ-перенапряжений достигаются при выполнении соотношения

,                                                       (3.2)

которое уместно называть «критерием правильных дробей». Этот критерий основывается, на предположении, что для Т-образной расчетной схемы-компоновки КРУЭ, типичной для полуторной схемы, максимальные кратности перенапряжений достигаются при равенстве эквивалентных волновых длин коммутируемых разъединителем участков холостых шинопроводов (см. рис. 3.2). Правильность такого подхода для оценки длин токопроводов расчетной схемы, в которой неограниченные ВЧ перенапряжения близки к максимальным, иллюстрируется примером показанного на рис. 3.2 Т-образного фрагмента полуторной схемы (см. также данные табл. 3.1).

Критерий правильных дробей (3.2) позволяет оценить как форму, так и максимальные возможные кратности ВЧ-перенапряжений, так как в относительных единицах они практически неизменны. Это означает, что при равенстве соотношений длин однородных участков шинопроводов и указанных в табл. 3.2 входных емкостей встроенного оборудования (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения и др. формы кривых и амплитуды ВЧ-перенапряжений для КРУЭ разных классов номинального напряжения будут подобны.

Таблица 3.1

№ вар.

Относительные длины участков

Критерий (3.2)

L1

L2

L3

L4

L3 + L4

1

1

2/3

1/3

1/2

0,816

0,833

2

1

1/3

1/4

1/3

0,577

0,588

3

1

1/4

1/6

1/3

0,500

0,500

4

1

1/2

1/7

4/7

0,707

0,714

Таблица 3.2

Усредненные значения входных емкостей встроенного оборудования

Аппараты

Входная емкость, пФ, при номинальном напряжении, кВ

110

220

330

500

750

Силовой трансформатор

1000

2000

3000

3000

5000

Силовой автотрансформатор

1500

2000

3000

5000

6000

Компенсационный реактор

-

-

-

2000

3000

Трансформатор напряжения электромагнитный

200

300

400

500

600

Трансформатор тока

300

400

500

600

700

Разъединитель

100

100

150

200

250

Выключатель

100

150

250

250

350

Ограничитель типа ОПН

60

80

100

150

200

Естественно, что мероприятия по их ограничению должны быть одинаковы, если уровни изоляции элементов КРУЭ приняты одинаковыми. Если левая и правая части критерия правильных дробей (3.2) отличаются друг от друга не более, чем на ±(5 - 7) %, то амплитуды ВЧ-перенапряжений будут в пределах 1,7 £ Uвч/Uфм £ 2,5.

3.2. Возможное снижение электрической прочности элегазовой изоляции КРУЭ в процессе его эксплуатации

При тщательно очищенных и полированных металлических поверхностях элементов КРУЭ электрическая прочность элегазовой изоляции при воздействии ВЧ-перенапряжений примерно в полтора раза превосходит прочность этой изоляции при воздействии грозового импульса. При шероховатости электродов порядка 0,1-0,3 мм электрическая прочность практически одинакова при воздействии ВЧ-перенапряжений и грозовых импульсов. При появлении на поверхности шинопровода металлических частиц длиной 2-6 мм и воздействии ВЧ-перенапряжений электрическая прочность оказывается почти вдвое ниже, чем при воздействии грозовых перенапряжений. Такие свободные металлические частицы, обычно именуемые термином «дефекты», могут появиться во время транспортировки и в процессе эксплуатации КРУЭ.

Выбранная для иллюстрации на рис. 3.2 полуторная схема компоновки КРУЭ имеет следующие конкретные особенности, видные из расчетной схемы, показанной на рис. П7.1 Приложения 7. В процессе оперативной коммутации сборки схемы эле газовым разъединителем Р9, когда разъединители Р6 и Р7 и внешний, за разделом «элегаз - воздух», выключатель разомкнуты, на элементах Т-образного фрагмента участков холостых шинопроводов (см. рис. 3.2) возможно наложение длительного, порядка 80-100 часов, квазипостоянного напряжения Uпoc на ВЧ-перенапряжения, неограниченная амплитуда которых (см. осциллограммы на рис. 3.1) может превышать 2,5 Uфм. Если оперативная коммутация сборки схемы выполняется элегазовым разъединителем Р5 (элегазовый выключатель В2 и разъединители Р1 и Р4 отключены), наложение на ВЧ-перенапряжения квазипостоянного напряжения маловероятно, так как последнее из-за встроенного измерительного трансформатора тока стечет за несколько часов. Постоянное напряжение на холостом шинопроводе снижает электрическую прочность элегазовой изоляции в объеме, что связано с налипанием свободных металлических частиц на шинопровод.

3.3. Технические средства для защиты изоляции КРУЭ и оборудования ПС от перенапряжений

Подстанции 110 - 750 кВ с КРУЭ подвергаются воздействию грозовых, низко и высокочастотных коммутационных и резонансных перенапряжений, и должны быть надежно защищены от них. Комплекс для защиты изоляции газонаполненных элементов КРУЭ и оборудования ПС может включать в свой состав следующие технические средства:

нелинейные ограничители перенапряжений как обычного исполнения (ОПН), так и в элегазе (ОПНЭ), для ограничения амплитуд низкочастотных коммутационных перенапряжений, возникающих при коммутациях ненагруженных воздушных линий и силовых трансформаторов (автотрансформаторов), и грозовых перенапряжений, набегающих с ВЛ. Защитные и надежностные характеристики ограничителей типа ОПН и ОПНЭ приведены в Приложении 4;

предвключаемые резисторы в элегазовых выключателях, снижающие амплитуду низкочастотных коммутационных перенапряжений при плановых включениях линий, а при аварийном отключении ВЛ из-за неуспешного АПВ или ОАПВ, снижающие амплитуду и скорость напряжения, восстанавливающегося на контактах коммутирующего элегазового выключателя;

встроенные в элегазовые разъединители предвключаемые резисторы двустороннего действия, уменьшающие амплитуду и растягивающие фронт высокочастотных коммутационных перенапряжений, возникающих при коммутациях участков холостых шинопроводов КРУЭ в процессе сборки (или разборки) схемы ПС;

снижение сопротивления заземления опор и повышение эффективности тросовой защиты ВЛ на подходах к ПС, что ограничивает амплитуду и число волн грозовых перенапряжений, набегающих с воздушной линии на подстанцию.

Для каждой ПС с КРУЭ возможно применение нескольких вариантов комплекса защитных средств, в той или иной мере отличающихся как по составу, так и по параметрам входящего в состав защитного комплекса технических средств. Окончательный выбор варианта должен основываться на сопоставлении технико-экономических показателей и прогнозируемого уровня эксплуатационной надежности.

3.4. Защита КРУЭ от резонансных перенапряжений

Защита от резонансных перенапряжений должна быть направлена на то, чтобы либо полностью исключить в соответствующих расчетных режимах (см. в Разделе 2 «Резонансные перенапряжения», пункт 2.1 «Исходные положения») возможность повышения частоты 50 Гц сверх наибольшего рабочего Uм, равного:

Uh, кB

110

220

330

500

750

Uм, кВ

126

252

363

525

787

либо, если это оказывается экономически нецелесообразным, создать такие условия, при которых резонансные перенапряжения безопасны для КРУЭ и оборудования ПС. В табл. 1.2, 1.3 указаны допустимые повышения напряжения 50 Гц для оборудования 110 - 750 кВ. Ограничение резонансных перенапряжений осуществляется вне КРУЭ на входящих и выходящих из КРУЭ присоединениях. Методы расчета величины и времени воздействия, а также выбор состава комплекса защитных мер, обеспечивающего ограничение уровня и длительности воздействия резонансных перенапряжений, изложены в Приложении 2.

Если все элементы КРУЭ и встроенного оборудования выдержали послемонтажные испытания по нормативам МЭК (см. Приложение 9), а внешний по отношению к КРУЭ комплекс защитных мер и аппаратов ограничивает воздействия:

на изоляцию вводов «воздух - элегаз», воздушных присоединений, силовых и измерительных трансформаторов 110, 220, 330, 500 и 750 кВ соответственно до 73, 146, 257, 303 и 560 кВ;

на ограничители типа ОПН в соответствии с табл. П4.1-П4.4 Приложения 4, то система защиты от резонансных перенапряжений является достаточной.

3.5. Защита КРУЭ от низкочастотных коммутационных перенапряжений

Защита от низкочастотных коммутационных перенапряжений, воздействующих на изоляцию оборудования ПС, в состав которой входят подходы присоединений ВЛ, вводы «воздух - элегаз», измерительные трансформаторы тока и напряжения, установленные на стороне ВЛ, компенсационные реакторы 500 кВ и 750 кВ, элегазовые выключатели, разъединители, шинопроводы, элегазовые измерительные трансформаторы тока и напряжения, осуществляется ограничителями перенапряжений типа ОПН и ОПНЭ. Защитные характеристики ограничителей типа ОПН и элегазовых типа ОПНЭ должны быть одинаковы (см. Приложение 4).

Если общее число ограничителей ОПН и ОПНЭ, установленных как в самом КРУЭ, так и на всех входящих и выходящих из КРУЭ присоединениях, n = nопн + nопнз, то амплитуда воздействующих на оборудование ПС и газонаполненные элементы КРУЭ низкочастотных коммутационных перенапряжений определяется неравенством:

kвозд £ kзащ/nа = kзащ/n0,04, кВ.                                           (3.3)

Выбор системы защиты от низкочастотных коммутационных перенапряжений состоит в следующем. Если рассчитанное по формуле (3.3) kвозд превышает kдоп, которое, согласно нормативам МЭК (см. Приложение 9), равно:

Uh, кB

110

220

330

500

750

kдоп

-

-

950

1175

1425

то число ограничителей типа ОПН увеличивается до nопн’ > nопн, при котором выполняется условие

kвозд =  кВ                                           (3.4)

По указанным в Приложении 9 нормативам МЭК выполняются послемонтажные испытания газонаполненных элементов КРУЭ и встроенного оборудования. Если все газонаполненные элементы КРУЭ и встроенного оборудования эти испытания выдержали, то система защиты от низкочастотных коммутационных перенапряжений является достаточной.

3.6. Грозозащита оборудования ПС и КРУЭ

Следует обеспечить грозозащиту как КРУЭ и подходов входящих и выходящих присоединений ВЛ, так и питающих КРУЭ блочных трансформаторов (автотрансформаторов).

Расчеты, целью которых является формирование комплекса мер грозозащиты оборудования КРУЭ и ПС, а также подходов воздушных присоединений, выполняются по методам и программам, изложенным в 3 части настоящего Руководства. Этот комплекс мер включает средства, направленные на снижение числа набегающих волн за счет повышения грозоупорности ВЛ на подходе к ПС (снижение сопротивления заземления опор, повышение эффективности тросовой защиты) и ограничение амплитуд грозовых воздействий за счет использования ограничителей типа ОПН, элегазовых ограничителей типа ОПНЭ и др. средств.

Этот комплекс должен ограничить амплитуды атмосферных перенапряжений, воздействующих на внутреннюю изоляцию компенсирующих реакторов и блочных трансформаторов (автотрансформаторов) до уровня, определяемого нормативами МЭК (см. Приложение 9), но не более, чем до (2,5 - 2,6) Uфм, т.е. до величины, когда надежность работы внутренней изоляции определяется не грозовыми перенапряжениями, а длительным воздействием рабочего напряжения частоты 50 Гц.

Для того, чтобы амплитуды волн грозовых перенапряжений не превзошли этой величины, защита должна быть выполнена следующим образом. Вблизи, на расстоянии 15 - 20 метров от питающего КРУЭ блочного трансформатора (или AT) устанавливаются два ограничителя типа ОПН: один - между блочным трансформатором и КРУЭ на входящем в последнем воздушном присоединении, второй - на ВЛ между блочным трансформатором и генераторными шинами. Эффективность такой системы грозозащиты внутренней изоляции блочных трансформаторов (AT) иллюстрируется примером расчета, изложенным в Приложении 7.

3.7. Защита КРУЭ от высокочастотных коммутационных перенапряжений

Газонаполненный шинопровод КРУЭ при испытаниях на месте монтажа должен выдержать воздействие грозового импульса, нормируемого МЭК (см. Приложение 9).

Для обеспечения высокой эксплуатационной надежности КРУЭ 330 - 750 кВ необходима эффективная защита от воздействия высокочастотных коммутационных перенапряжений.

Использование для защиты от высокочастотных коммутационных перенапряжений ограничителей типа ОПНЭ и тем более, типа ОПН, малоэффективно по следующим причинам. Во-первых, при частотах порядка 5 - 15 МГц ограничитель электрически удален от места появления максимальных перенапряжений. Во-вторых, вольтамперная характеристика ограничителя при наносекундных воздействиях оказывается заметно выше, чем диктуемый нормативами МЭК уровень защиты от грозовых перенапряжений, поэтому наиболее эффективным средством обеспечения эксплуатационной надежности КРУЭ при ВЧ-коммутационных перенапряжениях является оснащение элегазового разъединителя встроенным предвключаемым резистором двустороннего, на включение и отключение, действия*.

Использование элегазового разъединителя с предвключаемым резистором решает также задачу уменьшения импульсных помех, величина которых прямо пропорциональна амплитуде ВЧ-перенапряжений, где ZW - волновое сопротивление коммутируемого разъединителем участка шинопровода.

Высокая эксплуатационная надежность работы КРУЭ 330 - 750 кВ обеспечивается, когда амплитуды ВЧ коммутационных перенапряжений ограничиваются до уровня менее (1,0 - 1,05) Uфм. Для этого величина активного сопротивления предвключаемого резистора должна быть

Rпp ³ 2Zw.                                                               (3.5)

Предвключаемый резистор должен быть термостойким, т.е. поглощать без повреждения энергию, выделяющуюся в нем во время коммутации и не должен нарушать общего температурного режима элегазового разъединителя.

РАЗДЕЛ 4. ЗАЩИТА ПРОДОЛЬНО- И ПОПЕРЕЧНО-КОМПЕНСИРОВАННЫХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ ОТ КОММУТАЦИОННЫХ И ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

4.1. Исходные положения

Использование в электропередаче одной или нескольких установок продольной емкостной компенсации (УПК) приводит к перенапряжениям, возникающим на поврежденных фазах в переходном режиме после разрыва электропередачи, вызванного отключением аварийного участка. Приводящий к перенапряжениям аварийный процесс распадается на два этапа: режим короткого замыкания, в ходе которого падение напряжения от аварийного тока приводит к перенапряжениям на конденсаторах УПК, и переходный режим после разрыва электропередачи, вызванного отключением ее аварийного участка. В ходе этого переходного процесса возникают как коммутационные, так и резонансные, при делении частоты, перенапряжения относительно земли, которые локализуются на участке между УПК и выключателем, отключившим аварию (на схеме рис. 4.1, а - это точка присоединения реактора Хрз). В зависимости от схемы подстанции перенапряжения могут воздействовать на изоляцию компенсационных реакторов, силовых трансформаторов и другого оборудования, которое подключено к этим шинам. Природа этих перенапряжений и методы защиты от них излагаются ниже в пунктах 4.2 и 4.3.

4.2. Особенности коммутационных и резонансных при делении частоты, перенапряжений в продольно- и поперечнокомпенсированных электропередачах

Особенности коммутационных и резонансных перенапряжений в продольно - и поперечнокомпенсированных передачах таковы. Если ВЛ оборудована УПК, то цепь статоров генераторов электрических станций представляет колебательный контур. Вследствие этого изменяется характер свободных составляющих тока короткого замыкания. Апериодическая составляющая заменяется медленно затухающими свободными колебаниями. К моменту отключения к.з. на батарее УПК будет повышенное напряжение Uco (см. рис. 4.1). Вследствие этого величина коммутационных перенапряжений, воздействующих на реактор Хрз, после гашения выключателем В2 тока короткого замыкания будет больше, чем в электропередачах, необорудованных УПК. Амплитуда этих перенапряжений слагается из трех составляющих: вынужденного напряжения частоты 50 Гц и двух свободных затухающих - низкочастотной и высокочастотной. Низкочастотная определяется колебательным контуром, состоящим из емкости батареи УПК и суммарной индуктивности Хn, линии передачи и реактора Хрз. Высокочастотная составляющая в основном определяется наименьшей из частот собственных колебаний ВЛ и источника питания. В первый момент после отключения выключателя В2 вынужденная и низкочастотная составляющая находятся в фазе друг с другом, а свободная высокочастотная - в противофазе с ними. В переходном режиме аварийного разрыва передачи вследствие ликвидации к.з. во всех случаях, когда длина участка линии l > 0, батарея УПК оказывается включенной между источником э.д.с. и имеющим нелинейную характеристику намагничивания компенсационным реактором (см. формулу (2.3) и табл. 2.1). На схеме рис. 4.1, а это реактор Хрз. В таких нелинейных колебательных контурах при определенных условиях может возникнуть режим деления частоты на три (режим субгармонического резонанса), при котором полный период повторяемости токов и напряжений, действующих в электрической сети, в три раза превосходит период изменения э.д.с., питающей систему, следовательно, частота колебаний в режиме субгармонического резонанса равна f = 50/3 = 16  Гц. Деление частоты опасно как перенапряжениями, которые при этом возникают, так и значительными механическими воздействиями на реактор в виде динамических усилий и вибраций вследствие появления сверхтоков и низкочастотных потоков с большой амплитудой. Режим субгармонического резонанса иллюстрирует рис. 4.2, на котором показаны осциллограммы сверхтоков и низкочастотных перенапряжений, воздействующих в режиме деления частоты на УПК и компенсационный реактор Хрз (осциллограммы получены для электропередачи 500 кВ Волжская ГЭС - переключательный пункт Арзамас).

Рис. 4.1. Однолинейная схема продольно- и поперечнокомпенсированной электропередачи (а) и эпюра распределения напряжения вдоль линии в первый момент после погасания дуги в выключателе, отключающем аварийный участок или аварийную фазу (б).

ХC - емкостное сопротивление батареи УПК; ХП - индуктивное сопротивление источника питания (станция, система); 1кз - расстояние от точки к.з до батареи УПК в км; L и С - индуктивность и емкость ВЛ на 1 км; B1 и В2 - линейные выключатели

Описание: 2

Рис. 4.2. Схема электропередачи 500 кВ Волжская ГЭС - Москва (а) и осциллограммы напряжений и токов при делении частоты (б).

UС - напряжение на батарее УПК; UQ - напряжение на реакторе; IQ - ток через обмотку реактора LP; LП - 105 мГн; С = 61 мкФ: LР = 3,4 Гн

Вероятность возникновения режима деления частоты тем больше, чем меньше напряжение Ulo и чем больше напряжение UCO, показанные на рис. 4.1, б. Если на продольно- и поперечнокомпенсированной электропередаче возник режим деления частоты, то ограничители перенапряжений, установленные параллельно реакторам для защиты последних от коммутационных и грозовых перенапряжений, не только не выполняют защитных функций, но и сами могут разрушиться (см. схему на рис. 4.1, а).

4.3. Защита продольно - и поперечнокомпенсированных электропередач от коммутационных и резонансных перенапряжений

Система защиты продольно - и поперечнокомпенсированных электропередач должна решить две взаимосвязанные задачи. Необходимо исключить возможность существования режима деления частоты (режима субгармонического резонанса) и обеспечить такой же срок службы ОПН, как и в передачах без УПК. Обе эти задачи могут быть решены двумя путями. Первый - это установка показанного на рис. 4.3 разрядника с уставкой k0, который должен в режиме к.з. шунтировать батарею УПК. UCO при этом в послеаварийном режиме разрыва передачи выключателем В2 уменьшается до нуля, что исключает возможность реализации режима субгармонического резонанса, а коммутационные перенапряжения снижаются до уровня, присущего электропередачам без УПК. Эта цель достигается, если выполнено неравенство

k01 £ Uc1 £ UC2.                                                  (4.1, a)

Здесь

                   (4.1, б)

где k01 - нижний предел разбросов пробивного напряжения разрядника; ХС - емкостное сопротивление батареи УПК; ХП1 и ХП2 - минимальное и максимальное значения за год индуктивного сопротивления источника питания; Xl1 = l1 ωL1 и Xl2 = L2 ωL2 - индуктивные сопротивления участков l1 и l2; L1 и L2 - индуктивности линии на 1 км, которые в общем случае могут отличаться друг от друга (например, l1 - двухцепная ВЛ, а l2 - одноцепная ВЛ); E1 и Е2 разъяснены в табл. 1.5. Если расчет показал, что для данной конкретной передачи неравенство (4.1 а) нарушено, то либо следует отказаться от защиты УПК с помощью обычного, в том числе, калиброванного герметизированного, искрового промежутка, либо использовать разрядник с искусственным поджигом. Конструкции таких разрядников разработаны как в опорном, так и в подвесном вариантах. Опыт эксплуатации подтвердил их эффективность, но они заметно дороже искрового промежутка без поджига.

Второй способ защиты продольно- и поперечнокомпенсированных электропередач состоит в отказе от использования защитного разрядника и размещении компенсационных реакторов Хр2 и Хр3 по схеме, показанной на рис. 4.4. Здесь компенсационные реакторы вынесены за линейные выключатели B1 и В2 т.е. установлены не на шинах УПК, а непосредственно на участках ВЛ. Такое размещение реакторов исключает возможность режима деления частоты, так как при любом послеаварийном разрыве электропередачи батарея УПК не может оказаться между нелинейным реактором и источником э.д.с. Однако в схеме рис. 4.4 для защиты шин УПК от коммутационных и грозовых перенапряжений необходима установка двух дополнительных комплектов ограничителей ОПН-2 и ОПН-3.

Рис. 4.3. Расчетная схема продольно и поперечно компенсированной электропередачи.

k0 - уставка разрядника, защищающего УПК в режиме к.з.; В2 - выключатель, отключающий ток короткого замыкания

Рис. 4.4. Размещение реакторов, при котором на продольно и поперечно компенсированной электропередаче невозможен субгармоничный резонанс. ОПН-2 и ОПН-3 дополнительные комплекты ограничителей, необходимые для защиты шин УПК

Их условия работы утяжелены, так как из-за отсутствия разрядника k0 напряжения UCO на емкости батареи УПК в режиме к.з. не равно нулю, и, следовательно, уровень неограниченных коммутационных, перенапряжений в точке установки ОПН- (или ОПН-2) в этой схеме будет выше, чем в электропередачах без УПК.

Расчет статистического распределения амплитуд этих перенапряжений выполняется следующим образом. Рассчитываются минимальное N1 и максимальное N2 значения случайных изменений ударных коэффициентов за год по формулам:

N1 = 0,72 + 1,14 1Uc1                          (4.2)

где UC1 и UC2 заданы формулами (4.4.1б).

Вынужденное напряжение в месте установки ограничителя ОПН-3 дается следующей формулой:

                          (4.3 a)

где                                                                                                            j1 = arctg    (4.3 б)

причем входящая в (4.3а) частота bопределяется по номограмме Приложения 3, т.е. по схеме вида «э.д.с. - предвключенная реактивность Хп - ВЛ длиной l», так как влияние компенсационных реакторов Xp1 и Xp2 на частоту b мало.

Подставляя в формулы (4.3 а) и (4.3 б) минимальное ХП1 и максимальное ХП2 за год значения индуктивного сопротивления источника, а также E1 и Е2 (см. табл. 1.5 Раздела 1), находим пределы υ1 и υ2 интервала случайных годовых колебаний вынужденного напряжения. Затем по формулам

k1 = N1 υ1; k2 = N2 υ2                                                    (4.4)

рассчитывают границы предела случайных годовых изменений амплитуд неограниченных коммутационных перенапряжений в точке установки ограничителя ОПН-3.

Статистическое распределение кратностей неограниченных коммутационных перенапряжений дается выражением

Pk(k1 £ k £ k2) =                                                (4.5)

Методика оценки надежности, т.е. ожидаемого с доверительной вероятностью Рдов числа лет безаварийной работы ограничителя (в данном случае это ОПН-3 или ОПН-2) излагается в п. 4 Приложения 6 и иллюстрируется примером, приведенным в Приложении 8.

ПРИЛОЖЕНИЯ К ЧАСТИ 1. ЗАЩИТА ОТ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 110 - 1150 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.

ОЦЕНКА ЧИСЛА ВОЗДЕЙСТВИЙ КОММУТАЦИОННЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ НА ИЗОЛЯЦИЮ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ТОКОВЫХ НАГРУЗОК НА РЕЗИСТОРЫ ОПН ЗА ГОД

Накопленная в течение многих лет в различных странах статистика свидетельствует, что в общем числе к.з. доля однофазных увеличивается с ростом номинального напряжения электропередачи. При этом доля неуспешных ОАПВ после грозового поражения и перекрытия вследствие загрязнений гирлянд в среднем составляет 0,25 и 0,35 для ВЛ 110 - 330 кВ и 550 - 1150 кВ соответственно. Из общего числа ТАПВ для всех классов напряжения в среднем 40 % бывают неуспешны.

Усредненные значения ожидаемого числа ns плановых и аварийных коммутаций и ожидаемого числа к.з. приведены в табл. П1.1.

Таблица П1.1

Усредненное число ns ожидаемых за год коммутаций и к.з.

S

Виды аварий или коммутации

Число ns, аварий или коммутаций для электропередач, кВ

110

220

330

500

750

1150

1

Плановое включение линии

5 - 8

5 - 8

3 - 6

3 - 5

1 - 3

1 - 3

2

Плановое отключение линии и трансформаторов

5 - 8

5 - 8

3 - 6

3 - 5

1 - 3

1 - 3

3

К.з. грозового происхождения

По расчету ожидаемого числа (разовых отключений (см. часть 3)

Удельное число отключений, т.е. в расчете на 100 км ВЛ по причине:

4

к.з. в нормальном режиме вследствие загрязнений и увлажнений изоляции линии

2

1,2

0,16

0,13

0,12

0,15

5

к.з. вследствие устойчивых повреждений (падение деревьев и др.)

3,3

1,0

2,7

0,65

0,1

0,14

6

разрыв передачи вследствие асинхронного хода

-

-

0,02 - 0,03

0,04 - 0,05

0,06 - 0,07

0,05 - 0,06

В табл. П1.2 указана доля Д однофазных к.з. в общем числе к.з. Усредненное число отключений шунтирующих реакторов (ШР) можно, принять 5 - 10 за год для подстанций 1150 кВ; 10 - 20 - для ШР 750 кВ и 20 - 50 - для ШР 500 кВ.

Таблица П1.2

Доля Δ однофазных к.з. в общем числе к.з.

Uн, кВ

100

220

330

500

750

1150

D

0,67

0,84

0,86

0,92

0,95

0,99

В зависимости от логики действия защитных устройств и систем автоматики каждое к.з. вызывает ту или иную серию различных аварийных коммутаций.

Наиболее распространены следующие четыре варианта организации релейной защиты и противоаварийной автоматики:

на электропередаче нет ни ОАПВ, ни ТАПВ. Любое к.з. вызывает двустороннее отключение аварийного участка всеми тремя фазами, которое распадается на две аварийные коммутации. Первая - это трехфазный разрыв передачи (далее именуется «первичное отключение к.з.»), после чего с интервалом, определяемым каскадностью действия линейных выключателей поврежденного участка, происходит вторая аварийная коммутация - отключение ненагруженной линии с короткозамкнутой фазой. В обеих коммутациях перенапряжения воздействуют на изоляцию двух фаз изоляции электропередачи и двух из трех резисторов каждого комплекта ОПН;

на электропередаче установлена система ОАПВ. Если на линии произошло многофазное к.з., то действия защит аналогичны предыдущему случаю (отсутствие на передаче ОАПВ и ТАПВ), но воздействия на изоляцию и ограничители либо вообще отсутствуют, либо перенапряжения воздействуют на изоляцию и резисторы ОПН только одной из трех фаз. Если произошло однополюсное к.з., то двусторонне отключается одна поврежденная фаза, при этом перенапряжения не возникают. После бестоковой паузы фаза включается с одной стороны. При успешности ОАПВ перенапряжения воздействуют на изоляцию и ограничители одной из трех фаз. При неуспешности ОАПВ следуют две аварийные коммутации: трехфазный разрыв передачи (далее именуется «вторичное отключение к.з.») и отключение ненагруженной линии с одной короткозамкнутой фазой. Воздействия на изоляцию аналогичны предыдущему случаю (отсутствие ОАПВ и ТАПВ);

на электропередаче установлена система ТАПВ. Вначале происходят две аварийные коммутации - первичное отключение к.з. и отключение ненагруженной линии с одной или двумя короткозамкнутыми фазами. В этих коммутациях воздействия на изоляцию аналогичны тем, что возникают в случае отсутствия ОАПВ и ТАПВ. Затем после бестоковой паузы аварийный участок подключается с одной стороны. Если ТАПВ было успешным, то перенапряжения воздействуют на изоляцию и резисторы ОПН всех трех фаз. Если ТАПВ неуспешно, то возникают еще две аварийные коммутации: неуспешное ТАПВ и затем отключение линии с одной короткозамкнутой фазой. В обеих коммутациях перенапряжения при однополюсном к.з. воздействуют на изоляцию фаза-земля двух или трех фаз или при двухполюсном к.з. на землю - только одной из трех фаз;

на электропередаче имеется как система ОАПВ, так и система ТАПВ. Если произошло многофазное к.з., то воздействия аналогичны таковым на передаче, где есть только ТАПВ. Если произошло однофазное к.з., то работает система ОАПВ и сначала двусторонне отключается только одна короткозамкнутая фаза и воздействия на изоляцию и ограничители не возникают. Если после бестоковой паузы ОАПВ успешно, то воздействия аналогичны тем, что имеют место на передаче, оборудованной только системой ОАПВ. Если ОАПВ неуспешно, то вступает в действие ТАПВ, при этом воздействия аналогичны тем, что имеют место на передаче, оборудованной только системой ТАПВ.

В табл. П1.3 приведены составленные с учетом изложенного формулы для оценки числа внутренних перенапряжений.

Таблица П1.3

Усредненное число ожидаемых воздействий за год Ns внутренних перенапряжений

S

Ns

Коммутация

Система АПВ на передаче

Ожидаемое число коммутации

Ожидаемое число Ns воздействий за год

на изоляцию

На резисторы ОПН

Фаза-земля

Фаз-фаза

1

N1

Плановое включение

Любая

n1

N1

N1

N1

2

N2

Плановое отключение

Любая

n2

N2

N2

N2

3

N3

Трехфазный разрыв передачи при отключении первичного к.з.

Отсутствует

n3 + n4 + n5

2/3 N3

N3

2/3 N3

ОАПВ

(1 - D) (n3 + n4 + n5)

2/3 N3

0

2/3 N3

ТАПВ

n3 + n4 + n5

2/3 N3

N3

2/3 N3

ОАПВ и ТАПВ

(1 - D) (n3 + n4 + n5)

2/3 N3

N3

2/3 N3

4

N4

Успешное ОАПВ

ОАПВ

0,75 D (n3 + n4)

1/3 N4

1/3 N4

1/3 N4

ОАПВ и ТАПВ

0,75 D (n3 + n4)

1/3 N4

1/3 N4

1/3 N4

5

N5

Успешное ТАПВ

ТАПВ

(0,15 D + 0,6) (n3 + n4)

N5

N5

N5

ОАПВ И ТАПВ

0,6 (1 - 0,75D) (n3 + n4)

N5

N5

N5

6

N6

Неуспешное ТАПВ

ТАПВ

0,4 (1 - 0,75D) (n3 + n4) + n5

2/3 N6

2/3 N6

2/3 N6

ОАПВ И ТАПВ

0,4 (1 - 0,75D) (n3 + n4) + n5

2/3 N6

2/3 N6

2/3 N6

7

N7

Трехфазный разрыв передачи при отключении вторичного к.з.

ОАПВ

0,25 D (n3 + n4) + n5

2/3 N7

1/3 n7

1/3 N7

ОАПВ и ТАПВ

0,4 (1 - 0,75D) (n3 + n4) + n5

2/3 N7

1/3 n7

1/3 N7

8

N8

Отключение линии с короткозамкнутой фазой

Любая

n2 + n4 + n5

2/3 N8

1/3 N8

1/3 N8

9

N9

Разрыв передачи при асинхронном ходе

Любая

n6

N9

N9

N9

Примечания: 1) значения n1; n2; ...; n6 см. в табл. П1.1;

2) D - доля однофазных аварий по отношению к общему числу к.з.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ВЕЛИЧИНЫ РЕЗОНАНСНЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ И ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕР ЗАЩИТЫ ОТ НИХ

2.1. Вынужденное напряжение переходного процесса перенапряжений частоты 50 Гц в симметричном режиме

Расчетная схема для определения вынужденного напряжения в симметричном и несимметричном, при однополюсном к.з., режимах одностороннего питания в электропередачах 110, 220 и 330 кВ при всех коммутациях, кроме успешного ОАПВ, показана на рис. П2.1, а. На рис. П2.1, б показана расчетная схема для определения симметричного и несимметричного вынужденного напряжения в тех же коммутациях для электропередач 500, 750 и 1150 кВ.

Рис. П2.1. Расчетные схемы для определения вынужденного напряжения во всех коммутациях, кроме успешного ОАПВ. Значения Х1 = Х’d + Хтр; Zw и λ(1) см. в табл. П2.1, П2.2

Для схемы на рис. П2.1, а вынужденное в симметричном режиме напряжение υре и υпе соответственно на разомкнутом и питающем концах равно:

                 (П2.1)

Для схемы рис. П2.1, б вынужденное напряжение вычисляется так:

                           (П2.2 а)

где

              (П2.2 б)

причем все величины, входящие в формулы (П2.1), (П2.2а) и (П2.2 б), определяются по параметрам прямой последовательности. Индекс «е» внизу букв υре и υпе указывает, что они рассчитаны без учета насыщения.

По формулам (П2.1) или (П2.2а) и (П2.2 б) при заданных длине и конструкции фазы ВЛ, минимальном X1min и максимальном X1max возможных значениях в течение года предвключенной реактивности, а также усредненных (см. табл. 1.5 Раздела 1) в течение года изменений модулей векторов э.д.с. Е = Еmin и Е = Еmax, конкретной передачи, определяются минимальные υпе1 и υпе2 ненасыщенные значения вынужденного напряжения на питающем конце электропередачи.

Если υпе2 £ 1,15, то учитывать насыщение не нужно, положив в формулах (П2.1) или (П2.2а) υре1 = υ1 и υре2 = υ2. Учет насыщения необходим, если υре2 превосходит 1,15.

Учет насыщения производится следующим образом. Вычисляются два значения вспомогательного безразмерного параметра η1 и η2, равные:

для схемы на рис. П2.1, а

                                 (П2.3 а)

для схемы на рис. П2.1, б

               (П2.3 б)

                                                   (П2.3 в)

Входящие в формулы (П2.3а), (П2.3 б) и (П2.3 в) Zбаз определяются формулами (2.2в) Раздела 2. Численные значения Zw и λ(1) приведены в табл. П2.4.

По кривым рис. П2.2 (силовые трансформаторы, характеристика № 1) или рис. П2.3 (автотрансформаторы, характеристика № 2) определяют нижнее υn1 = υn11, υne1) и верхнее υn2 = υп22, υne2) значения пределов интервала случайных годовых колебаний насыщенного значения вынужденного напряжения на питающем конце. Затем по формулам (П2.4) определяют минимальное υ1, и максимальное υ2 значения интервала случайных годовых колебаний насыщенного значения вынужденного напряжения на разомкнутом конце передачи:

υ1 = υn1/cos λ(1); υ2 = υn2/cos λ(1).                               (П2.4)

Рис. П2.2. Зависимость насыщенного значения вынужденного напряжения υ от его ненасыщенного значения υе и параметра η. Силовые трансформаторы, характеристика намагничивания № 1

Рис. П2.3. Зависимость насыщенного значения вынужденного напряжения υ от его ненасыщенного значения υе и параметра η. Силовые автотрансформаторы, характеристика намагничивания № 2

Математическое ожидание  и дисперсия  вынужденного напряжения в симметричном режиме частоты 50 Гц на разомкнутом конце передачи вычисляется так:

                                                    (П2.5 а)

                               (П2.5 б)

Необходимые для расчетов по формулам (П2.1), (П2.2а) и (П2.2 б) численные значения Zw, λ(1) и Хр указаны в табл. П2.1, П2.2 и на рис. П2.1.

Таблица П2.1.

Численные значения Zw; Xp и Rp реакторов типа РОДЦ

Uн, кВ

110

220

330

500

750

1150

Zw, Ом

385

405

305

283

265

252

Хр, Ом

-

1530

1880

1600

Rр Ом

-

6,0

6,0

5,3

По формуле

                                     (П2.6)

определяется оценка вероятности того, что в симметричном режиме вынужденное напряжение υр частоты 50 Гц на разомкнутом конце передачи не превзойдет своего максимального значения в годовом интервале случайных изменений υ2.

Из (П2.6) следует, что распределение Pυ(υp £ υ2) - это семейство кривых с параметрами υ1 и υ2.

2.2. Вынужденное напряжение частоты 50 Гц в несимметричном режиме однополюсного к.з.

В несимметричном режиме однополюсного к.з. максимальная и минимальная величины ненасыщенного значения вынужденного напряжения частоты 50 Гц υепк и υерк соответственно на разомкнутом и питающем концах передачи определяется по формулам:

υерк = υер2 hк2, υепк = υеп1 hк2,                                 (П2.7)

где υер и υеп рассчитывают по формулам (П2.1), (П2.2а) и (П2.2 б), a hк2 и hк1 - значения коэффициента несимметрии hкз при однополюсном к.з. в конце и начале ВЛ соответственно. При этом коэффициент несимметрии hк2 равен

                    (П2.8)

где                                   e =                                  (П2.9)

X(0), X(1) X(2) Л - входные сопротивления относительно разомкнутого конца электропередачи, рассчитанные соответственно по параметрам нулевой, обратной и прямой последовательности при закороченных зажимах э.д.с. ε (см. рис. П2.1). Для схемы на рис. П2.1, а:

                                                 (П2.10)

для схемы на рис. П2.1, б:

             (П2.11)

Индекс «k» (k = 1; 2; 0) при v указывает на то, что входящие в формулы (П2.10) и (П2.11) величины X1, Xp1, Zw и λ рассчитывают по параметрам прямой, обратной и нулевой последовательности.

Численные значения всех величин, входящих в формулы (П2.10) и (П2.11), приведены в табл. П2.1 и табл. П6.2 Приложения 6.

Для схемы на рис. П2.1, а коэффициент hк1 получается подстановкой в формулы (П2.8), (П2.9) и (П2.10)

vk = X1/X1(1);                                                       (П2.12)

а для схемы на рис. П2.1, б - подстановкой в формулы (П2.8), (П2.9) и (П2.11) величины

vk = X/X(1).                                                       (П2.13)

Математическое ожидание υкз и функцию распределения вероятностей того, что насыщенное значение υкз вынужденного напряжения в несимметричном режиме однополюсного к.з. не превзойдет своего максимального за год значения υк2 определяют по формулам:

                                            (П2.14 а)

                                 (П2.14 б)

Численные значения υк1 и υк2, входящие в состав выражений (П2.14 а) и (П2.14 б), определяются по формулам (П2.7) - (П2.11) и указаниям, изложенным в предыдущем п. 1 Приложения 2, т.е. с использованием формул (П2.3а), (П2.3 б) и (П2.3 в), а также зависимостей рис. П2.2 или П2.3. Из формулы (П2.14) следует, что зависимость  есть семейство кривых с параметрами υк1 и υк2.

2.3. Вынужденное напряжение частоты 50 Гц в несимметричном режиме при успешном ОАПВ

На рис. П2.4, а показана расчетная схема для определения вынужденного напряжения υОАПВ в коммутации успешного ОАПВ в электропередача 220 и 330 кВ. На рис. П2.4, б приведена расчетная схема для определения υОАПВ в электропередачах напряжением 500 - 1150 кВ. Необходимые для расчета численные значения волнового сопротивления, волновой длины и компенсационных реакторов по прямой и нулевой последовательности указаны в табл. П2.2.

Расчет υОАПВ выполняется по формуле

υОАПВ =                             (П2.15)

где                                                  (П2.16)

Для электропередач 220 и 330 кВ (см. расчетную схему на рис. П2.4, а) вспомогательные параметры n1(i = 0; 1) и m, входящие в формулу (П2.16), и входящий в формулу (П2.15) угол θ между векторами э.д.с. E1 и Е2 вычисляют по формуле

                                     (П2.17)

n1 определяется по параметрам прямой последовательности электропередачи,

n0 - по параметрам нулевой последовательности,

                                                        (П2.18)

Таблица П2.2.

Усредненные значения Zw; Zw(0); λ(1); XP

Uh, кB

110

220

330

500

750

1150

Zw, Ом

385

405

305

283

265

252

Zw(0) Ом

845

875

785

820

645

675

560

590

485

560

390

520

λ(1)/(10-3l), радиан

1,0605

1,0704

1,0704

1,0755

1,0804

1,0835

λ(0)/(10-3l), радиан

1,5464

1,5965

1,5022

1,6336

1,4902

1,5341

1,5924

1,6759

1,309

1,7681

1,3373

1,782

Xp, Ом

схема без Х0

-

1530

1880

1600

схема с Х0

-

1530 + 3Х0

1880 + 3Х0

1600 + 3Х0

Примечание: для Zw(0) и λ(0) в числителе опоры со сплошными тросами; в знаменателе - с разрезанными тросами.

В последней формуле индексы (1) и (0) вверху квадратной скобки указывают на то, что соответствующая величина рассчитывается по параметрам прямой или нулевой последовательности электропередачи.

Описание: 3

Рис. П2.4. Расчетные схемы для определения вынужденного напряжения в коммутации успешного ОАПВ. Zw(1); λ(1); Zw(0); λ(0) - см. в табл. П2.2

Угол θ в формуле (П2.15) находят по формуле:

θ = ±5,7 + [1 + (0,14 ÷ 0,17) tОАПВ] arcsin (П2.19)

Усредненные численные значения отношения Р/Рнат, входящего в формулу (П2.19), приведены в табл. П2.3.

Таблица П2.3.

Усредненные значения Р/Рнат

Uh, кB

110

220

330

500

750

1150

Р/Рнат

0,7

0,65

0,85

0,75

0,8

0,7

Для электропередач 500, 750 и 1150 кВ (см. расчетную схему рис.  П2.4 б) вспомогательные параметры n1(i = 0; 1) и m, входящие в формулы (П2.16), и входящий в формулу (П2.15) угол θ между векторами э.д.с. E1 и Е2 равны

где                     (П2.20)

n1 вычисляется по параметрам прямой последовательности электропередачи;

n0 - по параметрам нулевой последовательности,

                                                       (П2.21)

причем индекс (1) или (0) вверху квадратной скобки указывает, что эта величина рассчитывается соответственно по параметрам прямой или нулевой последовательности;

θ = ±5,7 + [1 + (0,14 ÷ 0,17) tОАПВ] arcsin    (П2.22)

Для каждой конкретной электропередачи известны величины λ(1); λ(0); Z(1)w; Z(0)w; Х(1)р1; X(0)р1; Х(1)р2; Х(0)р2 (см. схемы рис. П2.4). Случайно, но в известных пределах, изменяются в течение года реактивные сопротивления отправной X1 и приемной Х2 систем как по прямой, так и по нулевой последовательностям, а в пределах от Еmin до Emax - э.д.с. E1 и Е2 (см. табл. 1.5 Раздела 1). С учетом этого статистические характеристики υоАпв определяются следующим образом.

Для линий электропередачи 220 и 330 кВ по формулам (П2.17), (П2.18) и (П2.16) рассчитывают минимальное q1 и максимальное q2. По формуле (П2.19) рассчитывают минимальное θ1 и максимальное θ2 значения угла θ:

θ1 ≈ -5,7 + (1 + 0,14 tОАПВ) arcsin        (П2.23)

θ25,7 + (1 + 0,17 tОАПВ) arcsin          (П2.23)

В формулах (П2.23) и (П2.24), все величины рассчитываются по параметрам прямой последовательности электропередачи, tОAПB - длительность бестоковой паузы (с), причем входящие в (П2.23) и (П2.24) υp1 и υp2 равны соответственно υ1 и υ2 в формулах (П2.4).

Для линий электропередачи 500 - 1150 кВ минимальное q1 и максимальное q2 значение параметра q рассчитывают по формулам (П2.16), (П2.20), (П2.21), а по формулам (П2.22) - минимальное θ1 и максимальное θ2 значения угла θ:

   (П2.24)

Затем по формулам (П2.15), (П2.23), (П2.24) рассчитываются минимальное за год значение вынужденного напряжения при успешном ОАПВ υAПB и его максимальное значение υAПB которые равны:

                   (П2.25)

Математическое ожидание υОAПB вынужденного напряжения частоты 50 Гц в несимметричном режиме при успешном ОАПВ вычисляется по формуле:

                                         (П2.26)

а распределение:

(П2.27)

где                                           (П2.28)

определяет оценку вероятности того, что в несимметричном режиме успешного ОАПВ вынужденное напряжение частоты 50 Гц υОАПВ не превзойдет своего максимального значения в интервале годовых случайных изменений υ2ОАПВ.

2.4. Защита от перенапряжений, возникающих в неполнофазных режимах

2.4.1. Исходные положения

Перенапряжения, возникающие в неполнофазных режимах, имеют резонансный характер. Они могут существовать только в односторонне питаемых блочных или полублочных электропередачах, питаемых от трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов), третичная обмотка которых замкнута в треугольник. Перенапряжения в неполнофазных режимах возможны при условии, что отрицателен безразмерный параметр

                                                    (П2.29)

формулы для расчета которого приведены в табл. П2.4.

При двустороннем питании, отсутствии или разомкнутом треугольнике третичной обмотки перенапряжения неполнофазных режимов невозможны, так как в любом из этих случаев m > 0.

Входящие в состав формулы (П2.29) реактивности рассеяния XB-C, XC-H, XB-H рассчитывают по формулам (2.2г) Раздела 2. Параметры эквивалентной трехлучевой схемы замещения трансформатора (автотрансформатора) Хв, Хс и Хн определяют по формулам (2.2д) Раздела 2.

Кратность перенапряжений относительно земли на недоотключенной (или недовключенной) фазе без учета потерь на корону с достаточной точностью можно оценить по формуле:

                                  (П2.30)

Учет влияния короны выполняется следующим образом. По кривым рис. П2.5 и данным табл. 2.2 Раздела 2 определяется коэффициент Dk. Кратность неполнофазных перенапряжений, ограниченная потерями активной мощности на корону, вычисляется по формуле

                                                                (П2.31)

2.4.2. Пример расчета

В качестве примера найдем величины перенапряжений при неполнофазном режиме в схеме № 1 при следующих исходных данных (см. табл. П2.4):

ВЛ 330 кВ длиной l = 250 км с параметрами Z(1)w = 305 Ом, Z(0)w = 645 Ом, λ(l) = j 1,0704/(10-3l), радиан, λ(0) = j 1,4902/(10-3l) радиан, начальное напряжение общей короны U0 = 1,12 Uф.

Питающая система с эквивалентным реактивным сопротивлением

 Ом,  Om,

Автотрансформатор AT 330/110/10,5 мощностью PH = 250 МВА и паспортными значениями ек(в-с) = 10,3 %, ек(в-н) = 34,2 %, ек(с-н) = 22,3 %.

A. По формулам (2.2г) раздела 2 определяем реактивности рассеяния

 Ом,

 Ом,

 Ом

Б. По формулам (2.2д) раздела 2 рассчитываем параметры эквивалентной трехлучевой схемы замещения:

b = j0,5 [Xb-h + Xb-c - XC-H] = j0,5 [97,15 + 44,87 - 148,98] = -j3,48 Om;

c = j0,5 [Xb-c + Xc-h - XB-h] = j0,5 [44,87 + 148,98 - 97,15] = j48,35 Om;

н = j0,5 [Xc-h + Xb-h - Xb-c] = j0,5 [148,98 + 97,15 - 44,87] = j100,63 Ом.

B. По формулам для схемы № 1 табл. П2.4 рассчитываем (1) и (0):

 Ом-1;

 Ом-1;

 Ом-1;

 Ом-1;

Г. По формуле (П2.29) определяем величину безразмерного параметра

и по формуле (П2.30) находим кратность перенапряжений относительно земли на недовключенной фазе без учета влияния короны

По кривой 2 на рис. П2.5 находим величину коэффициента Dk, который для U0 = 1,12 и kБ.к = 2,29 равен Dk = 0,14. По формуле П2.31 находим кратность перенапряжений при неполнофазном режиме

Рис. П2.5. Кратность снижения короной перенапряжений при неполнофазном резонансе в зависимости от напряжения начала общей короны С/о

1 - 0 ³ m £ 0,5; 2 - 0 ³ m ³ 0,5; 3 - ³ m ³ 0,5; 4 ³ m ³ 0,5;

1,2 Uф £ U0 £ 1,4 Uф; 1,0 Uф £ U0 £ 1,2 Uф; 1,2 Uф £ U0 £ 1,4 Uф; 1,0 Uф £ U0 £ 1,2 Uф.

Таблица П2.4

Однолинейные схемы замещения блочных электропередач и соответствующие им формулы для расчета параметра m

№ пп

Схема электропередачи

Формулы для расчета

(1)

(0)

(1)

(0)

1

jXП(1)

jXП(0)

2

jXП(1)

jXП(0)

3

j [Xп(1) + X(B-С)1]

Примечания: цифры (1) или (0) вверху буквы указывают на то, что ее величина рассчитывается соответственно по параметрам прямой или нулевой последовательности: цифры «1» или «2» внизу буквы - для T1 (AT1) или Т2(АТ2).

Описание: 4 - выключатель, являющийся причиной неполнофазного режима

2.4.3. Защита от перенапряжений при неполнофазном резонансе

Защита от перенапряжений при неполнофазном резонансе необходима, если их кратность и длительность воздействия превышают величины, указанные в табл. 1.2 - 1.4 Раздела 1. Так, полученная в примере кратность перенапряжений в режиме неполнофазного резонанса k = 2,01 допустима, если длительность их воздействия, как видно из табл. 1.2 Раздела 1, не превысит 1 с. Наиболее рациональным является отказ от схем, в которых возможно образование односторонне питаемых блочных электропередач. Если такое решение невозможно, например, в ремонтных режимах или в электропередачах 500 - 1150 кВ с компенсационными реакторами, вынесенными непосредственно на участки ВЛ, т.е. за линейный выключатель, то эффективны следующие релейные защиты или их комбинация:

·         защита от повышения напряжения;

·         защита от переключения фаз, которая дает команду на отключение двух включенных фаз, когда неполнофазность вызвана отказом при включении выключателем третьей фазы и, наоборот, дает команду на включение двух отключенных фаз, если неполнофазность вызвана отказом при отключении выключателем третьей фазы.

Полностью снимает проблему перенапряжений при неполнофазном резонансе замыкание электропередачи в транзит выключателем противоположного конца.

Рис. П2.6. Принципиальные схемы источника питания.

1 - коммутирующий выключатель, 2 - коммутируемая ВЛ

2.5. Методы оценки предельной величины перенапряжений при явлениях переходного феррорезонанса и способы защиты от них

Схемы, в которых возможен переходный феррорезонанс, качественно делятся на две группы: слабо демпфированные с наибольшими перенапряжениями и демпфированные с малыми перенапряжениями. Степень демпфирования определяется структурой питающего источника, наличием нагрузки на трансформаторах промежуточных ПС и, в меньшей степени, активным сопротивлением проводов. По структуре источника питания к демпированным схемам относится схема на рис. П2.6, а (схема типа «сборные шины»), к слабо демпированным - источники питания с выделенным ПТ (схема на рис. П2.6, б) или в виде блока генератор-трансформатор (схема на рис. П2.6, в). В слабо демпфированных схемах длительность перенапряжений переходного феррорезонанса составляет 1,0 - 1,5 с; в демпфированных - уменьшается до 0,2 - 0,3 с. В схемах с проходными или отпаечными ПС на коммутируемой линии нагрузка на их понижающих трансформаторах дает заметный демпфирующий эффект даже при значениях, соответствующих минимуму суточного графика нагрузки.

Как исходное значение, так и время затухания апериодической составляющей потока Ф0(0) и перенапряжения при переходном феррорезонансе на частотах 100 и 200 Гц, подвержены большим разбросам, так как определяются большим числом как независимых, так и связанных между собой, случайных величин. Сюда относятся случайно меняющиеся от коммутации к коммутации и от одной электропередачи к другой угол включения выключателя, годовые колебания предвключенной индуктивности питающего источника, график передачи мощности по ВЛ, амплитуда основной составляющей потока в точке подключения трансформатора и др. Это вынудило представить опытные материалы в виде показанных на рис. П2.7 кривых 1 и 2 верхних огибающих поля точек. Использование этих кривых гарантирует незаниженность оценки k во всем диапазоне 0 £ Р(k) £ 1.

Рис. П2.7. Перенапряжения при переходном феррорезонансе.

Верхние огибающие поля экспериментальных данных, полученных в сетях 110 - 500 кВ (239 реализаций) и на моделях (более 600 реализаций);

1 - слабо демпфированные схемы; 2 - демпфированные схемы

Сопоставление уровней максимальных перенапряжений при переходном феррорезонансе с допустимыми воздействиями показывает, что защита необходима в слабо демпфированных схемах для электропередач 110 - 500 кВ, если определяемая по номограмме Приложения 3 наименьшая из частот собственных колебаний электропередачи bk £ 2,5ω, и в передачах 750 кВ, если их собственная частота bk £ 4,5 ω. В передачах 1150 кВ переходный феррорезонанс опасен для слабо демпфированных схем при собственной частоте bk £ 5 ω и в демпфированных, если собственная частота bk £ 3 ω.

Наименьшая из частот собственных колебаний коммутируемой блочной (полублочной) электропередачи определяется по расчетной схеме вида «источник э.д.с. - предвключенная реактивность - линия с распределенными параметрами». При этом понижающие трансформаторы промежуточных ПС на величину bk/ω практически не влияют и поэтому учитываться не должны (см. рис. 1.1 Раздела 1). Значение эквивалентного индуктивного сопротивления питающего источника X1 должно определяться с замещением генераторов переходной реактивностью X’d.

Можно рекомендовать любой из следующих способов защиты перенапряжений при явлениях переходного феррорезонанса:

эксплуатационными инструкциями запретить как коммутации линии в блоке с невозбужденным трансформатором (автотрансформатором), так и подключение к линии невозбужденного трансформатора или AT. При необходимости подобных коммутаций трансформатор (или AT) должен быть предварительно возбужден со стороны обмоток НИ или СН, если в этих сетях есть генерирующие источники, либо нагружен местной нагрузкой;

на стороне низшего напряжения трансформатора или AT, коммутируемого в блоке с воздушной линией, устанавливается реактор, сигнал на кратковременное подключение которого подается одновременно (или с небольшим упреждением) с командой на включение или отключение выключателей блочной электропередачи. При АПВ подключение реактора осуществляется от действия устройств АПВ. Сигнал на отключение реактора подается от появления тока в обмотке реактора с выдержкой времени t ³ X/60R, где X и R - соответственно активное и реактивное сопротивление низковольтного реактора.

Эффективность этого способа защиты, иллюстрируется осциллограммами, показанными на рис. П2.8.

2.6. Автопараметрическое самовозбуждение ультрагармоник четной кратности частоты

Области, внутри которых возможно автопараметрическое самовозбуждение ультрагармоник 100 и 200 Гц, показаны соответственно на рис. П2.9 и П2.10. Границы областей зависят от трех параметров: насыщенного значения вынужденного напряжения υП частоты 50 Гц, воздействующего на шунт намагничивания трансформатора (или АТ) и эквивалентных квадрата частоты b2 = a1/с и затухания a = ½ RC. При этом a1 характеризует степень нелинейности характеристики намагничивания; величины R и С являются соответственно вещественной и мнимой частью рассчитанного на частоте ультрагармоники комплекса входной проводимости электропередачи, рассматриваемой с зажимов шунта намагничивания шунта намагничивания трансформатора (или АТ) при закороченных зажимах э.д.с.

Зависимости параметров b2 и a от характеристик электропередачи (1; Zw) и реактивного сопротивления источника питания X1 показаны на рис. П2.11.

Рис. П2.8. Опытная проверка эффективности защиты от перенапряжений при переходном резонансе с помощью низковольтного реактора:

а - схема опыта; б - реактор отключен; в - реактор подключен

Чем больше эквивалентное затухание a, тем уже область затухания ультрагармоники. При так называемом критическом значении a ³ aкр. область стягивается в линию и автопараметрическое самовозбуждение ультрагармоники невозможно ни при каких значениях υП и b2. Для ультрагармоники частоты 100 Гц aкр. = 0,707; для ультрагармоники частоты 200 Гц aкр. = 0,58.

В реальных условиях электропередач 110 - 330 кВ вероятность автопараметрического самовозбуждения ультрагармоник четной кратности настолько мала, что с этим явлением практически можно не считаться.

Для электропередач 500 - 1150 кВ расчет возможности автопараметрического самовозбуждения ультрагармоники частоты 100 Гц выполняется следующим образом.

Рис. П2.9. Области автопараметрического самовозбуждения гармоники 100 Гц в электропередачах 500 - 1150 кВ: 1 - a = 0; 2 - a = 0,5; 3 - a = 0,6; aкр. = 0,707

Рис. П2.10. Области автопараметрического самовозбуждения гармоники 200 Гц и электропередачах 500 - 1150 кВ: 1 - a = 0; 2 - a = 0,4; 3 - a = 0,5; aкр. = 0,5

По формулам П2.2а и П2.2 б определяется ненасыщенное значение вынужденного напряжения υne. Необходимые для этих расчетов, численные значения Zw, Xp и X1 указаны в табл. П2.1, П2.2. По формулам П2.3б и П2.3 в вычисляются безразмерные параметры η1 и η2 и по зависимостям, показанным на рис. П2.3, определяются минимальное υn1 и максимальное υn2 случайных за год изменений насыщенного значения параметры υn.

По кривым рис. П2.11 для известных характеристик данной конкретной электропередачи находим численные значения параметров b2 и a.

Самовозбуждение ультрагармоники частоты 100 Гц возможно только в том случае, если для полученной в результате расчета величины параметра b2 одновременно выполнены два неравенства

υn1 > a, υn2.                                                              (П2.31)

где υn1, υn2 и a сопоставляются с границами областей самовозбуждения, показанными на рис. П2.9.

Для электропередач 500 - 1150 кВ расчет возможности автопараметрического самовозбуждения ультрагармоники частоты 200 Гц выполняется так же и по тем же формулам, что и для ультрагармоники 100 Гц, но минимальное υn1 и максимальное υn2 насыщенные значения параметра υn определяются по зависимостям, показанным на рис. П2.4.

При этом неравенства (П2.31) должны проверяться применительно к границам областей, показанных на рис. П2.10.

Рис. П2.11. Зависимость параметров a и b2 от отношения X1/Zw (реактивности питающего источника к волновому сопротивлению ВЛ) и длины линии.

1 - l = 500 км; 2 - l = 600 км; 3 - l = 700 км

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

НОМОГРАММА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАИМЕНЬШЕЙ ИЗ ЧАСТОТ СОБСТВЕННЫХ КОЛЕБАНИЙ КОММУТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Описание: 5

Рис. П3.1. 1 - для Хл1 = 0,01 - 0,1; 2 - для Хл1 = 0,1 - 1,0; 3 - для Хл1 = 1,0 - 10; 4 - для Хл1 = 10 - 100. b(1) - наименьшая собственная частота в долях промышленной частоты; λ(1) - волновая длина линии в радианах (см. табл. П2.1.; табл. П2.2. и рис. П2.1. Приложения 2); l - длина линии, км; X1 - сопротивление предвключенной индуктивности на промышленной частоте. Ом; Хл - индуктивное сопротивление линии, Ом, равное 314 l Lл; (Lл - Гн/км.)

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОПН, ВЫПУСКАЕМЫХ НПО «ЭЛЕКТРОКЕРАМИКА» (ТАБЛ. П4.1.1 - П4.1.4), «ABB-УЭТМ» (ТАБЛ. П4.2.1 - П4.2.5), «ФЕНИКС - 88» (ТАБЛ. П4.3.1 - П4.3.3), «ТАВРИДА - ЭЛЕКТРИК» (ТАБЛ. П4.1)

В этом Приложении приведены основные электрические характеристики ОПН, серийно выпускаемых в России. Характеристики соответствуют техническим требованиям на защитные аппараты, утвержденным РАО «ЕЭС России». Более подробную информацию об ОПН необходимо запрашивать у фирм - поставщиков.

4.1. Электрические характеристики ОПН, выпускаемых НПО «ЭЛЕКТРОКЕРАМИКА» в фарфоровых покрышках

Данные о выпуске и надежности ОПН 110-750 кВ производства НПО «Электрокерамика» с 1976 по 1998 г.г. (в числителе - общее количество повреждений, в знаменателе - количество повреждений за вычетом случаев условий эксплуатации и соответствия техническим условиям) приведены нарушения в табл. П4.1.1. НПО «Электрокерамика» серийно выпускает также ОПН 0,4 - 35 кВ.

Таблица П4.1.1

Класс напряжения, кВ

Количество фаз, шт.

Объем эксплуатации, фазо-лет

Количество повреждений

% повреждений на 1 фазу в году

110

4032

20950

9/6

0,043/0,029

150

455

2374

3/1

0,126/0,042

220

2827

15214

8

0,053

330

529

2460

2/1

0,081/0,041

500

1066

6829

10/4

0,161/0,059

750

164

1312

11/6

0,762/0,457

Примечание: аналогичные обобщенные данные по ОПН производства «ABB-УЭТМ». «Феникс - 88». «Таврида - Электрик» пока отсутствуют, но могут быть запрошены у соответствующих фирм.

Таблица П4.1.2

Электрические характеристики ОПН 110 - 1150 кВ

Наименование

ОПН-110У ХЛ1

ОПН-1-110 ХЛ4

ОПН-220 УХЛ 1

ОПН-1-220 У1 ОПН-1-220 УХЛ 4

ОПН-330 У1

ОПН-500 УХЛ 1

ОПН-750 У1

ОПН О-750 У1

ОПН-1-1150 У1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Класс напряжения, кВ

110

110

220

220

330

500

750

750

1150

Наибольшее рабочее напряжение, кВ

73

73

146

146

210

303

455

455

694

Напряжение на ограничителе, кВ дейст., допустимое в течение времени

8 ч

81

162

233

336

3 ч

83

166

239

345

1 ч

85

171

246

355

765

20 мин

88

88

175

175

250

365

545

545

-

20 с

95

95

190

190

270

390

590

590

830

3,0 с

-

-

-

-

-

-

-

900

3,5 с

100

100

200

200

290

420

635

635

-

1,0 с

105

-

210

-

305

440

660

660

-

0,15 с

112

-

225

-

325

470

705

705

935

0,12 с

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0,05 с

-

-

-

-

-

-

-

-

970

Расчетный ток коммутационного перенапряжения, волна 1,2/2,5 мс, А

280

350

420

500

700

1200

1800

1200

2000

Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационного перенапряжения, кВ, не более

180

175

360

350

520

750

1125

1125

1670

Остающееся напряжение, кВ при импульсном токе с длительностью фронта волны 80 мкс с амплитудой не более

3000 А

230*

-

430*

-

620*

825

-

-

5000 А

250

205

460

410

650

860

1280

1300

-

7000 А

-

-

-

-

-

865

-

-

-

10000 А

280*

-

500*

-

700

920

1320

1350

-

14000 А

-

-

-

-

-

-

-

-

1900

15000 А

-

-

-

-

980

1380

1420

-

30000 А

-

-

-

-

-

-

1550*

1600*

-

Пропускная способность:

20 импульсов тока 1,2/2,5 мс с амплитудой, А

280

350

420

500

630

1200

1800

1450

2000

20 импульсов тока 8/20 мкс с амплитудой, А

5000

5000

5000

5000

-

-

-

-

-

20 импульсов тока 16/40 мкс с амплитудой, А

8000

15000

15000

15000

20000

2 импульса тока 8/20 мкс с амплитудой, А

15000

15000

24000

30000

40000

30000

40000

Взрывобезопасность при токах к. з.:

0,2 с, кА

20 - 40**

20

20 - 40**

20

20 - 40**

20 - 40**

20 - 40**

20 - 40**

20 - 40**

2 с, кА

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

Длина пути утечки внешней изоляции, мм, не менее

2270

2270

4550

4550

6600

9500

14200

14200

21600

Примечания: 1) * - значения для справок. 2) ** - по требованию заказчика с 2000 г. 3) Прочерк означает, что параметр не нормируется.

Таблица П4.1.3

Электрические характеристики грязестойких ОПН 110 и 220 кВ

Наименование параметра

Норма

ОПН-110 2 УХЛ1

ОПН-110 4 УХЛ1

ОПН-220 2 УХЛ1

ОПН-220 4 УХЛ1

1 Класс напряжения. KB

110

110

220

220

Наибольшее рабочее напряжение, кВ дейст.

73

73

146

146

Напряжение на ограничителе, допустимое в течение времени, кВ дейст.

20 мин

101

101

201

201

20 с

109

109

217

217

3,5 с

114

114

227

227

1 с

120

120

240

240

0,15 с

128

128

256

256

Расчетный ток коммутационных перенапряжений на волне 1,2/2,5 мс, А

280

280

420

420

Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационных перенапряжений, кВ не более

220

220

435

435

Остающееся напряжение при импульсном токе с длительностью фронта волны 8 мкс с амплитудой 5000 А, кВ не более

285

285

525

525

Пропускная способность:

20 импульсов тока 1,2/2,5 мс с амплитудой, А

280

280

420

420

20 импульсов тока 8/20 мкс с амплитудой, А

5000

5000

5000

5000

Длина пути утечки внешней изоляции, мм, не менее

2800

3900

5700

7900

Взрывобезопасность при токах к.з.:

0,2 с, кА

20 - 40*

20 - 40*

20 - 40*

20 - 40*

2 с, кА

0,8

0,8

0,8

0,8

Примечание: * - по требованию заказчика с 2000 г.

Таблица П4.1.4

Электрические характеристики ОПН для защиты нейтрали трансформаторов

Наименование параметра

Норма

ОПНН-110У1

ОПНН-110ХЛ1

ОПНН-220У1

ОПНН-220ХЛ1

Класс напряжения, кВ

110

220

Наибольшее рабочее напряжение, кВ действ.

56

115

Напряжение на ограничителе, допустимое в течение 1 мин, кВ действ.

73

150

Расчетный ток коммутационного перенапряжения. А

волна 30/60 мкс.

-

-

волна 300/800 мкс

1500

1500

Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационного перенапряжения, кВ, не более

155

310

Пропускная способность: 20 импульсов тока 2000 мкс с амплитудой, А

400

400

Взрывобезопасность при токах к.з.:

0,2 с, кА

20 - 40*

20 - 40*

2 с, кА

0,8

0,8

Длина пути утечки внешней изоляции, мм, не менее

1750

3600

Примечание: * - по требованию заказчика с 2000 г.

4.2. Электрические характеристики ОПН 110-750 кВ, выпускаемых «ABB - УЭТМ» в фарфоровых покрышках

«ABB - УЭТМ» производит также ОПН 6 - 35 кВ.

Таблица П4.2.1

Модификации ОПН серии Exlim для разных уровней загрязнения атмосферы

Уровень загрязнения

Длина удельного пути утечки

Условное обозначение

1 - легкий

1,6 см/кВ

L

2 - средний

2,0 см/кВ

М

3 - тяжелый

2,5 см/кВ

н

4 - очень тяжелый

3,1 см/кВ

V

Таблица П4.2.2

Электрические характеристики ОПН 110 кВ

Характеристика

Тип ограничителя

EXLIM ABB с классом энергоемкости

R

Q

Р-А и Р-В

Т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Наибольшее рабочее напряжение

77

86

92

106

92

77

86

92

106

108

77

86

92

92

108

77

92

92

108

Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

20

20

20

20

Квазиустановившиеся перенапряжения, допустимые в течение времени, кВ дейст:

20 мин

95

107

119

130

137

93

105

116

128

139

93

105

117

140

139

91

114

132

154

20 с

104

117

130

142

149

104

117

130

142

156

104

117

130

155

156

102

127

146

172

10 с

106

119

132

145

152

106

119

132

145

158

106

119

130

158

158

103

129

149

174

3,5 с

108

121

134

147

155

108

121

134

148

162

109

122

135

163

163

106

133

154

180

1 с

110

124

138

152

159

111

125

139

153

167

111

125

139

167

167

109

136

157

184

0,15

114

128

143

157

162

116

132

145

160

175

116

131

145

174

173

114

143

165

193

Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационного напряжения, кВ:

при волне 1, 2/2,5 мс 280 А

192

217

240

264

276

185

207

230

252

276

175

198

223

257

257

174

219

251

295

при волне 2 мс 500 А

199

224

248

273

286

188

211

234

257

281

-

-

-

-

-

-

-

-

-

При волне 2 мс 1000 А

207

232

258

284

298

192

216

239

263

287

187

210

235

280

280

184

230

265

310

Остающееся напряжение при импульсном токе 8/20 мкс с амплитудой, кВ

3000 А

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

198

223

248

297

297

194

242

278

327

5000 А

240

270

300

330

345

219

246

273

300

327

209

235

261

314

314

203

243

291

342

10000 А

256

288

320

352

369

231

260

288

317

346

221

249

276

332

332

212

264

304

357

Максимальный ток короткого замыкания для сброса давления, кА длительностью

0,2 с

40

40

40

40

50

65

65

65

65

65

А-65

В-80

А-65

В-80

А-65

В-80

А-65

В-80

А-65

В-80

80

80

80

80

1 с

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

Таблица П4.2.3

Электрические характеристики ОПН 220 кВ

Характеристика

Тип ограничителя

EXLIM ABB с классом энергоемкости

R

Q

Р-А и Р-В

Т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Расчетное (номинальное) напряжение, кВ действ.

198

216

228

192

216

240

264

192

228

258

294

264

192

228

264

Наибольшее рабочее напряжение ограничителя, кВ действ.

156

156

156

154

174

191

191

154

156

191

191

211

154

182

211

Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

20

20

20

Квазиустановившиеся перенапряжения, допустимые в течение времени, кВ дейст.:

а) 20 мин

196

214

226

186

210

233

256

186

221

250

285

256

182

217

251

б) 20 с

214

233

246

207

233

259

285

207

246

279

318

285

204

242

280

в) 10 с

218

238

251

211

238

264

290

211

251

284

323

290

207

246

285

г) 3,5 с

222

242

255

216

243

270

297

217

258

292

332

298

213

253

293

д) 1 с

228

248

262

223

251

278

306

223

264

299

341

306

218

259

300

е) 0,15

236

257

271

233

262

292

321

232

276

312

356

319

228

271

314

Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационного напряжения, кВ

а) при волне 1,2/2,5 мс 420 А

400

437

460

372

419

466

513

360

425

482

550

493

353

420

486

б) при волне 2 мс 500 А

404

441

465

374

421

468

515

-

-

-

-

-

-

-

-

в) при волне 2 мс 1000 А

420

458

483

382

430

477

525

374

444

502

572

514

368

437

506

Остающееся напряжение при импульсном токе 8/20 мкс с амплитудой, кВ

3000 А

-

-

-

-

-

-

-

396

470

532

606

544

387

459

532

5000 А

488

532

561

436

491

545

600

418

496

562

640

575

405

481

557

10000 А

521

569

600

461

519

576

634

442

525

594

677

608

423

502

581

Удельная энергоемкость, кДж/кВ расчетного напряжения

2,5

2,5

2,5

4,5

4,5

4,5

4,5

7,0

7,0

7,0

7,0

7,0

10,0

10,0

10,0

Полная энергоемкость всего ограничителя, кДж

Максимальный ток короткого замыкания для сброса давления, кА длительностью

0,2 с

50

50

50

65

65

65

65

А-65

В-80

А-65

В-80

А-65

В-80

А-65

В-80

А-65

В-80

80

80

80

2 с

Сброс давления происходит за время от 0,5 с; до 1 с при горении дуги ограничитель термически устойчив

Испытательные напряжения внешней изоляции:

а) коммутационный импульс 250/2500 мкс в сухом состоянии и под дождем, кВ

Должно быть не менее, чем на 20 % выше остающегося напряжения при токе коммутационного перенапряжения 420 А

б) полный грозовой импульс, кВ

Должно быть не менее, чем на 10 % выше остающегося напряжения при токе 5000 А

Таблица П4.2.4

Электрические характеристики ОПН 330 кВ

Характеристика

Тип ограничителя

EXLIM ABB с классом энергоемкости

Q

Р-А и Р-В

Т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Расчетное (номинальное) напряжение, кВ действ.

264

276

288

276

312

336

360

276

288

360

Наибольшее рабочее напряжение ограничителя, кВ действ.

211

221

230

221

230

230

267

221

230

267

Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА

10

10

10

10

10

10

10

20

20

20

Квазиустановившиеся перенапряжения, допустимые в течение времени, кВ дейст.:

а) 20 мин

256

268

279

268

303

326

349

262

274

342

б) 20 с

285

298

311

298

337

363

389

292

305

382

в) 10 с

290

304

317

304

343

370

396

398

311

388

г) 3,5 с

297

311

324

312

353

380

407

306

320

400

д) 1 с

306

320

334

320

362

390

418

314

328

410

е) 0,15

321

335

350

334

378

407

436

328

343

428

Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационного напряжения, кВ

а) при волне 1,2/2,5 мс 630 А

519

542

566

525

592

640

518

541

675

б) при волне 2 мс 500 А

515

538

562

-

-

-

-

-

-

-

в) при волне 2 мс 1000 А

525

549

573

537

607

654

701

529

552

689

Остающееся напряжение при импульсном токе 8/20 мкс с амплитудой, кВ

3000 А

-

-

-

569

643

693

742

556

580

725

5000 А

600

627

654

601

679

731

783

582

607

759

10000 А

637

663

692

635

718

773

828

608

634

792

Максимальный ток короткого замыкания для сброса давления, кА длительностью

0,2 с

65

65

65

А-65

В-80

А-65

В-80

А-65

В-80

А-65

В-80

80

80

80

1 c, A

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

Таблица П4.2.5

Электрические характеристики ОПН 500 кВ и 750 кВ

Характеристика

Тип ОПН

Exlim ABB

Р

Т

500 кВ

750 кВ

Расчетное (номинальное) напряжение, кВ действ.

396

468

396

444

588

Наибольшее рабочее напряжение ограничителя, кВ действ.

318

350

318

350

462

Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА

10

10

20

20

20

Квазиустановившиеся перенапряжения, допустимые в течение времени, кВ дейст.:

а) 20 мин

384

454

376

422

559

б) 20 с

428

505

420

471

623

в) 10 с

436

515

427

479

635

г) 3,5 с

447

529

440

493

653

д) 1 с

459

543

451

506

670

е) 0,15

479

566

471

528

700

Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационного напряжения, кВ

а) при волне 1,2/2,5 мс 1200/1800 А

778

918

764

857

1156

б) при волне 2 мс 500 А

-

-

-

-

-

в) при волне 2 мс 1000 А

771

911

758

850

1125

Остающееся напряжение при импульсном токе 8/20 мкс с амплитудой, кВ

3000 А

816

964

798

894

1183

5000 А

862

1018

835

936

1239

10000 А

911

1077

872

977

1293

Удельная энергоемкость, кДж/кВ расчетного напряжения

7,0

7,0

10,0

10,0

10,0

Полная энергоемкость всего ограничителя, кДж

2772

3276

3960

4440

5880

Максимальный ток короткого замыкания для сброса давления, кА длительностью

0,2 с

А-65 В-80

А-65 В-80

80

80

80

2 с

Сброс давления происходит за время до 0,5 с; до 1 с при горении дуги ограничитель термически устойчив

То же, что 500 кВ

Испытательные напряжения внешней изоляции:

а) коммутационный импульс 250/2500 мкс в сухом состоянии и под дождем, кВ

*

**

б) полный грозовой импульс, кВ

***

* Должно быть не менее, чем на 20 % выше остающегося напряжения при токе коммутационно перенапряжения 1200 A.

** Должно быть не менее, чем на 20 % выше остающегося напряжения при токе коммутационно перенапряжения 1800 A.

*** Должно быть не менее, чем на 10 % выше остающегося напряжения при токе 5000 А.

4.3. Электрические характеристики ОПН 110-500 кВ, выпускаемых фирмой «ФЕНИКС-88» в полимерных покрышках

«Феникс-88» производит также ОПН 6 - 35 кВ.

Таблица П4.3.1

Электрические характеристики ОПН 110 - 220 кВ

Параметры

ОПН-110/73

ОПН-110/80

ОПН-110/88

ОПН-220/146

ОНН-220/157

ОПН-220/176

Длительное рабочее напряжение ОПН, кВ

73

80

88

146

157

176

Класс напряжения сети, кВ

110

220

Напряжение, допустимое на ОПН в течение, кВ

0,1 с

110

120

132

219

236

264

1,0 с

105

115

127

210

226

253

10 с

100

110

121

200

215

241

20 мин

90

98

108

180

193

216

2 ч

86

94

104

172

185

208

10 ч

82

90

99

165

177

199

24 ч

80

88

97

161

173

194

Остающиеся напряжения, кВ, при импульсе тока с фронтом 30 мкс, длительностью 60 мкс и с амплитудой:

250 А, не более

не менее

176

169

193

186

212

204

359

346

386

372

433

417

500 А, не более

не менее

180

172

197

189

216

208

365

352

393

378

440

424

1000 А, не более

не менее

185

178

203

195

224

215

378

364

407

391

456

438

2000 А, не более

не менее

195

187

214

205

235

225

397

381

427

410

479

459

Остающиеся напряжения, кВ, при импульсе тока с фронтом 8 мкс, длительностью 20 мкс и с амплитудой:

500 А, не более

не менее

180

173

198

190

217

209

366

353

394

380

442

426

3000 А, не более

не менее

201

193

220

212

242

233

409

394

440

424

493

475

5000 А, не более

не менее

210

202

230

222

253

244

428

412

460

443

516

496

10000 A, не более

не менее

226

218

248

238

273

262

461

444

496

477

556

535

20000 А, не более

не менее

247

237

270

260

297

286

502

483

540

520

605

583

Остающиеся напряжения, кВ, при импульсе тока с фронтом 1 мкс, длительностью 4 мкс и с амплитудой 10000 А

не более

246

270

297

501

539

604

не менее

237

259

285

482

518

581

Амплитуда выдерживаемого не менее 20 раз импульса большой длительности (прямоугольный импульс 2000 мкс), А

600

Длина пути утечки изоляции, см, не менее

230

460

Таблица П4.3.2

Электрические характеристики ОПН для защиты разземленных нейтралей трансформаторов 110 - 220 кВ

Параметры

ОПНН-110

ОПНН-220

Длительное рабочее напряжение ОПН, кВ

56

120

Класс напряжения сети, кВ

110

220

Напряжение, кВ, допустимое на ОПН в течение

0,1 с

84,0

180

1,0 с

80,6

173

10 с

76,7

164

60 с

73,9

158

20 мин

68,9

148

2 ч

66,1

142

24 ч

61,6

132

Остающиеся напряжения, кВ, при импульсе тока с фронтом 30 мкс, с длительностью 60 мкс и с амплитудой

250 А, не более

135

295

не менее

130

286

500 А, не более

138

300

не менее

132

290

1000 А, не более

142

311

не менее

137

301

2000 А, не более

150

326

не менее

143

316

Остающиеся напряжения, кВ, при импульсе тока с фронтом 8 мкс, с длительностью 20 мкс и с амплитудой:

500 А, не более

138

302

не менее

133

293

3000 А, не более

154

336

не менее

148

325

5000 А, не более

161

352

не менее

155

341

10000 А, не более

174

379

не менее

167

368

20000 А, но более

189

413

не менее

182

402

Остающиеся напряжения, кВ, при импульсе тока с фронтом 1 мкс, с длительностью 4 мкс и с амплитудой 10000 А

не более

189

412

не менее

181

400

Амплитуда выдерживаемого не менее 20 раз импульса большой длительности (прямоугольный импульс 2 мс), А

600

Длина пути утечки изоляции, см, не менее

150

300

Таблица П4.3.3

Электрические характеристики ОПН 500 кВ

Параметры

ОПН-500/303

ОПН-500/333

Длительное рабочее напряжение ОПН, кВ

303

333

1 напряжение, допустимое на ОПН в течение:

0,15 с

470

520

1,0 с

440

485

3,5 с

425

470

20 с

390

430

20 мин

365

400

1 ч

355

390

3 ч

345

380

8 ч

335

370

Остающиеся напряжения, кВ, при крутом импульсе тока 1/4 мкс с амплитудой 20000 А

не более

1060

1165

не менее

1020

1115

Остающиеся напряжения, кВ, при грозовом импульсе тока 8/20 мкс с амплитудой

1500 А, не более

790

870

не менее

760

835

10000 А, не более

910

1000

не менее

875

960

20000 А, не более

975

1070

не менее

940

1030

40000 А, не более

1075

1180

не менее

1035

1135

Остающиеся напряжения, кВ, при коммутационном импульсе тока 30/60 мкс, с амплитудой:

500 А, не более

745

820

не менее

720

790

1000 А, не более

770

845

не менее

740

815

2000 А, не более

810

890

не менее

780

860

Амплитуда выдерживаемого не менее 20 раз импульса большой длительности (прямоугольный импульс 2 мс), А

1200

4.4. Электрические характеристики ограничителей серии ОПН-У 110-220 кВ, выпускаемых фирмой «ТАВРИДА-ЭЛЕКТРИК» в полимерных покрышках

«Таврида-Электрик» производит также ОПН 6 - 35 кВ.

Таблица П4.4.1

Электрические характеристики ограничителей серии ОПН-У

Наименование параметра, размерность

Класс напряжения сети, Кв, дейст.

110

220

Наибольшее длительно допустимое напряжение ОПН-У, Uнд, кВ, дейст.

73

77

84

146

154

168

Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА

10

Остающееся напряжение на ОПН-У, кВ макс, не более, при импульсе тока

150 А, 30/60 мкс*

178

186

203

356

372

406

500 А, 30/60 мкс*

183

193

211

366

386

422

500 А, 8/20 мкс**

185

195

213

370

390

426

5000 А, 8/20 мкс

218

230

251

436

460

502

10000 А, 8/20 мкс

233

246

269

466

492

538

20000 А, 8/20 мкс

251

264

289

502

528

580

Наибольшее напряжение в долях Uнд, допустимое после поглощения ОПН максимальной энергии

См. рисунок

Примечание: * любой импульс с фронтом более 30 мкс, ** не более и не менее

Пропускная способность ограничителей ОПН-У обеспечивает без повреждений воздействие 20 импульсов тока прямоугольной формы длительностью 2000 же с амплитудой 450 А.

Описание: 6

Рис. П4.1. Наибольшее допустимое напряжение в долях Uнд в зависимости от воздействия

Длины пути утечки по ГОСТ 16357 и ГОСТ 9920 - в соответствии с указанной заказчиком степенью загрязнения: для 2 степени загрязнения - 2,25 см/кВ, для 3 степени загрязнения - 2,5 см/кВ, для 4 - 3,1 см/кВ.

Конструкция ограничителя обеспечивает его взрывобезопасность при протекании тока внутреннего замыкания с действующим значением: 40000 А ± 10 % не менее 0,2 с и 800 А ± 10 % не менее 2 с. Категория взрывобезопасности А по ГОСТ 16357-83.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

НАИМЕНЬШИЕ ДОПУСТИМЫЕ РАССТОЯНИЯ В СВЕТУ ОТ ТОКОПРОВОДЯЩИХ ЧАСТЕЙ ДО РАЗЛИЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ОРУ 110 - 750 кВ И ЗРУ 110 - 330 кВ, ЗАЩИЩЕННЫХ ОПН С ЗАЩИТНЫМ УРОВНЕМ ФАЗА - ЗЕМЛЯ 1,8

Применение ОПН вместо разрядников позволяет сократить воздушные изоляционные промежутки и размеры ОРУ и подстанций. Наименьшие допустимые расстояния в свету для ОРУ (ПС) приведены в табл. П5.1.

Пояснения к табл. П5.:

Для элементов изоляции, находящихся под распределенным потенциалом, изоляционные расстояния следует принимать с учетом фактических значений потенциалов в разных точках изоляции. При отсутствии данных о распределении потенциала следует условно принимать линейный закон падения потенциала вдоль изоляции от полного номинального фазного напряжения со стороны токопроводящих частей до нуля со стороны заземленных частей.

Расстояния от токопроводящих частей или элементов изоляции со стороны токопроводящих частей, находящихся под напряжением, до габаритов трансформаторов, транспортируемых по железнодорожным путям, допускается принять менее размера Б, но не менее размера A1Ф-3.

Расстояния АФ-3, A1Ф-3 и АФ-Ф для ОРУ 220 кВ и выше, расположенных на высоте более 1000 м над уровнем моря, должны быть увеличены в соответствии с требованиями ГОСТ 1516-76, а расстояния АФ-Ф, В и Д1 должны быть проверены по условиям ограничения короны на ошиновке ОРУ (ПС).

Наименьшие допустимые расстояния в свету для ЗРУ приведены в табл. П5.2.

Таблица П5.1

Наименьшие расстояния в свету от токопроводящих частей до различных элементов ОРУ (ПС) 110 - 750 кВ, защищенных ограничителями перенапряжений с защитным уровнем фаза-земля 1,8

Наименование расстояния

Обозначение

Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, кВ

110

220

330

500

750

ОПН

ОПН

ОПН

ОПН

ОПН

От токопроводящих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до земли и постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м, а также стационарных межъячейковых экранов и противопожарных перегородок.

Аф-3

600

1200

2000

3000

5200

От токопроводящих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций: головка аппарата-опора; провод-стойка, траверса; провод-кольцо, стержень.

A1ф-3

600

1200

1600

2700

4500

Между токопроводящими частями разных фаз

Аф-Ф

750

1600

2200

3400

6000

От токопроводящих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой до 1,6 м, до транспортируемого оборудования.

Б

1350

1950

2350

3450

5250

Между токопроводящими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней.

В

1800

2400

2800

3900

6000

От неогражденных токопроводящих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании провода.

Г

3300

3900

4700

5700

7900

Между токопроводящими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токопроводящими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной пени и неотключенной другой.

д1

2600

3200

3600

4700

6500

Таблица П5.2

Наименьшие расстояния в свету от токопроводящих частей до различных элементов ЗРУ 110 - 330 кВ, защищенных ограничителями перенапряжений типа ОПН с защитным уровнем фаза-земля 1,8

Наименование расстояние

Обозначение

Изоляционные расстояния, мм, для номинального напряжения, кВ

110

220

330

От токопроводящих частей до заземленных конструкций и частей здания

Аф-3

600

1200

2000

Между проводниками разных фаз

Аф-ф

750

1600

2200

От токопроводящих частей до сплошных ограждений

Б

650

1250

2050

От токопроводящих частей до сетчатых ограждений

В

700

1300

2100

Между неогражденными токопроводящими частями разных цепей

Г

2800

3400

4200

От неогражденных токопроводящих частей до пола

д

3300

3700

4500

От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при отсутствии проезда под выводами

Е

5400

6000

6800

От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту

Ж

850

1800

2500

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ОЖИДАЕМОГО СРОКА СЛУЖБЫ ОПН 110-1150 кВ

6.1. Исходные положения

Методика расчета ожидаемого срока службы ОПН состоит в проверке надежности его работы при ограничении коммутационных перенапряжений в условиях конкретной электропередачи. Надежность защищающего электропередачу ОПН является достаточной, если ожидаемый с доверительной вероятностью Рдов срок службы Ncл ОПН, т.е. ожидаемое число лет его безаварийной работы, будет не менее нормируемого техническими условиями. Нормы указаны в таблице П6.1.

Таблица П6.1

Нормируемый техническими условиями на ограничители срок службы

Uн, кВ

110

220

330

500

750

1150

Рдов

0,98

Nсл, лет, не менее

20

20

25

25

30

30

Методика расчета состоит из следующих этапов:

·         расчет статистического распределения амплитуд неограниченных перенапряжений в точке установки ограничителя;

·         расчет статистического распределения ресурса, расходуемого резистором ограничителя в течение одного года;

·         определение ожидаемого срока службы ограничителя.

Токовые нагрузки на ограничители, установленные на разомкнутом конце, как правило превосходят токовые нагрузки на ограничители питающего конца (рис. П2.1), поэтому оценка надежности, т.е. ожидаемого на заданном уровне доверительной вероятности срока безаварийной службы ОПН, должна производиться для ограничителей, установленных как на питающем, так и на разомкнутом конце передачи отдельно. В ряде случаев такой подход может оказаться оправданным экономически.

В симметричном режиме амплитуда неограниченных перенапряжений k есть произведение ударного коэффициента перенапряжений N на вынужденную составляющую переходного процесса перенапряжений υ:

k = Nυ.                                                               (П6.1)

В несимметричных режимах успешного ОАПВ и при однополюсном к.з. амплитуды неограниченных перенапряжений вычисляются по формулам:

k = NυОАПВ, kкз = Nυкз = Nυhкз.                                  (П6.2)

В формулах (П6.1) и (П6.2) ударный коэффициент характеризует вид коммутации и интенсивность переходного процесса, а вынужденная составляющая схему и режим электропередачи.

В симметричном режиме математическое ожидание () среднеквадратичное отклонение (sk) амплитуды неограниченных перенапряжений определяются так:

                                          (П6.1а)

В несимметричных режимах успешного ОАПВ и однофазного к.з. в качестве  и sk имеем:

                 (П6.2 а)

                                      (П6.2 б)

где  и  - математическое ожидание и дисперсия ударного коэффициента перенапряжений в симметричной коммутации включения ВЛ,  и  - то же самое для вынужденной составляющей перенапряжений в i-ой коммутации.

Если наименьшая из частот собственных колебаний коммутируемой электропередачи

b1 ³ 1,6 ω,                                                       (П6.3 а)

то ударный коэффициент перенапряжений, возникающих на ее разомкнутом конце Np статистически инвариантен относительно структуры и параметров этой передачи. Это означает, что вид закона статистических распределений Np определяется только типом коммутации (скажем, включение ВЛ или ТАПВ и т.д.), а параметры этого закона, т.е. p, sр и т.д. одинаковы для любой электропередачи независимо от её сложности и класса номинального напряжения.

Ударный коэффициент перенапряжений, возникающих на питающем конце передачи Nп, подчиняется тому же закону, что и Np. Скажем, если в какой-то коммутации Np распределен по нормальному закону, то в этой коммутации Nп тоже подчиняется нормальному закону, но параметры этого закона другие, ; sп  sр.

На рис. П6.1 показаны зависимости п/р и sп/sр от безразмерного параметра

                                                       (П6.3 б)

Для схемы рис. П2.1, а Xп = X1.

Для схемы рис. П2.1, б:

                          (П6.3 в)

Частоту b1/ω следует определять по номограмме Приложения 3, а необходимые для этого величины Хп и λ(1) - по формуле (П6.3в) и данным табл. П2.4 Приложения 2.

Описание: 7

Рис. П6.1. Зависимость отношений п/р и sп/sр от параметра : кружки, треугольники - опытные точки, соответственно п/р и sп/sр; белые и черные значки, соответственно ВЛ без заряда и предварительно заряженные

Таблица П6.2

Система базисных единиц

Uн, кВ

110

220

330

500

750

1150

Uбa3, кВ

103

206

297

428

643

937

Zбa3, Ом

570

530

450

365

330

280

Lбаз, Гн

1,82

1,69

1,43

1,16

1,05

0,89

Сбаз, мкФ

5,6

6,0

7,1

8,7

9,7

11,4

Iбаз, А

180

390

665

1170

1940

3345

Абаз × 10-3

84

162

229

323

475

682

А/Абаз

1,71

1,75

1,76

1,77

1,75

1,68

Вольтамперная характеристика ограничителя при коммутационных перенапряжениях имеет следующий вид:

Кост = АIа = АI0,04.

Численные значения параметра А в относительных единицах, т.е. А/Абаз указаны в табл. П6.2. Расчеты удобно вести в относительных единицах, приняв базисные указанные в табл. П6.2.

6.2. Статистические распределения неограниченных перенапряжений в точке установки ОПН

Статистические распределения амплитуд неограниченных перенапряжений, ударные коэффициенты которых не зависят от времени (это все виды коммутаций, кроме успешного и неуспешного ТАПВ) рассчитывают следующим образом. В табл. П6.3. эти виды коммутаций помечены индексами S = 1; 2; 3; 4; 5; 6 и 9. Численные значения математического ожидания  и среднеквадратичного отклонения sN ударных коэффициентов в этих видов перенапряжений, полученные в результате экспериментов в действующих энергосистемах, приведены в табл. П6.3.

Таблица П6.3

Параметры ударных коэффициентов  и sN

S

1

2

3

4

5

6

9*)

1,61

1,39

1,55

2,04

1,4

1,34

N (θA) / 1,53

sN

0,183

0,197

0,15

0,352

0,128

0,132

sN (θA) / 0,175

*) числитель - передачи, оборудованные автоматикой прекращения асинхронного хода (АПАХ) с уставкой θA (см. рис. П6.2);

знаменатель - передачи без АПАХ.

Рис. П6.2. Зависимость математического ожидания и среднеквадратичного отклонения ударных коэффициентов при разрыве электропередачи из-за асинхронного хода от установки АПАХ

В этих коммутациях статистические распределения амплитуд неограниченных перенапряжений определяются по следующим формулам: для S = 1; 2; 3

                                                    (П6.4)

для S = 4; 5; 6 Ркз (kкз) определяется по формуле (П6.4) при значении  = кз;

для S = 9 с устройством АПАХ РАХ (kАХ) определяется по формуле (П6.4) при значении  =  (θА); при отсутствии АПАХ - при значении  = ax.

В формуле (П6.4) Рк(k), Ркз (kкз) и РАХ (kАХ) определяют по кривой рис. П6.5, а значения и  и кз - по формулам (П2.5а) и (П2.7) - (П2.14 а) Приложения 2.

Статистические распределения амплитуд неограниченных перенапряжений, ударные коэффициенты которых зависят от времени (это успешное и неуспешное ТАПВ, в табл. П6.3 они помечены индексами S = 7 и S = 8) определяют следующим образом.

Таблица П6.4

Ожидаемое число воздействий на резистор одной фазы ОПН за год

S

Вид коммутации

для электропередач, кВ

110

220

330

500

750

1150

1

Плановое включение ненагруженной линии

5 - 8

5 - 8

3 - 6

3 - 6

1 - 3

1 - 3

2

Включение ненагруженной блочной электропередачи

5 - 8

5 - 8

-

3

Успешное ОАПВ

-

-

2,3 10-3 l

1,45 10-3 l

1,2 10-3 l

9 10-6 l

4

Отключение масляными выключателями ненагруженной линии с короткозамкнутой фазой

3-5

3-5

5

Разрыв передачи после неуспешного ОАПВ

-

-

9,1 10-3 l

1,35 10-2 l

6,1 10-3 l

4 10-6 l

6

Трехфазный разрыв передачи вследствие ликвидации несимметричного к.з.

3,3 10-2 l

1 10-2 l

2,7 10-2 l

6,5 10-3 l

1 10-3 l

0,8 10-6 l

7

Успешное ТАПВ

2,3 10-2 l

6,1 10-2 l

5 10-4 l

2,6 10-4 l

2,4 10-4 l

1,2 10-6 l

8

Неуспешное ТАПВ

4,4 10-2 l

2,15 10-2 l

7 10-3 l

6,8 10-3 l

1,2 10-4 l

0,8 10-6 l

9

Разрыв передачи при асинхронном ходе

-

-

3,5 10-5 l

5,4 10-5 l

4,8 10-5 l

4,5 10-7 l

Примечание: для S = 3; 5; 6; 7; 8 и 9 указаны удельные значения на 100 км линии длиной l, км.

Коммутация успешного ТАПВ (S = 7). Для известной величины бестоковой паузы tАПВ по кривым рис. П6.3 определяются параметры статистического распределения ударных коэффициентов  и sN. По формуле (П2.5) Приложения 2 рассчитывается математическое ожидание вынужденного, напряжения . По кривой на рис. П6.5 определяется функция распределения амплитуд неограниченных перенапряжений, которая при успешном ТАПВ дается выражением

                                            (П6.5 а)

где υ = υр либо υ = υп.

Рис. П6.3. Зависимость параметров распределения ударных коэффициентов при успешном ТАПВ от длительности бестоковой паузы

Если в электропередачах 110 - 500 кВ ЭМТН вынесены за линейный выключатель, т.е. установлены непосредственно на коммутируемом участке ВЛ, причем на участке ВЛ 500 кВ нет компенсационных реакторов, то независимо от длительности бестоковой паузы  = 1,61, sN = 0,183.

Коммутация неуспешного ТАПВ (S = 8). Для известной величины бестоковой паузы taпв по кривым рис. П6.4 определяют параметры статистического распределения ударных коэффициентов -; +; s_ и s+.

По кривой рис. П6.5 определяют две функции статистического распределения амплитуд неограниченных перенапряжений в коммутации неуспешного ТАПВ:

                      (П6.5 б)

Распределение амплитуд неограниченных перенапряжений при неуспешном ТАПВ дается следующим выражением:

P (k) = 0,55 P- (k) + 0,85 P+ (k).                                       (П6.6)

Распределение амплитуд неограниченных перенапряжений при успешном ОАПВ (в табл. П6.3 эта коммутация помечена индексом S = 3) определяется следующим образом. Для известной величины бестоковой паузы tОAПB по формулам (П2.15) - (П2.25) Приложения 2 рассчитывают минимальное υ1 и максимальное υ2 значения случайных годовых изменений вынужденного напряжения при успешном ОАПВ. Затем по формулам

                                               (П6.7 а)

                       (П6.7 б)

определяют математическое ожидание и дисперсию вынужденного напряжения при успешном ОАПВ.

По кривой рис. П6.5 определяют функцию распределения амплитуд неограниченных перенапряжений в коммутации успешного ОАПВ:

                                 (П6.8)

Рис. П6.4. Зависимость параметров распределения ударных коэффициентов при неуспешном ТАПВ от длительности бестоковой паузы

Рис. П6.5. Функция распределения амплитуд неограниченных перенапряжений (υ; υкз; υOAПB определяются по формуле (П6.7а) и по формулам Приложения 2)

6.3. Расчет статистического распределения ресурса, расходуемого резистором ОПН в течение одного года

Ресурс, расходуемый резистором ограничителя в течение одного года, равен

                                                      (П6.9)

где NS - ожидаемое число воздействий на ОПН в коммутации S-го типа в течение одного года эксплуатации (см. табл. П6.3);

OS - математическое ожидание ресурса пропускной способности, расходуемого в одной коммутации S-го типа.

Математическое ожидание ресурса, расходуемого в одной коммутации S-гo типа, определяется с помощью графического построения, показанного на рис. П6.6, где в третьем квадранте откладывается функция kS = f (TOS), вычисляемая по формуле:

ks = f (Tos) = ATos0,0111 + Tos0,286/bs,                                (П6.10)

где kS - неограниченные перенапряжения в коммутации S-гo типа; вспомогательный параметр bS для электропередач 110, 220 и 330 кВ равен единице. Для электропередач 500, 750 и 1150 кВ, если в точке установки ограничителя включен компенсирующий реактор, вспомогательный bS зависит от амплитуды неограниченных перенапряжений и равен

bs = 1 + as/XP,                                                      (П6.11)

Величина коэффициента aS указана в табл. П6.5.

Таблица П6.5

Усредненные численные значения коэффициента as

Uh, кB

Величина kS

1,9

2,1

2,3

2,5

2,7

2,9

500

0,25

0,29

0,32

0,34

0,36

0,38

750

0,27

0,31

0,34

0,38

0,38

0,40

1150

0,30

0,35

0,38

0,40

0,42

0,44

Во втором квадранте на рис. П6.6 откладывается функция статистического распределения амплитуд неограниченных перенапряжений Pk(kS), рассчитанная по формулам (П6.4) - (П6.6) и указаниям, изложенным в пункте 2 Приложения 6.

В результате дальнейшего построения, ход которого на рис. П6.6 показан пунктиром со стрелками, в первом квадранте рис. П6.6 строится зависимость Pts(Tos) - функция статистического распределения ресурса пропускной способности, расходуемого резистором ОПН в одной коммутации S-гo типа. Расчет Pts(Tos) повторяется для всех S, т.е. для электропередач 110 и 220 кВ пять раз (S = 1 или 2; 4; 6; 7 и 8); для электропередач 330, 500 и 750 кВ семь раз (S = 1; 3; 5; 6; 7; 8 и 9) (см. табл. П6.3).

На том же рис. П6.6 показан способ графического определения математического ожидания OS, отвечающего заданной доверительной вероятности Рдов. Для этого из точки Pts(Tos) = Pдoв проводится показанная на рис. П6.6 прямая, параллельная оси абсцисс. Затем путем нескольких проб уравниваются площади, помеченные на рис. П6.6 знаками «+» и «-». Точка пересечения показанной на рис. П6.6 вертикальной прямой, уравнивающей площади, с осью абсцисс есть искомое значение математического ожидания.

Описание: 8

Рис. П6.6. Графическое построение статистического распределения Pts(Tos) и математического ожидания OS ресурса, расходуемого в одной коммутации S-го типа, при заданной доверительной вероятности Рдов

6.4. Определение ожидаемого срока службы ОПН

Математическое ожидание срока службы ОПН определяется по формуле:

                                          (П6.12)

где Трасп - исходный (располагаемый) ресурс пропускной способности, которым обладает вновь изготовленный ОПН; Трасх - математическое ожидание расходуемого в процессе коммутаций ресурса. Численные значения NS даны в табл. П6.3, a OS определено с помощью построения, показанного на рис. П6.6.

Срок службы ОПН, определенный доверительной вероятностью Рдов, равен:

                                (П6.13)

где Tos(Pдoв) дается величиной TOS, отвечающей Рдов, указанному в табл. П6.1.

Значения располагаемого ресурса задаются техническими условиями на ОПН. Численные значения Трасп для ограничителей, изготавливаемых НПО «Электрокерамика» (Санкт-Петербург), приведены в табл. П6.6.

Таблица П6.6

Исходный (располагаемый) ресурс пропускной способности ОПН

Uh, кB

110

220

330

500

750

1150

Трасп, отн. ед.

97

26

17

22

ОПН-16

ОПНО-8

11

6.5. Программа расчета ожидаемого срока службы ограничителей 110 - 1150 кВ

Для оценки надежности работы ограничителей 110 - 1150 кВ, т.е. ожидаемого на заданном уровне доверительной вероятности срока безаварийной службы ОПН, защищающих от коммутационных перенапряжений конкретную электропередачу, в НИИПТ разработана программа расчета (РЕМА.1).

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

ПРИМЕР ВЫБОРА СИСТЕМЫ ГРОЗОЗАЩИТЫ ИЗОЛЯЦИИ ПИТАЮЩИХ КРУЭ БЛОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ (АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ)

Для того, чтобы проследить влияние различных элементов комплекса защитных средств, было выбрано наиболее неблагоприятное, с точки зрения перенапряжений, оперативное состояние электрической схемы КРУЭ 500 кВ, показанное на рис. П7.1, когда грозовая волна распространялась по линии ВЛ-2, а все другие присоединения, кроме БЛОКА-1, отключены. Такая ситуация может отвечать, например, пусковому этапу. Соответствующая расчетная схема будет иметь вид, показанный на рис. П7.2. Результаты расчетов, которые выполнялись по программе РВПМ и методам, изложенным в Части 3, суммированы в табл. П7.1.

Из табл. П7.1 видно, что при воздействии набегающих с ВЛ волн грозовых перенапряжений, наилучшие условия работы внутренней изоляции питающего КРУЭ блочного трансформатора обеспечиваются схемой № 5 табл. П7.1. В этой схеме защита осуществляется двумя ограничителями типа ОПН, установленными с двух сторон блочного трансформатора. При этом амплитуда воздействующих на трансформатор атмосферных перенапряжений Uт не превосходит (2,5 - 2,6) Uфм.

Рис. П7.1. Электрическая схема компоновки КРУЭ 500 кВ. Полуторная схема 3/2

Описание: 9

Рис. П7.2. Расчетная схема КРУЭ 500 кВ, отвечающая электрической схеме

Таблица П7.1

Грозовые перенапряжения, воздействующие на блочные трансформаторы КРУЭ 500 кВ

№ схемы

Условное изображение схемы; l - расстояние ОПН - трансформатор

l, м

Входная емкость (Сгр) трансформатора, л Ф

2,5

5,0

10,0

1

10

3,30

3,19

2,87

15

3,51

3,35

3,03

2

10

2,79

284

2,86

15

2,95

3,00

3,00

3

10

2,64

2,69

2,71

15

2,79

2,84

2,86

4

10

2,69

2,67

2,44

15

2,83

2,77

2,53

5

10

2,34

2,39

2,43

15

2,44

2,49

2,52

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ОЖИДАЕМОГО СРОКА СЛУЖБЫ ОПН

8.1. Расчет вынужденного напряжения переходного процесса перенапряжений частоты 50 Гц

В качестве примера рассмотрим электропередачу 750 кВ, расчетная схема для определения симметричного и несимметричного вынужденного напряжения при всех коммутациях, кроме успешного ОАПВ, показана на рис. П2.1 б, при коммутации успешного ОАПВ - на рис. П2.4б.

8.1.1. Исходные данные:

ВЛ Uн = 750 кВ длиной l = 400 км. Опоры с разрезанными тросами. Количество реакторов: на питающем конце - 1; на приемном конце - 1. Питающая схема с эквивалентным реактивным сопротивлением X для минимального и максимального режима по прямой и нулевой последовательности: X1lmax = 144 Ом; X(0)lmax = 80 Ом; ...; X1lmin = 100 Ом; X(0)lmin = 54 Ом; ...;.

Приемная схема с эквивалентным реактивным сопротивлением X по прямой и нулевой последовательности: Х12 = 100 Ом; X(0)2 = 540 Ом.

По табл. П2.1 и П2.2 для Uн = 750 кВ определяем Z(1)w = 265 Ом; Z(0)W = 560 Ом; λ1 = 1,08 10-3 l = 1,08 400 10-3 = 0,432 рад; λ0 = 1,768 10-3 l = 0,707 рад.

Реактивное сопротивление реакторов на питающем и приемном концах в схеме без нулевого реактора одинаково Хр = 1880 Ом.

Значения модулей векторов э.д.с. E зависят от вида коммутации. Примем для всех коммутаций Еmin = 1,0, a Emax в соответствии с диапазоном, указанным в табл. 1.5.

Для удобства расчетов и наглядности составим рабочую таблицу видов коммутаций для ВЛ 750, используя нумерацию видов из табл. П6.4.

Таблица П8.1

Таблица значений вынужденного напряжения на разомкнутом конце электропередачи в зависимости от Emax и вида коммутации

S

Вид коммутации

Emax

Тип режима

p

1

Плановое включение ненагруженной линии

1,0

Симметричный

1,14

3

Успешное ОАПВ

1,15

Несимметричный

1,28

5

Разрыв передачи после неуспешного ОАПВ

1,15

Несимметричный

1,2

6

Трехфазный разрыв передачи вследствие ликвидации несимметричного к.з.

1,15

Несимметричный

1,2

7

Успешное ТАПВ

1,15

Симметричный

1,21

8

Неуспешное ТАПВ

1,15

Несимметричный

1,2

9

Разрыв передачи при асинхронном ходе

1,25

Симметричный

1,24

8.1.2. Расчет вынужденного напряжения переходного процесса в симметричном режиме

Для ВЛ 750 вынужденное напряжение вычисляется по формулам П2.2, а на разомкнутом p и питающем п концах. По формуле П2.26 определим вспомогательные параметры, не зависящие от вида коммутации и значения э.д.с. Е:

 Ом

Для X1 = 144 Ом:

jp = (0,374 рад); cos jp = 0,931; cos (λ + jp) = 0,693.

Для Xlmin = 100 Ом определяя аналогично, получаем:

jp = (0,225 рад); cos jp = 0,975; cos (λ + jp) = 0,791.

По формулам П2.2 а определим максимальное и минимальное ненасыщенные значения вынужденного напряжения на разомкнутом и питающем концах для различных видов коммутаций и Еmах.

8.1.2.1. Коммутация планового включения

Поскольку υne2 < 1,15, то учитывать насыщение не нужно, тогда υpe2 = υ2 и υpe1 = υ1.

Математическое ожидание p и дисперсия s2 вынужденного напряжения при плановом включении ненагруженной линии на разомкнутом конце ВЛ 750 вычисляются по формулам П2.5 а, П2.5 б:

 s2 = 3,55 10-3

8.1.2.2. Коммутация успешного ТАПВ

Поскольку Еmin для всех коммутаций принято одинаковым и равным единице, то υmin также будет одинаковым и равным 1,114. Величина υpmax определяется также, как и П2.1, но при значении Е - Еmах = 1,15.

Получим:

υpmax = υpe2 =  υnmax = υne2 = 1,46 0,908 = 1,22;

Поскольку υne2 = 1,22 > 1,15, то необходим учет насыщения, который проводится с использованием формул П2.3 в и кривых рис. П2.2, П2.3. Расчеты проведены при Zбaз = 10 кОм.

j2 = arctg (1880/265) = 1,43 рад; tg(λ + j2) = -3,33;

 Ом; η2 = 13,8 10-3.

По кривым рис. П2.3 при η2 = 13,8 10-3 и υne2 = 1,22 определяем верхний предел насыщенного значения υn2 = 1,19. По формуле П2.4 находим максимальное значение вынужденного напряжения на разомкнутом конце:

При υр1 = 1,114 и υр2 = 1,31 определяем математическое ожидание вынужденного напряжения при коммутации успешного ТАПВ:

 s2 = 6,4 10-3.

8.1.2.3. Коммутация разрыва передачи при асинхронном ходе

Проводя вычисления, аналогичные приведенным выше, получаем υne mах = 1,32, определяем насыщенное значение υn mах при η2 = 13,8 10-3; υn mах = 1,26; υp mах = 1,26/0,908 = 1,39;

Математическое ожидание вынужденного напряжения p = 1,24; дисперсия: s2 = 0,01.

8.1.3. Расчет вынужденного напряжения переходного процесса в несимметричном режиме

Определим коэффициент несимметрии hкз в начале hк1 и в конце hк2 линии при максимальной X1max = 144 Ом и минимальной X1min = 100 Ом реактивностях питающей системы.

Примем входные сопротивления, рассчитанные по параметрами прямой и обратной последовательности, равными Х(1)l = Х(2)l, тогда в соответствии с формулой (П2.9) v2 = 1; e = 1/(2 + v0). Формула (П2.8) примет следующий вид:

По формулам (П2.11) и (П2.13) определим вспомогательные параметры: при X1 = 144 Ом

 Ом;  = 133,75 Ом;

при однополюсном к.з. в конце линии

v0 = (76,7 · 0,76 + 560 · 0,65)/(133,75 · 0,908 + 265 · 0,419) = 1,817, e = 1 / (2 + 1,817) = 0,258

при к.з. в начале линии

v0 = 76,7/133,75 = 0,573; e = 1/(2 + 0,573) = 0,389;

при Xmin = 100 Ом X01 = 52,5 Ом, Х11 = 94,95 Ом;

при к.з. на конце линии v0 = 2,05; e = 0,247, hк2 = 1,15;

при к.з. в начале линии v0 = 0,55, e = 0,392, hк1 = 0,925.

Полученные четыре значения коэффициента несимметрии hкз дают максимальные значения в зависимости от режима передачи и местоположения к.з. на линии. Для расчета минимального значения υmin примем hкз = 0,925, для расчета максимального значения υmax - hкз = 1,12.

Поскольку для коммутации с несимметричным режимом питания (разрыв передачи после неуспешного ОАПВ, трехфазный разрыв передачи вследствие ликвидации несимметричного к.з. и неуспешное ТАПВ) принято одинаковое значение Е = 1,15, то величина υ будет вычисляться следующим образом. Расчет υp и υn при Е = 1 (см. в п. 1.1, коммутация планового включения):

υpe min = 1,114; υne min = 1,01;

υpeк1 = υpe min hк1 = 1,114 · 0,925 = 1,03; υneк1 = υne min hк1 = 0,934.

При Е = 1,15:

υpe max = 1,165 · 1,15 = 1,34; υne max = 0,908 · 1,34 = 1,22

υpeк2 = υpe max hк2 = 1,34 · 1,12 = 1,5; υneк2 = υne max hк2 = 1,37.

Поскольку υneк2 > 1,15, то необходим учет насыщения (см. п. 1.2).

По кривым рис. П2.3. при η2 = 13,8 - 10-3 и υneк2 = 1,37 определяем насыщенное значение вынужденного напряжения υnк2 = 1,29, тогда υpк2 = 1,29/0,908 = 1,42.

Для определения математического ожидания  на разомкнутом конце ВЛ примем υк1 = 1,03 и υк1 = 1,42, тогда pкз = 1,2; s2 = 0,022.

8.1.4. Расчет вынужденного напряжения частоты 50 Гц в несимметричном режиме при успешном ОАПВ

Аналогично проведенным выше расчетам вычисляют максимальное υmax и минимальное υmin значения вынужденного напряжения, затем по формуле (П2.26) - математическое ожидание оaпв. Ввиду большого объема вычислений подробный расчет проведем только для υmax, минимальное значение приведем без промежуточных вычислений.

По формулам П2.20, П2.21 и П2.16 определим вспомогательные параметры η1;0 m q:

по параметрам прямой последовательности электропередачи Хр = 940; Xi = 133,75; cosjp = 0,975; cos (λ - jp) = 0,795; cosjp = 0,645; cos (λ - j) = 0,9; η1 = 100 · 0,645 · 0,795/(133,75 - 0,975 · 0,9) = 0,437;

по параметрам нулевой последовательности электропередачи Xр(0) = 940; X1(0) = 76,73; cosjp(0) = 0,923; cos (λ - jp(0)) = 0,999; cosjp(0) = 0,141; cos (λ - jp(0)) = 0,542; n0 = 54 · 0,141 · 0,999/(76,73 · 0,923 · 0,542) = 0,198;

m = (54 (1 + 0,198) 0,437) / (l00 (1 + 0,437) 0,198) = 0,994;

q = 1 - (1/1 + 2 · 0,994) ((1/1 + 0,437) - (0,994/1 + 0,198)) = 1,045.

По формуле П2.24 определяем максимальное значение угла θ2 при toAПB = 0,6 c, вычислив предварительно значение аргумента функции arcsin:

θ2 = 5,7 + (1 + 0,17 · 0,6) 57 = 68,5°; cos θ2 = 0,366.

Проведя аналогичные расчеты для Xmin и Emin, получаем:

qmin = 1,034; θ1 = 40,17°; cos θ1 = 0,764

Подставив полученные значения в формулу П2.25, получаем

Математическое ожидание вынужденного напряжения при успешном ОАПВ равно (см. формулу П2.26) p = 1,41 · 1,165 ln (1,41/1,165) / (1,41 - 1,165) = 1,28; дисперсия (см. формулу П2.5б б) s2 = 0,0043.

8.2. Расчет ожидаемого срока службы ОПН 750 кВ

8.2.1. Расчет статистического распределения амплитуд неограниченных перенапряжений в точке установки ограничителя

Произведем расчет для ограничителя, установленного на разомкнутом конце электропередачи. Используя значения математического ожидания вынужденного напряжения p, вычисленные для всех видов коммутаций в предыдущем примере, значения параметров ударных коэффициентов из табл. П6.4, рис. П6.3, П6.4, с помощью кривой рис. П6.5 и формул П6.4 - П6.6, вычислим зависимости Ps(k) - распределение амплитуд неограниченных перенапряжений.

Для коммутаций, ударные коэффициенты которых не зависят от времени (S = 1; 3; 5; 6; 9) распределения амплитуд неограниченных перенапряжений Ps(k) определяются одинаково. Покажем расчет на примере коммутации S = 1 плановое включение ненагруженной линии.

Для этой коммутации имеем:

p = 1,14; из табл. П6.4 -  = 1,61; sN = 0,183.

Подставляя эти значения в формулу П6.4 а, получаем:

Значения аргумента, обозначим его Y, определяют по кривой рис. П6.5 при заданном значении функции Р(У). Например, для P(Y) = 0,5 получим Y = 0, тогда k = 0,209 Y + 1,835. Таким образом, определяются значения k в диапазоне изменения P(Y) от 0 до 1 и строится зависимость P1(k), показанная на рис. П8.1.

Рис. П8.1. Зависимость P(k) для коммутации планового включения

Для коммутации № 7 (успешное ТАПВ) значения ударных коэффициентов N и sN зависят от величины бестоковой паузы taпв и определяются по кривым рис. П6.3. Для принятой величины taпв = 0,6 с получим N = 1,64; sN = 0,28 (см. предыдущий пример). В остальном процедура построения P7(k) аналогична приведенной выше.

Для коммутации № 8 (неуспешное ТАПВ) методика построения зависимости P8(k) следующая. Для известной паузы taпв = 0,6 с по кривым рис. П6.4. определяют параметры двух функций P(k)- и P(k)+: N- = 1,62; s- = 0,25; N+ = 1,1; s+ = 0,34.

Подставляя полученные значения параметров в формулы П6.5 и задавая значения k, например, в диапазоне 1,4 - 2, по кривой рис. П6.5 определяем две вспомогательные функции P(k)- и P(k)+. Подставляя полученные значения P(k)- и P(k)+, в формулу П6.6, получим распределение амплитуд неограниченных перенапряжений при неуспешном ТАПВ.

Для примера определим значение P(k) при k = 1,8. Найдем:

Р(1,8) = 0,55 · 0,26 + 0,85 · 0,86 = 0,87.

Аналогичным образом строится зависимость Р(k) в диапазоне от 0 до 1.

8.2.2. Расчет статистического распределения ресурса, расходуемого резистором ОПН в течение одного года

Зависимость между амплитудой неограниченных перенапряжений k и величиной расходуемого ресурса Tos дается формулой П6.10. Для ОПН 750 кВ эта формула имеет вид:

k = 1,75 T0,0114OS + T0,286OS.

Решение этого уравнения для нахождения Tos достаточно трудоемкая задача, поэтому удобнее пользоваться графической зависимостью Tos(k), представленной на рис. П8.2.

Используя полученные зависимости Ps(k) и Tos(k), получаем искомые функции Ps(Tos) статистического распределения ресурса пропускной способности, расходуемого резистором ОПН в рассматриваемых коммутациях. Для коммутации S = 1 процесс построения и полученная зависимость Ps(Tos) приведены на рис. П8.3. На этом же рисунке показан способ графического определения математического ожидания расходуемого ресурса os в данной коммутации. Величина os = 0,019.

Рис. П8.2. Зависимость T(k) для ОПН-750 кВ

Рис. П8.3. Зависимость Р(Т) для коммутации планового включения. Зависимость строится на основании кривых рис. П8.1 и П8.2. Например: вероятности Р = 0,8 на рис. П8.1 соответствует k = 2, этому значению k на кривой рис. П8.2 соответствует Т = 0,002. Следовательно, на рис. П8.3 искомая точка будет иметь координаты Р = 0,8, Т = 0,02.

Для остальных коммутаций определенные аналогичным образом значения os приведены в следующей таблице П8.2., где также даны величины ожидаемых количеств воздействий N, на резистор одной фазы ОПН в год для ВЛ 750 кВ длиной 400 км и величины расходуемого ресурса, определенные при P = 0,98.

Таблица П8.2

S

Вид коммутации

Ns

os

Ns Тos

Tos(0,98)

1

Плановое включение ненагруженной линии

3

0,019

0,057

0,1

3

Успешное ОАПВ

0,48

0,05

0,024

0,185

5

Разрыв передачи после неуспешного ОАПВ

2,44

0,002

0,0049

0,016

6

Трехфазный разрыв передачи вследствие ликвидации несимметричного к.з.

0,4

0,001

0,0004

0,008

7

Успешное ТЛИВ

0,1

0,18

0,018

0,67

8

Неуспешное ТЛПВ

0,05

0,0004

0,00002

0,004

9

Разрыв передачи при асинхронном ходе

0,02

0,03

0,0006

0,16

Суммируя данные предпоследнего столбца табл. П8.2, определим, в соответствии со знаменателем формулы П6.12, математическое ожидание ресурса расх, расходуемого во всех коммутациях в течение одного года. В данном примере величина расх равна 0,105 о.е., определенное по формуле П6.12 математическое ожидание срока службы ОПН-750 составит cл = 16/0,105 = 152 года. Срок службы ОПН-750, оцененный с доверительной вероятностью Рдов = 0,98, определяется по формуле П6.13. Величины расходуемого ресурса, отвечающие вероятности Р = 0,98, определенные по кривым Ps(Tos), аналогичным рис. П8.3, приведены в последнем столбце табл. П8.2. Умножив Tos(P = 0,98) на Ns и просуммировав по всем коммутациям, получаем величину расходуемого ресурса, которая с вероятностью 0,98 не будет превышена в течение одного года работы ОПН. Для данного ОПН-750 получим Трасх(Р = 0,98) = 0,504 о.е., Ncя = 16/0,504 = 32 года, т.е. срок службы, оцененный с доверительной вероятностью 0,98, составит не менее 32 лет.

Все приведенные выше оценки сделаны для ОПН, установленного на разомкнутом конце электропередачи. Если провести аналогичные расчеты для ограничителя, установленного на питающем конце, то срок службы, оцененный с доверительной вероятностью 0,98, составит не менее 98 лет. В данном случае разумно использовать на питающем конце электропередачи ограничитель ОПНО-750. Для ОПНО-750 величина располагаемого ресурса (по данным завода-изготовителя) равна: Трасп = 8 о.е. Тогда срок службы ОПНО-750, оцененный с доверительной вероятностью 0,98, составит не менее 49 лет.

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ МЭК ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕГАЗОВЫХ КРУ И ВСТРАИВАЕМОГО В НИХ ОБОРУДОВАНИЯ

1. Рекомендуемые МЭК испытательные напряжения приведены в табл. П9.1.

2. Защитные характеристики элегазовых ограничителей типа ОПНЭ и серийных типа ОПН-УХЛ1 или типа ОПН-У1 должны быть идентичны. Эти характеристики приведены в табл. П4.1 Приложения 4.

Таблица П9.1

Рекомендуемые МЭК испытательные напряжения элегазовых КРУ и встраиваемого в них оборудования

Грозовой импульс 1,5/40 мкс, кВ

Коммутационный импульс 1,2/2,5 мс, кВ

Напряжение частоты 50 Гц, кВ, 60 с.

Uhom, кB

полный

срезанный

относительно земли*

между контактами выключателя и разъединителя

относительно земли и между полюсами**

между контактами

Относительно земли и между полюсами

между контактами

Электромагнитные трансформаторы напряжения

КРУЭ

измерительные трансформаторы и вводы, испытываемые отдельно

выключатели

разъединители

выключатели

разъединители

110

550

630

550

-

-

230

230

230

265

220

950

1050

950

-

-

395

395

325

375

330

1175

1380

1175

950**

1095

450

510

575

500

1425

1725

1425

1175**

1330

620

630

815

750

2100

2550

2100

1425**

2000

830

830

1240

* - для вводов «воздух - элегаз» категории размещения 1 в сухом состоянии и под дождем;

** - требование к изоляции между полюсами только для классов напряжения 110 и 220 кВ.

ЧАСТЬ 2

ЗАЩИТА ОТ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 6 - 35 кВ

РАЗДЕЛ 5. ЗАЩИТА ОТ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ СЕТЕЙ 6-35 кВ

5.1. Исходные положения

Работающие с незаземленной эффективно сети напряжением 6 - 35 кВ должны иметь изолированную, резонансно заземленную либо резистивно заземленную нейтраль. Основным защитным мероприятием в сетях 6 - 35 кВ является компенсация емкостных токов замыкания на землю с помощью дугогасящего реактора (ДГР). Установка ДГР служит, в первую очередь, для защиты от действия заземляющей дуги (от термического повреждения оборудования и перехода дуги на другие фазы), но одновременно снижает перенапряжения дуговых замыканий на землю.

В воздушных и смешанных сетях с компенсацией емкостных токов должны быть выполнены мероприятия против резонансного повышения напряжения при появлении в сети емкостной несимметрии и при неполнофазных коммутациях.

В сетях 6 - 35 кВ с изолированной или резонансно заземленной внутренние перенапряжения обычно не опасны для изоляции, поэтому в применении специальных защитных мероприятий, за редким исключением, нет необходимости, но отказ от защиты должен быть обоснован. Вместе с тем, нельзя исключить ухудшения (например, старения) изоляции в периоды между очередными эксплуатационными профилактическими испытаниями, поэтому для повышения надежности работы изоляции сетей, прежде всего, состаренной в процессе многолетней эксплуатации, целесообразно в конкретных условиях эксплуатации предусматривать дополнительные средства ограничения внутренних перенапряжений (установка ОПН, демпфирующих RC-цепочек, резисторов в нейтрали и др.).

Обязательной является защита от перенапряжений, возникающих при коммутации малых индуктивных токов вакуумными выключателями.

В сетях 6 - 35 кВ должны быть приняты меры по предотвращению или снижению вероятности опасных резонансных и феррорезонансных колебаний.

Осциллограммы, иллюстрирующие феррорезонансные колебания, показаны на рис. 5.1. Этот режим возник в действующей сети 35 кВ после отключения однофазного металлического замыкания на землю. Показанные на рис. 5.1 колебания относятся к классу так называемых почти периодических режимов.

Амплитуды перенапряжений, возникающих в режимах почти периодических колебаний, обычно опасности для изоляции ТН не представляют. Однако, как показала расшифровка осциллограмм, приведенных на рис. 5.1, зачастую они сопровождаются большими многократно повторяющимися и длительно (в течение нескольких секунд) воздействующими бросками тока в обмотках, поэтому такие режимы могут стать причиной термического повреждения ТН.

Так, в процессе феррорезонансных почти периодических колебаний, приведенных на рис. 5.1. амплитуды этих бросов достигали 300 - 500 мА, что в 5 - 8,5 раз превышает допустимые по нагреву токи.

Почти периодичность этих режимов связана с наличием в потокосцеплении ТН апериодической составляющей, происхождение которой, по-видимому, вызвано повторными пробоями промежутка после отключения к.з.

Всегда требуется защита неиспользуемых обмоток трансформаторов от электростатических и электромагнитных влияний.

Допустимые кратности перенапряжений на электрооборудовании сетей 6 - 35 кВ указаны в Приложении 10.

Рис. 5.1. Осциллограмма феррорезонансных почти периодических колебаний. Действующая сеть 35 кВ. Длина ВЛ 25 км: два ЗНОМ-35

5.2. Компенсация емкостного тока на землю

Вопрос о необходимости применения ДГР и о его мощности решается на основе расчета или измерения величины емкостного тока замыкания на землю. Дугогасящие аппараты для компенсации емкостного тока замыкания на землю должны устанавливаться, если его величина превышает следующие значения:

Номинальное напряжение сети, кВ

6

10

15 - 20

35

Емкостной ток замыкания на землю

30

20

15

10

В сетях 6 - 35 кВ с ВЛ на железобетонных или металлических опорах дугогасящие аппараты должны устанавливаться при емкостном токе замыкания на землю более 10 А. В сетях 6 - 35 кВ с повышенными требованиями к электробезопасности (сети открытых горных и торфяных разработок, шахтных и т. п.) компенсация требуется при емкостном токе 5 А и более.

Как правило, ДГР должны иметь автоматическую настройку компенсации, чтобы в нормальном режиме напряжение несимметрии не превышало 0,75 % фазного напряжения.

При отсутствии в сети замыкания на землю допускается напряжение не выше 15 % фазного напряжения длительно и не выше 30 % в течение 1 ч. Если напряжения несимметрии и смещения нейтрали превышают указанные значения, то снижение их должно быть осуществлено выравниванием емкостей фаз относительно земли, например, транспонированием линий на шинах подстанций. Запрещаются пофазные включения и отключения воздушных и кабельных линий, если это может привести к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения.

ДГР и нейтраль трансформатора, к которой подключен реактор, должны быть защищены ОПН от перенапряжений, обусловленных срезом тока в ДГР при отключении двухфазных коротких замыканий на землю, когда на шинах трансформатора остается маленькая емкость.

ОПН устанавливается также, если наибольший ток ДГР Iр ³ 30Iф, где Iф - емкостный ток замыкания на землю, на шинах после отключения к.з.; при этом перенапряжения не превзойдут 3Uф.

Отключение и включение холостого трансформатора, к нейтрали которого подключен ДГР, можно производить только после отключения реактора, так как неодновременность размыкания или замыкания контактов выключателя (разъединителя) может привести к появлению опасных перенапряжений, возникающих вследствие пофазной компенсации емкостей сети.

5.3. Защита от дуговых перенапряжений в сетях 6 - 35 кВ

5.3.1. Релейная защита целесообразна для уменьшения длительности замыкания на землю и исключения поиска «земли» методом поочередного отключения и включения элементов сети, связанным с дополнительными воздействиями перенапряжений. Рекомендуется оснащение всех присоединений устройствами релейной защиты от однофазных замыканий, удовлетворяющими следующим основным требованиям:

·         устройства должны реагировать на устойчивые повреждения и повреждения, сопровождающиеся перемежающейся дугой;

·         устройства должны селективно определять направление до места однофазного замыкания;

·         работа устройства не должна зависеть от эксплуатационных режимов сети.

При этом устройства защиты могут действовать на отключение без выдержки времени, на отключение с выдержкой времени (по условиям селективности, технологии и др.) или на сигнал; либо устройство защиты, отключающее элемент с однофазным замыканием, должно действовать с минимальной выдержкой времени в установках, где отключение «земли» необходимо по требованиям техники безопасности.

5.3.2. В сетях 6 - 35 кВ с изолированной дуговые перенапряжения для нормальной изоляции опасности не представляют, однако для повышения надежности работы изоляции, ослабленной по разным причинам (старение и др.) могут использоваться ОПН. Особенно эффективно их применение совместно с резистором в нейтрали, при этом необходимо исходить из следующих условий:

защитные характеристики ОПН должны быть скоординированы с уровнем изоляции защищаемого объекта (трансформатора, двигателя, кабеля, КРУ);

допустимые напряжения частотой 50 Гц для ОПН по величине и длительности должны соответствовать возможным повышением напряжения в сети;

пропускная способность ОПН должна соответствовать всем возможным в сети токовым воздействиям с учетом их длительности. Оптимальный выбор параметров и место его установки могут быть сделаны только с помощью расчетов перенапряжений и токовых воздействий на ОПН.

5.3.3. Когда отрицательные последствия от внезапного аварийного отключения поврежденного элемента с однофазным замыканием менее тяжелы, чем последствия от длительного протекания тока замыкания или перехода в междуфазное короткое замыкание, по местным условиям может оказаться целесообразно заземлить нейтраль через резистор и отключать присоединение с «землей» с минимальной выдержкой времени. Такая ситуация может иметь место в тех распределительных или промышленных сетях, и тех сетях собственных нужд электростанций, где наблюдаются частые переходы однофазных замыканий в междуфазные и двойные, возникают трудности с компенсацией емкостных токов из-за значительного остаточного тока высших гармоник, где отключение поврежденного элемента не наносит ущерба при наличии резерва.

В сети с высокоомным резистивным заземлением предполагается включение в нейтраль резистора, сопротивление которого одного порядка с емкостным сопротивлением всех фаз сети на землю, при этом существенно снижаются дуговые и феррорезонансные перенапряжения.

5.4. Система защиты от однофазных замыканий и перенапряжений в сети собственных нужд с резистивным заземлением нейтрали и двумя типами ОПН

Для сетей с резистивным заземлением нейтрали, в которых допускается аварийное отключение поврежденного присоединения с однофазным замыканием, может быть использована схема с двумя ограничителями ОПН1 и ОПН2, имеющими различные уровни защиты. Схема такой защиты применительно к сети собственных нужд 6 кВ приведена на рис. 5.2. В систему защиты, кроме резистора, входит селективная защита от замыкания на землю, действующая на отключение, и два комплекта ограничителей перенапряжений с разными уровнями защиты. Активный ток замыкания на землю создается резистором RN ≈ 100 Ом. На всех присоединениях секции собственных нужд 6 кВ устанавливается токовая ненаправленная защита от замыканий на землю, действующая на отключение без выдержки времени. Селективность ее определяется тем, что активный ток протекает только через поврежденное присоединение. Через остальные присоединения протекает лишь собственный емкостной ток нулевой последовательности, от которого защита отстраивается.

Описание: 10

Рис. 5.2. Система защиты от перенапряжений в сети СН с резисторным заземлением нейтрали и двумя типами ОПН.

RN = 100 Ом - резистор; ТТ - трансформатор тока нулевой последовательности; КА - токовое реле; КТ - реле времени; ОПН - ограничители перенапряжений; ТН - трансформатор напряжения: ПР - предохранитель; ТЗ - трансформатор заземляющий

При отказе токовых защит присоединений или при однофазных замыканиях на шинах действует защита, подключенная к трансформатору тока в цепи резистора RN. Эта защита с временем 0,5 с действует на отключение заземляющего трансформатора вместе с резистором и ОПН1 поэтому в схеме исключено длительное существование большинства однофазных замыканий, что благоприятно сказывается на работе оборудования, а также исключено длительное воздействие линейного напряжения на ОПН1 установленный у заземляющего трансформатора. Кроме того, перенапряжения от заземляющих дуг ограничены резистором в нейтрали до уровня ниже 2,4 Uф. Все это создает достаточно легкие условия работы ОПН1, который должен длительно выдерживать только фазное напряжение сети, поэтому его защитные характеристики могут быть выбраны приблизительно на уровне 2,0 Uф.

В редких случаях отказа токовых защит присоединений или возникновения однофазного замыкания на шинах сеть переходит в режим работы с изолированной и остается под защитой ОПН2, который должен быть рассчитан на длительное воздействие линейного напряжения; поэтому этот ограничитель имеет защитные характеристики (2,9 - 3,0) Uф, худшие по сравнению с ОПН2. В подавляющем большинстве случаев при нормальной работе защиты, удается обеспечить уровень ограничения перенапряжений примерно до (2,1 - 2,3) Uф. При отказе токовых защит присоединений, когда ограничение перенапряжений осуществляется ОПН2, воздействующие на оборудование перенапряжения увеличиваются примерно до (2,6 - 3,0) Uф. Описанная система защиты, помимо собственных нужд электрических станций, может быть применена и в других сетях 6 - 10 кВ.

5.5. Защита от повреждений трансформаторов напряжения 6 - 35 кВ контроля изоляции

Радикальным мероприятием, исключающим повреждения трансформаторов напряжения контроля изоляции, является использование «антирезонансных» трансформаторов напряжения (НАМИ-6, НАМИ-10 и НАМИ-35). Эти трехфазные трансформаторы имеют особую схему соединения обмоток и пониженную номинальную индукцию. Описание и схема соединения обмоток «антирезонансных» трансформаторов напряжения типа НАМИ даны в Приложении 11.

При использовании трансформаторов напряжения других типов (НТМИ-6, НТМИ-10, 3xЗНОМ-35) для предотвращения их повреждений от феррорезонансных колебаний и от дуговых замыканий на землю рекомендуются следующие мероприятия:

·         заземление нейтрали сети через ДГР или резистор, обеспечивающий разряд емкостей сети за 0,01 с;

·         уменьшение в сети числа трансформаторов напряжения с заземленными нейтралями высоковольтных обмоток. Где есть возможность, следует ограничиться измерением междуфазных напряжений, используя для этого трансформаторы (типа НОМ), соединенные по схеме открытого треугольника;

·         в сетях 35 кВ применение вместо трехфазной группы ЗНОМ-35 двух трансформаторов НОМ-35 для измерения междуфазных напряжений и одного ЗНОМ-35, включенного в нейтраль питающего трансформатора, для контроля изоляции сети;

·         в сетях 6 - 10 кВ использование резисторов порядка 10 кОм, постоянно включенных в нейтральный провод трансформаторов напряжения: При этом изоляция нейтрали должна выдерживать перенапряжения примерно 1,3 Uф;

·         включение резистора 25 Ом, 400 Вт во вторичную обмотку ТН, соединенную по схеме разомкнутого треугольника. Защитный резистор устанавливается без предохранителя непосредственно у ТН и остается постоянно включенным.

Такой резистор, однако, не всегда эффективен, поэтому в схеме, где замечены феррорезонансные колебания, целесообразность его использования следует проверить экспериментально.

5.6. Защита от перенапряжений установок с вакуумными выключателями

При применении вакуумных выключателей на присоединениях с электродвигателями и трансформаторами следует предусматривать средства защиты от перенапряжений. В качестве таковых должны применяться ОПН и демпфирующие RС-цепочки, как наиболее эффективные средства по сравнению с другими мероприятиями (задержка в отключении двух фаз, управление моментом коммутации и др.).

5.6.1. ОПН должны подключаться между фазой и землей со стороны коммутируемого присоединения или параллельно контактам выключателя. ОПН, установленные на шинах, не защищают присоединение при его отключении вакуумным выключателем. Устанавливаемые между фазой и землей ОПН должны располагаться непосредственно у защищаемого объекта или в начале кабеля, в ячейке КРУ у выключателя, если длина кабеля не больше 50 м.

ОПН, подключаемый непосредственно на зажимах защищаемого объекта (электродвигателя), обеспечивает ограничение перенапряжений до необходимого уровня (см. Приложение 10) и, вместе с тем, оказывается неуязвимым в режиме с перемежающейся дугой. Последнее обусловлено тем, что при перенапряжениях, вызванных перемежающейся дугой, ток через ОПН имеет безопасные значения, поэтому такие ОПН могут применяться в схемах с любым значением емкостного тока замыкания на землю. Этим свойствам отвечают ОПН с параметрами, приведенными во втором столбце табл. 5.1.

Если длина кабеля менее 50 м, а емкостной ток замыкания на землю не превышает 10 А, то ОПН может устанавливаться между фазой и землей в ячейки КРУ у выключателя со стороны кабеля, питающего электродвигатель. Его параметры должны быть не хуже указанных в третьем столбце табл. 5.1.

При включении ОПН параллельно контактам выключателя обеспечивается более глубокое ограничение перенапряжений, а сам ОПН подвергается менее тяжелым воздействиям. Параметры этих ОПН, независимо от режима заземления нейтрали, величины емкостного тока замыкаемого на землю и длины коммутируемого кабеля, должны быть не хуже приведенных в четвертом столбце табл. 5.1.

Таблица 5.1

Основные параметры ОПН для защиты сетей 6 кВ с электродвигателями

Параметры ОПН

ОПН между фазой и землей на зажимах электродвигателя

ОПН между фазой и землей на питающем конце кабеля

ОПН между контактами выключателя

Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ, не менее

6

6

5,5

Напряжение частотой 50 Гц на ограничителе: а) допустимое неограниченное время, кВ, не менее

6,6

-

-

б) допустимое в течение 2 часов, кВ, не менее

-

6,6*

6,6**

Напряжение на ограничителе при импульсе тока 30/60 мкс с амплитудой 500 А, кВ, не более

18,5

14,8

13,5

Пропускная способность при двадцати прямоугольных импульсах тока 2000 мкс с амплитудой, А

400

400

150

* - с предварительно поглощенной энергией 17 кДж;

** - без предварительно поглощенной энергии.

5.6.2. Демпфирующая RC-цепочка должна применяться для защиты наиболее ответственных электродвигателей, при этом установка RC-цепочек на нескольких присоединениях не должна приводить к установке в сети дополнительных дугогасящих реакторов. RC-цепочку рекомендуется устанавливать непосредственно у защищаемого объекта. Допускается установка RC-цепочки в начале кабеля в ячейки КРУ у выключателя, если расчетом показано, что обеспечивается требуемый уровень ограничения перенапряжения на защищаемом объекте.

Емкость С защитной RC-цепочки выбирается в 5 раз больше емкости отключаемого присоединения (емкость кабеля по прямой последовательности плюс емкость защищаемого объекта). Сопротивление защитной RC-цепочки определяется по формуле:

 Ом,

где L = Lш + Lk, Lш - индуктивность ошиновки, принимаемая равной 25 · 10-6 Гн; Lк - индуктивность кабеля 6 кВ на высоких частотах (в зависимости от поперечного сечения токоведущей жилы S):

S, мм

35

50

70

95

120

150

185

240

Lк, мГн/км

0,14

0,12

0,10

0,09

0,08

0,07

0,06

0,055

Эквивалентная емкость двигателя Сд, мкФ, при отсутствии конкретных данных может быть определена по формуле:

 мкФ,

где PH - номинальная мощность двигателя, кВт.

Для RC-цепочек можно применить бумажно-масляные конденсаторы на напряжение 6 - 10 кВ (например, применяемые для компенсации реактивной мощности); резистор R должен быть рассчитан на длительную мощность 100 Вт (например, типа ТВО).

Защита от перенапряжений, вызванных вакуумными выключателями, не требуется в следующих случаях:

·         при установке вакуумного выключателя на присоединении электродвигателя, пусковой ток которого более 1800 А (действующее значение);

·         при установке вакуумного выключателя на присоединение с трансформатором, если суммарная емкость на землю превышает 0,2 мкФ;

·         если трансформаторы защищены ОПН или вентильными разрядниками по условию грозозащиты;

·         в распределительных сетях при применении вакуумных выключателей на головных участках ВЛ 6 - 35 кВ, имеющих отпаечные трансформаторы;

·         для изоляции аппаратов - разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и др.

5.7. Защита неиспользуемых обмоток трансформаторов

Неиспользуемой считается обмотка, не имеющая присоединения или длительно отключенная от него (при монтаже, в пусковой период электроустановки, при выводе в ремонт присоединения, при наличии АВР на данном напряжении).

Длительная эксплуатация трансформаторов и автотрансформаторов не допускается, если их неиспользуемые обмотки низшего (среднего) напряжения не соединены в звезду или треугольник и не защищены от перенапряжений. Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных между обмотками более высокого напряжения, должна быть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений, присоединенными к выводу каждой фазы. Защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения, расположенных у магнитопровода, осуществляется заземлением одной фазы или нейтрали, либо установкой одного вентильного разрядника или ОПН на одной фазе или нейтрали.

Защита не требуется во всех случаях, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.

ПРИЛОЖЕНИЯ К ЧАСТИ 2

ЗАЩИТА ОТ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 6 - 35 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

Допустимые кратности внутренних перенапряжений

Допустимая (выдерживаемая) кратность внутренних перенапряжений для изоляции электрооборудования сетей 6 - 35 кВ по отношению к наибольшему рабочему фазному напряжению определяется выражением

где Uucn - нормированное одноминутное заводское испытательное напряжение (действующее значение) главной изоляции электрооборудования; kH = 1,3 - коэффициент импульса при внутренних перенапряжениях для главной изоляции трансформаторов 6 - 35 кВ; kk = 0,9 - коэффициент кумулятивности.

Для электродвигателей коэффициент импульса и кумулятивности принимаются равными единице, а значение испытательного напряжения задается выражением

Uucn = 2Uном + 1

Значения kдоп приведены в табл. П10.1.

Для аппаратов и внешней изоляции допустимые кратности внутренних перенапряжений на 10 - 15 % выше.

Указанные в табл. П10.1 значения допустимой кратности для электродвигателей приведены для современной термореактивной изоляции. Вместе с тем, в эксплуатации находится еще большая доля двигателей с микалентной изоляцией. Такая изоляция подвержена сравнительно быстрому старению, а срок наработки электродвигателей с микалентной изоляцией достигает 10 лет и более, поэтому выбор защиты такой изоляции требует особого внимания. В частности, уровень допустимых для микалентной изоляции кратностей перенапряжений, по-видимому, следует выбирать не по заводским испытательным нормам, а по нормам профилактики испытаний в эксплуатации.

Таблица П10.1

Допустимая кратность внутренних перенапряжений kдоп для электрооборудования 6 - 35 кВ

Uн, кВ

6

10

15

20

35

Нормальная изоляция

7,0

5,9

5,2

4,9

4,3

Облегченная изоляция

4,5

4,1

4,3

4,4

-

Изоляция электродвигателей

3,4

5,5

-

-

-

ПРИЛОЖЕНИЕ 11

Антирезонансные трансформаторы напряжения

Мероприятием, исключающим повреждения трансформаторов напряжения в сетях 6 - 35 кВ. является применение «антирезонансных» трансформаторов напряжения типов НАМИ-6, НАМИ-10 и НАМИ-35.

Антирезонансный трансформатор НАМИ не вступает в резонанс с емкостью ненагруженных шин и линий любой протяженности, а также выдерживает без ограничения длительности как любые виды однофазных замыканий в сети, в том числе через перемежающуюся дугу, так и повышения напряжения, вызванные феррорезонансом емкости сети с другими трансформаторами (силовыми или напряжения).

Трансформаторы НАМИ имеют специальную схему соединения обмоток и пониженную номинальную индукцию (см. рис. П11.1).

В баке антирезонансного трансформатора размещаются два трансформатора (трехфазный и однофазный), имеющие отдельные магнитопроводы. В нейтраль высоковольтной обмотки трехфазного трансформатора, имеющего вторичную (компенсационную) обмотку, соединенную треугольником, включен однофазный трансформатор, который измеряет напряжение нулевой последовательности. Предотвращению феррорезонанса способствует то, что в контур нулевой последовательности входит только одна индуктивность намагничивания однофазного трансформатора, и этот феррорезонансный контур лишен источника э.д.с.

Все антирезонансные свойства трансформаторов НМИ экспериментально проверены в действующих сетях.

Рис. П11.1. Схема соединения обмоток трансформатора напряжения НАМИ

ПРИЛОЖЕНИЕ 12

Пример выбора параметров RC-цепочки

Требуется защитить электродвигатель 6 кВ мощностью 400 кВт с помощью RC-цепочки у его зажимов. Длина соединительного кабеля Lk = 100 м, сечение 70 мм2.

1. Емкость фазы двигателя:

 мкФ,

2. Эквивалентная емкость коммутируемого присоединения

СЭ = Ск.пог · lК + СД = 0,39 · 0,1 + 0,008 = 0,047 мкФ

где Ск.пог = 0,39 мкФ/км - погонная емкость кабеля по прямой последовательности.

3. Емкость RC-цепочки

С = 5С, = 5 · 0,047 = 0,23 мкФ.

4. Индуктивность схемы

L = Lш + Lк.пог · Lк = 25 · 10»6 + 0,1 · 10-3 · 0,1 = 35 · 10-6 Гн,

где Lш = 25 · 10-6 Гн - индуктивность ошиновки, Lк.пог = 0,1 мГн/км - погонная индуктивность кабеля при высоких частотах (см. п. 5.6.2).

5. Сопротивление защитной RC-цепочки

 Ом

Таким образом, оптимальные параметры защитной RC-цепочки будут С = 0,23 мкФ и R = 22 Ом.

ЧАСТЬ 3

ГРОЗОЗАЩИТА ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ 6 - 1150 KB

СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ ЧАСТИ 3

А - крутизна тока молнии на фронте импульса с косоугольным фронтом, кА/мкс;

1, 2 математическое ожидание крутизны тока на фронте, соответственно, первого и последующих импульсов многократного разряда молнии, кА/мкс;

Акр - критическое значение крутизны тока на фронте импульса при ударе молнии в опору и трос, кА/мкс;

Ар - расчетная крутизна фронта волны тока, деформированной после пробега по коронирующему тросу от середины пролета до опоры, кА/мкс;

Ед - градиент разрядного напряжения по дереву, кВ/м;

Екр - критическое значение напряженности электрического поля в земле при пробое грунта, кВ/см;

Епр - пробивная напряженность грунта в однородном поле, кВ/см;

Еср - средняя напряженность на границе коронного чехла при отрицательной полярности, кВ/см;

I - амплитуда импульса тока молнии, кА;

 - математическое ожидание амплитуды импульса тока молнии, кА;

Iиск - критическое значение импульсного тока через заземлитель, при котором происходит пробой грунта, кА;

Iк.з - ток к.з., кА;

Iкр - критическое значение амплитуды тока молнии для линейной изоляции при прорыве молнии на провода, кА;

I1 - ток к.з. при удалении точки удара молнии на расстояние I от шин ПС, кА;

I0 - нормируемый ГОСТ 687-78 ток отключения к.з. выключателем, кА;

Iоб - амплитуда тока молнии, протекающего через объект с ненулевым сопротивлением заземления, кА;

IR=0 - амплитуда тока молнии, протекающего через хорошо заземленный объект, кА;

L - длина ВЛ, км;

Lм-м - расстояние между молниеотводами, м;

 - индуктивность участка опоры от основания до уровня точки подвеса провода, мкГн;

 - индуктивность опоры от основания до точки подвеса троса (на ВЛ с тросом) или до вершины опоры (для ВЛ без троса), мкГн;

Lmр - индуктивность тросов, мкГн:

Ly - длина пути тока утечки изолятора, м;

Mпp(t) - взаимная индуктивность между каналом молнии и петлей провод - земля, мкГн;

Mтp(t) - взаимная индуктивность между каналом молнии и петлей трос - земля, мкГн;

N - число ударов молнии на 100 км длины ВЛ в год, удары;

NБ - число «боковых» ударов молнии в ВЛ (из пространства слева и справа от оси опоры или вертикальных плоскостей, проходящих через тросы), удары;

NГ - абсолютное число грозовых отключений ВЛ в год, шт.;

NГ.Д - число грозовых дней в году, дни;

NГ.Ч - число грозовых часов в году, ч;

Nдoп - допустимое число автоматических отключений ВЛ длиной L по всем причинам, шт.;

Nдoп.г - допустимое число грозовых отключений ВЛ длиной L при фактическом NГ.Ч, шт;

Nh - число индуктированных перенапряжений с амплитудой равной и более 25 кВ, шт;

Nh.b, - число опасных перенапряжений, возникающих на оборудовании ПС от набегающих грозовых волн в год, шт.;

NO - допустимое без ремонта выключателя количество отключений тока к.з., шт.;

Noп - число ударов молнии в опоры на 100 км, удары;

Nn - число «прямых» ударов молнии в ВЛ (в полосу шириной, равной расстоянию между тросами или проводами на бестросовых линиях), удары;

Nпp - число прорывов молнии на провод на 100 км, шт.;

Nп.y - число случаев перекрытия изоляции на ПС в год при прямых ударах молнии, шт.;

Nтр - число ударов молнии в трос в пролете на 100 км, удары;

 - вероятность значений крутизны тока молнии больше A1, отн. ед.;

 - вероятность значений амплитуды тока молнии больше I1, отн. ед.;

 - вероятность значений тока молнии, превышающих критическое для удара молнии в провод, отн. ед.;

Роп - вероятность обратного перекрытия линейной изоляции при ударе молнии в опору, отн. ед.;

Ртр - вероятность перекрытия линейной изоляции при ударе молнии в трос в пролете, отн. ед.;

 - вероятность индуктированных перенапряжений, превышающих значение Uh, отн. ед.;

Рa, Р’a - вероятность прорыва молнии на провода, отн. ед.;

R, RЗ - сопротивление заземления, Ом;

Rи - сопротивление заземления при отекании импульсного тока. Ом;

Rk - радиус расщепления коронирующего провода, м;

Rp - радиус расщепления фазы, м;

Rэкв - эквивалентная ширина полосы стягивания «боковых» разрядов (см. NБ) с одной стороны от оси ВЛ, м;

ВΣ - сопротивление заземления комбинированного заземлителя. Ом;

R - сопротивление заземления на переменном токе промышленной частоты, Ом;

S - характеристический размер заземлителя, м;

Т - число грозовых дней в году (изокераунический уровень), дни;

Тн.в - повторяемость опасных перенапряжений на изоляции оборудования ПС от набегающих с ВЛ грозовых волн, годы;

Тп.р - средний период планового ремонта выключателей, годы;

Тп.у - то же, что Тн.в, но от прямых ударов в ОРУ, годы;

U - наибольшее длительно допустимое рабочее (линейное) напряжение, кВ;

U50 - 50 %-ное разрядное напряжение изоляции при стандартном грозовом импульсе по обобщенной для различных типов гирлянд зависимости U50 от lразр, кВ;

U*50 - 50 %-ное разрядное напряжение гирлянды, используемой на ВЛ, при стандартном грозовом импульсе, кВ;

U+50 (1,2) U-50 (1,2) - 50 %-ное разрядное напряжение изоляции для стандартного импульса, соответственно, положительной и отрицательной полярности, кВ;

U50 (lразр) - 50 %-ное разрядное напряжение гирлянды для отрицательного импульса с усредненными параметрами (tф = 4 ÷ 5 мкс) в зависимости от длины гирлянды.

U+50 (tф) - 50 %-ное разрядное напряжение изоляции для импульса положительной полярности с длительностью фронта более длительности фронта стандартного импульса, кВ;

Ua - амплитудное значение грозового импульса, кВ;

U’а - крутизна грозового импульса на фронте, кВ/мкс;

Uдоп - напряжение, допустимое для изоляции оборудования ПС, кВ;

Uи - индуктированное напряжение на ВЛ 6 - 35 кВ, кВ;

,  - значение индуктированного напряжения, вызывающего двух и трехфазное перекрытие изоляции на ВЛ 6 - 35 кВ, кВ;

Uиз(t) - суммарное (импульсное и рабочее) напряжение на линейной изоляции при ударе молнии в опору и трос, кВ;

Uимп(t) - импульсное напряжение на линейной изоляции, кВ;

Uин.м(t) - составляющая индуктированного напряжения, создаваемая током в опоре и током в канале молнии, кВ;

Uин.тр(t) - напряжение, индуктированное на проводе током в тросе, кВ;

Uин.э(t) - электрическая составляющая индуктированного напряжения, кВ;

Uк - напряжение начала короны на проводе или тросе, кВ;

DUк - координационный интервал по напряжению, кВ;

Uk - напряжение докоронного порога, кВ;

Umin - минимальное разрядное напряжение линейной изоляции, кВ;

Uh - номинальное напряжение ВЛ, кВ;

Uoct - остающееся напряжение на защитном аппарате, кВ;

UП.B - амплитуда испытательного напряжения полной волной, кВ;

UПp - напряжение на проводе в точке удара молнии, кВ;

UP фазное рабочее напряжение ВЛ, кВ;

UpAЗp(t) - вольт-секундная характеристика гирлянды изоляторов для разрядов на косоугольном фронте импульса, кВ;

Up.b - амплитуда расчетного грозового импульса, кВ;

UR(t) - составляющая импульсного напряжения на изоляции, вызванная падением напряжения на сопротивлении заземлении опоры, кВ;

UT(t) - напряжение на трансформаторе, кВ;

Uэкс - среднее эксплуатационное линейное рабочее напряжение, кВ;

а - крутизна тока молнии, кА/мкс;

с - скорость света, м/мкс;

с0 - геометрическая емкость провода на единицу длины, пФ/м;

сл - динамическая емкость провода на единицу длины, пФ/м;

сш - удельная емкость ошиновки, пФ/м;

d - шаг расщепления, м;

Dd - расстояние между тросом и проводом по горизонтали, м;

dтp-тр - расстояние по горизонтали между тросами или верхними проводами (для бестросовых ВЛ), м;

fnp - стрела провеса провода, м;

fmр - стрела провеса троса, м;

h - высота стержневого или протяженного молниеотвода, м;

Dh - разность высот подвеса троса и провода на опоре, м;

hэф - наибольшая высота зоны защиты молниеотвода, м;

hг - наименьшее допустимое расстояние от провода до земли в середине пролета, м;

hcг - наименьшая высота границы внутренней зоны защиты совместно действующих молниеотводов, м;

hoп - высота опоры, м;

hпp - высота подвеса провода на опоре, м;

hcp - средняя высота подвеса троса (провода), м;

hcp.пp - средняя высота подвеса провода, м;

hcpp - средняя высота подвеса троса, м;

hтp - высота подвеса троса на опоре, м;

hтp-пр - расстояние по вертикали между тросом и проводом в середине пролета, м;

iM - ток молнии, кА;

ioп - ток, протекающий по опоре, кА;

iтр - ток, ответвляющийся в тросы, кА;

j - плотность тока, кА/м2;

КАпв - коэффициент успешности автоматического повторного включения (АПВ), отн. ед.;

kв - коэффициент, учитывающий условия эксплуатации линейного выключателя, отн. ед.;

kr - геометрический коэффициент связи провода и троса (нескольких тросов), находящихся под напряжением, отн. ед.;

kЕ - коэффициент, учитывающий снижение градиента разрядного напряжения с увеличением длины гирлянды, отн. ед.;

kf - коэффициент формы для расчета сопротивления заземления, отн. ед.;

kh - отношение эквивалентной полосы стягивания «боковых» разрядов к средней высоте подвеса троса (провода на бестросовых ВЛ) -Rэкв / hcp, отн. ед.;

kK - коэффициент связи провода с коронирующим тросом (тросами), отн. ед.;

kкон - коэффициент, учитывающий различие в конструкции изоляторов (отношение длины пути тока утечки Ly к строительной высоте изолятора Низ), отн. ед.;

kпод - коэффициент подобия при расчете сопротивления заземления лучевого заземлителя, отн. ед.;

kэ - коэффициент экранирования трассы ВЛ от разрядов молнии, отн. ед.;

l - расстояние между точкой к.з. на ВЛ и шинами ПС, км;

lарм - длина строительной арматуры, м;

lг. - длина гирлянды для подвески провода (со строительной арматурой), м;

lг.тр - длина гирлянды для подвески троса (со строительной арматурой), м;

lгаб - габаритный пролет, м;

lд - длина изоляции по дереву, м;

lо.з - длина опасной зоны на подходе к ПС, км;

lпрол - длина пролета, м;

lр-а - расстояние между разрядником и автотрансформатором, м;

lр-р - расстояние между разрядником и реактором, м;

lразр - длина разрядного пути по гирлянде изоляторов, м;

п - число составляющих проводов расщепленной фазы, шт.;

пб.у - удельное число грозовых отключений ВЛ 6 - 35 кВ на 100 км и 100 грозовых часов от близких ударов молнии в землю, шт.;

пвл - число отходящих от подстанций ВЛ, шт.;

nг - удельное число грозовых отключений ВЛ, рассчитанное на 100 км и 100 грозовых часов, шт.;

n’г - удельное число грозовых отключений на 100 км и один год эксплуатации, шт.;

nг.1ц - удельное число грозовых отключений одной цепи ВЛ на двухцепных опорах на 100 км и 100 грозовых часов, шт.;

nг.2ц - удельное число грозовых отключений одновременно двух цепей ВЛ на общей опоре на 100 км и 100 грозовых часов, шт.

nг.пред - предельное значение удельного числа грозовых отключений ВЛ по критерию коммутационного ресурса выключателя, на 100 км и 100 грозовых часов, шт.;

n’г.пред - предельное значение удельного числа грозовых отключений одной цепи на двухцепных опорах по критерию коммутационного ресурса выключателя на 100 км и 100 грозовых часов, шт.;

nиз - число изоляторов в гирлянде, шт.;

nп.у - удельное число грозовых отключений ВЛ 6 - 35 кВ на 100 км и 100 грозовых часов от прямых ударов молнии в линию, шт.;

nобщ - общее число автоматических отключений ВЛ по всем причинам, рассчитанное на 100 км и один год эксплуатации, шт.;

nон - удельное число грозовых отключений от обратных перекрытий от ударов в опору, рассчитанное на 100 км и 100 фазовых часов, шт.;

(nоп + nтр)пред - предельное значение удельного числа грозовых отключений от обратных перекрытий по критерию коммутационного ресурса выключателя на 100 км и 100 грозовых часов, шт.;

(nоп + nтр)пред - то же самое, что и (nоп + nтр)пред, но для двух цепей на двухцепных опорах и только от первых перекрытий, т.е. без учета перекрытий после перекрытия изоляции соседней цепи, шт.;

nпр, n’пр - удельное число грозовых отключений от прорывов молнии на провода, рассчитанное на 100 км и 100 грозовых часов, шт.;

ns - удельное число грозовых отключений от перекрытий воздушного промежутка трос-провод от ударов молнии в среднюю часть пролета, рассчитанное на 100 км и 100 грозовых часов, шт.;

nтр - удельное число грозовых отключений от обратных перекрытий от ударов в середину пролета, рассчитанное на 100 км и 100 грозовых часов, шт.;

nэкс - удельное число грозовых отключений ВЛ по опыту эксплуатации на 100 км и 100 грозовых часов, шт.;

ро - плотность разрядов молнии на 1 км поверхности земли за год;

ro - граница зоны защиты стержневого молниеотвода на уровне земли, м;

rк - радиус чехла короны провода или составляющего провода расщепленной фазы, м;

rпр - радиус провода или составляющей расщепленной фазы, м;

rс.о - граница внутренней зоны защиты совместно действующих молниеотводов на уровне земли, м;

rэ - эквивалентный радиус фазы, м;

rтр - радиус троса, м;

rэк - эквивалентный радиус расщепленной коронирующей фазы, м;

t - время, мкс;

tкp - момент перекрытия линейной изоляции при ударе молнии в опору, мкс;

tmax, tmin - максимальная и минимальная длительность фронта расчетного импульса тока молний, мкс;

 - время пробега волной половины пролета, икс;

и - импульсное напряжение на проводе (тросе), кВ;

ир (j) - рабочее напряжение в момент разряда молнии в ВЛ, кВ;

итр - напряжение на тросе, кВ;

v - скорость распространения главного разряда молнии, м/мкс;

z - волновое сопротивление, Ом;

zr - геометрическое (без учета короны) волновое сопротивление троса или провода, Ом;

zг.пр - геометрическое волновое сопротивление провода, Ом;

zк.пр - волновое сопротивление коронирующего провода, Ом;

zк.тр - волновое сопротивление тросов с учетом короны, Ом;

zМ - сопротивление канала молнии, Ом;

zTp - волновое сопротивление тросов, Ом;

zэкв - волновое сопротивление нескольких параллельных тросов или проводов. Ом;

a - угол защиты троса, град;

b - относительная скорость обратного разряда молнии, отн. ед.;

br - доля грозовых в общем числе автоматических отключений ВЛ, отн. ед.;

δоп - доля ударов в опоры и прилегающие участки троса от общего числа ударов молнии в пролет ВЛ, отн. ед.;

e - относительная диэлектрическая проницаемость грунта, отн. ед.;

e0 - диэлектрическая постоянная, равна 8,85 пФ/м;

η - коэффициент перехода импульсного перекрытия в дугу тока промышленной частоты, отн. ед.;

ρ - удельное сопротивление грунта, Ом-м;

slgA, slgA, - коэффициент изменчивости крутизны тока на фронте, соответственно, первого и последующих импульсов многократного разряда молнии для логарифмически нормального распределения, где A1, и А2 в кА/мкс;

slgI - коэффициент изменчивости амплитуды тока молнии для логарифмически нормального распределения, где I в кА;

tH - длительность спада импульса тока до значения 0,5 I, мкс;

tФ - длительность фронта импульса, мкс;

ψпр, ψоп - доли опасных для изоляции ПС импульсов, соответственно, при прорыве молнии на провода и при обратных перекрытиях изоляции ВЛ, отн. ед.;

П1, П2 - координаты критериальной зависимости для расчета импульсного сопротивления заземления, отн. ед.;

,  - координаты критериальной зависимости для расчета импульсного сопротивления заземления, но соответствующие стационарному сопротивлению заземления, отн. ед.

РАЗДЕЛ 6.

Основные характеристики разряда молнии в расчетах грозозащиты

6.1. Краткие сведения о механизме разряда молнии

Грозовое облако является носителем электрических зарядов, сосредоточенных на водяных каплях. Их движение и распределение в облаке зависят не только от сил электростатического взаимодействия, но также от силы тяжести капель, скорости и направления воздушных потоков. Вследствие совместного действия этих сил в облаке могут длительно существовать зоны положительной и отрицательной полярности с различной плотностью зарядов. Неравномерность распределения зарядов приводит к возникновению сильного электрического поля внутри облака между зонами различной полярности и между облаком и землей. Условия для возникновения молнии создаются, когда в каком-либо месте облака напряженность электрического поля превысит электрическую прочность воздуха.

Разряд молнии прорастает в виде лидера, направленного в основном по силовым линиям электрического поля. Как показывают результаты, инструментальных исследований, разряды молнии в землю с вероятностью 0,9 возникают из отрицательной по отношению к земле зоны облака (такие разряды принято называть отрицательными). Образование и дальнейшее развитие лидера молнии представляет собой сложный физический процесс, многие детали которого до сих пор недостаточно исследованы, поэтому для инженерных расчетов неизбежно использование упрощенной модели разряда молнии, в которой лидер отрицательного разряда рассматривается как канал, заполненный отрицательными зарядами.

Время прорастания лидера от облака до поверхности земли составляет несколько миллисекунд. Как показывают фотографические наблюдения (фоторазвертки), лидер прорастает не равномерно, а скачками или ступенями. Средняя скорость прорастания лидера оценивается значениями, близкими к 0,0005 скорости света, а во время скачка к земле направление прорастания лидера определяется картиной электрического поля вблизи его головки, в частности, скоплениями объемных зарядов, создаваемых заряженными водяными каплями в пространстве между облаком и землей. Поэтому лидер молнии обычно прорастает по искривленному пути, имеющему многочисленные изломы и разветвления. По мере того, как отрицательно заряженный канал лидера приближается к поверхности земли, напряженность электрического поля между ним и землей растет. На земле и наземных объектах накапливаются заряды противоположной (положительной) полярности, индуктированные зарядом лидера, и напряженность электрического поля на отдельных точках поверхности земли, в особенности на возвышающихся объектах, достигает критического значения, при этом на наземных объектах (на опорах, тросах и проводах ВЛ) возникают положительные стримеры, а затем развивается и встречный лидер.

В заключительной фазе разряда молнии происходит перекрытие промежутка между нисходящим и встречным лидерами. Таким образом, при определенной высоте лидера над землей проявляется ориентация разряда молнии на тот или иной наземный объект. Предполагается, что ориентировка лидера происходит, когда средняя напряженность в промежутке между головкой лидера и наземными объектами достигнет 500 кВ/м.

Перекрытие воздушного промежутка между головкой лидера и наземным объектом является переходом от первой (лидерной) стадии к главной стадии разряда молнии, в которой происходит компенсация отрицательного заряда лидера положительными зарядами, притекающими из земли, при этом через пораженный молнией объект протекает ток, который и представляет собой «ток молнии». Процесс нейтрализации отрицательного заряда распространяется вверх по лидеру, образуя ярко светящийся канал главного разряда, прорастающий от земли к облаку со скоростью порядка десятых долей скорости света. Амплитуда тока молнии, протекающего через пораженный объект, так же как и высота ориентировки, зависит от заряда лидера. Это дает возможность установить связь между током молнии и высотой ориентировки, которая изменяется от 200 и более метров - для ударов с токами свыше кА, и до 20 - 30 м - для ударов с токами 15 - 20 кА.

При отрицательном ударе молнии вслед за главным разрядом обычно наблюдаются повторные разряды по тому же каналу. Повторные разряды вызываются тем, что нейтрализация зарядов канала приводит к разрядам соседних заряженных областей облака на канал и через него в землю. Типичная осциллограмма многократного разряда изображена на рис. 6.1. В отдельных случаях наблюдалось до тридцати и более повторных разрядов в одном ударе молнии, однако 50 % ударов содержит не более двух-трех импульсов. На рис. 6.1, но такие затяжные удары являются редким явлением. Большая часть ударов имеет длительность не более 0,3 с.

Описание: 11

Рис. 6.1. Типичная осциллограмма тока многократного разряда молнии отрицательной полярности (медленная развертка)

Рис. 6.2. Распределение числа импульсов в многократном разряде молнии (6000 регистрации)

Характерные осциллограммы импульсов тока первой (1) и последующих (2) составляющих многократного разряда показаны на рис. 6.3 в двух масштабах времени. Форма импульса первой составляющей имеет следующие особенности: ток в начальной стадии нарастает относительно медленно; фронт импульса имеет вогнутую форму; наибольшая крутизна фронта наблюдается вблизи максимума тока. Изломы и колебания кривой тока вблизи максимума объясняются искривлениями канала молнии и наличием в нем ответвлений. После нейтрализации канала лидера в стадии главного разряда ток молнии через пораженный объект в течение 100 - 200 мкс спадает до небольшого или до нулевого значения (см. рис. 6.3, б, кривая 1).

Описание: 12

Рис. 6.3. Типичные осциллограммы импульса тока первой (1) и последующих (2) составляющих многократного разряда молнии отрицательной полярности в разных масштабах времени (а, б)

Импульс тока молнии, протекающего через пораженный объект при повторных разрядах, отличается более коротким фронтом и длительностью и, как правило, меньшей амплитудой при большей крутизне тока на фронте. По форме он ближе к стандартному грозовому импульсу с параметрами 1,2/50 мкс.

Положительные удары молнии, составляющие в среднем 10 %, бывают, как правило, однократные. Они могут иметь значительную амплитуду тока, однако обычно для них характерен пологий фронт. В редких случаях (около 4 %) наблюдаются колебательные разряды. В настоящее время эти два типа разрядов молнии не учитываются в расчетах грозозащиты ВЛ и ПС.

6.2. Количественные характеристики разряда молнии

6.2.1. Параметры разряда молнии, используемые в расчетах грозозащиты ВЛ и ПС, и информация об их количественных характеристиках дана в табл. 6.1.

Грозоупорность ВЛ, как правило, рассчитывается только для первого импульса разряда молнии, так как вероятность перекрытия изоляции при воздействии последующих импульсов на порядок и более меньше, чем при воздействии первого импульса. Учет последующих импульсов в оценке грозоупорности оправдан только в некоторых специальных случаях при большой индуктивности опор (многоцепные ВЛ на одностоечных опорах, большие переходы ВЛ через водные преграды и т.д.).

При многократном разряде молнии перенапряжения на изоляции ВЛ возникают как на первом, так и при последующих импульсах тока, однако при обычном времени действия защит и АПВ (не менее 1 с) все возможные при многократном разряде молнии перекрытия линейной изоляции укладываются в интервал одного отключения ВЛ.

Таблица 6.1

Параметры разряда молнии, используемые в расчетах грозозащиты ВЛ и ПС

Параметр

Количественные характеристики

Полярность разряда

С вероятностью 0,9 отрицательная

Многокомпонентность

Статистическое распределение числа импульсов в разрядах по рис. 6.2

Для первой и последующих составляющих

Форма импульсов

Обобщенная форма импульсов дана на рис. 6.4, расчетная (п. 6.2.3)

Длительность импульса и длительность фронта

Статистические распределения (п. 6.2.2)

Амплитуда и крутизна тока

Корреляция между амплитудой и крутизной тока

В расчетах грозозащиты амплитуда и крутизна тока приняты взаимонезависимыми (п. 6.2.4)

Скорость распространения главного разряда

Принята 0,3 скорости света (п. 6.2.5)

Эквивалентное сопротивление канала молнии

Учитывается зависимость от амплитуды тока молнии (п. 6.2.6)

Грозозащита ПС должна рассчитываться с обязательным учетом первых и последующих импульсов многократного разряда молнии.

6.2.2. В результате обработки осциллограмм, многократного разряда молнии получены статистические распределения, описанные логарифмически нормальным законом, для следующих параметров первого и последующих импульсов:

·         амплитуда тока I;

·         крутизна тока на фронте: на участке (0,1 - 0,9) I - A0,1

на участке (0,3 - 0,9) I - A0,3;

максимальная - Атах;

·         длительность спада импульса тока до значения 0,5 I - tH;

·         длительность фронта: на участке (0,1 - 0,9) I - t;

на участке (0,3 - 0,9) I - t.

Характеристики логарифмически нормальных распределений параметров разряда молнии (математическое ожидание I и коэффициент изменчивости slg I), значения параметров, превышение которых возможно с вероятностью 0,95; 0,5 и 0,05, а также наибольшие зарегистрированные их значения приведены в табл. 6.2.

Для амплитуды тока первых импульсов приведены три варианта распределений (рис. 6.5), полученные по результатам полевых исследований в разных странах:

·         рекомендация Исследовательского комитета № 33 СИГРЭ - обобщенное распределение по результатам измерений преимущественно на башнях;

·         два распределения, обобщающие измерения токов на воздушных линиях, разница высот которых составляет примерно 20 м.

Описание: 13

Рис. 6.4. Среднестатическая форма импульсов многократного разряда молнии:

а) первый импульс; б) последующие импульсы

Рис. 6.5. Распределение амплитуды тока первых импульсов многократного разряда молнии:

1 - обобщенное распределение по результатам измерений преимущественно на башнях (рекомендация Исследовательского комитета № 33 СИГРЭ);

2 - по измерениям на ВЛ (hоп до 45 м);

3 - по измерениям на ВЛ (hоп до 20 м)

Для расчета грозоупорности ВЛ предпочтительнее использовать распределения токов молнии, полученные по регистрациям на ВЛ. Параметры логарифмически нормального закона в зависимости от высоты опор hoп выбираются следующим образом:

при hoп £ 20 м                                            = 20 кА,                                                         (6.1)

slgI = 0,39,                                                          (6.2)

при hоп > 20 м                              = 20 + 0,32 (hoп - 20) кА,                                        (6.3)

slgI = 0,39 - 0,0028 (hoп - 20)                                        (6.4)

Вероятность амплитуды тока молнии, превышающей I1, рассчитывается с использованием полученных параметров по формуле:

где 1 - значение амплитуды тока молнии, вероятность превышения которой равна 0,5.

6.2.3. Форма фронта импульса тока имеет принципиальное значение в расчетах грозоупорности ВЛ 110 кВ и выше при ударе молнии в опору: в этом случае обратное перекрытие изоляции наиболее вероятно на фронте волны. Фронт импульса, имеющий достаточно сложную форму и непостоянную крутизну, в расчетах заменяется косоугольным с постоянной крутизной с учетом следующих обстоятельств. Обратное перекрытие изоляции при ударе молнии в опору происходит на фронте импульса при достижении значений тока молнии около 30 кА и выше. Для подавляющего большинства импульсов при среднем значении амплитуды тока молнии (20 - 30) кА этот момент наступает на участке фронта выше 0,5 I, т.е. форма начального участка фронта не имеет существенного значения для расчета грозоупорности ВЛ 110 - 1150 кВ.

Таблица 6.2

Характеристики логарифмически нормальных распределений параметров многократного разряда молнии

Наименование параметра

Характеристики распределения

Значение параметра, превышение которого возможно с вероятностью

Наибольшее зарегистрированное

slgI

0,95

0,5

0,05

значение

Первый импульс

Амплитуда тока молнии, кА (по данным обработки измерений на объектах разных типов)

СИГРЭ (башни)

30,3

0,32

8,9

30,0

100,8

250

ВНИИЭ (ВЛ, hoп = 25 - 45 м)

28,0

0,32

8,3

28,0

94,0

250

НИИПТ (ВЛ, hoп = 13 - 20 м)

20,0

0,39

4,6

20,0

87,7

250

Длительность импульса tН, мкс

75,0

0,25

30,0

75,0

200,0

250

Крутизна тока, кА/мкс

А0,1

5,0

0,28

1,7

5,0

14,1

15,0

А0,3

7,2

0,27

2,6

7,2

20,0

18,0

Аmax

24,3

0,26

9,

24,3

65,0

72,0

Длительность фронта, мкс

4,5

0,25

1,8

4,5

11,3

30,0

2,3

0,24

0,9

2,3

5,8

9,0

Последующие

Амплитуда тока молнии I, кА

11,8

0,23

4,9

11,8

28,6

35,0

Длительность импульса tН, мкс

32,0

0,40

6,5

32,0

140,0

170

Крутизна тока, кА/мкс

А0,1

15,4

0,41

3,3

15,4

72,0

300

А0,3

20,1

0,42

4,1

20,1

98,5

300

Аmax

39,9

0,37

9,9

39,9

161,5

300

Длительность фронта,

мкс

0,6

0,40

0,1

0,6

2,8

5,2

0,4

0,44

0,1

0,4

1,8

3,8

Расчетный импульс должен быть близок к реальному на участке выше 0,5 I. Этому условию удовлетворяет импульс с косоугольным фронтом, проходящим через значение 0,9 I и абсциссу, соответствующую значению 0,3 I (см. рис. 6.4). Параметры логарифмически нормального распределения крутизны тока молнии принятого расчетного импульса оцениваются следующими значениями:

для первого импульса  = 10,8 кА/мкс;  = 0,265;                               (6.6)

для последующих импульсов  = 30,2 кА/мкс =  = 0,4                       (6.7)

Для этого вида воздействия на основании обработки разрядных характеристик изоляции на нестандартных волнах получены необходимые для расчета и соответствующие типу импульсного воздействия вольт-секундные характеристики изоляции для случаев перекрытия на фронте импульса с tф до 10 мкс.

6.2.4. Связь между амплитудой и крутизной тока молнии характеризуется значениями коэффициентов корреляции, приведенными в табл. 6.3.

Таблица 6.3

Коэффициенты корреляции между амплитудой I и различными значениями крутизны А на фронте волны тока молнии

Коррелируемые параметры

Крутизна тока на фронте

А0,1

А0,3

Аmах

Амплитуда тока I: первого импульса

0,30

0,19

0,43

последующих импульсов

0,31

0,23

0,56

Рис. 6.6. Корреляционное поле амплитуды и максимальной крутизны фронта тока для первой составляющей разряда молнии

На рис. 6.6 представлено корреляционное поле амплитуды и максимальной крутизны Аmах для первой составляющей разряда. Для амплитуды и крутизны А0,3 (при меньшем коэффициенте корреляции) корреляционное поле характеризуется еще большим разбросом точек, поэтому в расчетах грозозащиты амплитуда и крутизна тока молнии для первых и последующих импульсов приняты взаимно независимыми.

6.2.5. Скорость распространения главного разряда молнии v зависит от амплитуды тока и изменяется во времени по мере развития канала. Значение v лежит в пределах (0,1 - 0,5) с, где с - скорость света. При одинаковой амплитуде тока молнии скорость распространения главного разряда последующих импульсов больше, чем первого импульса. С учетом того, что амплитуда последующих импульсов обычно меньше, для всех импульсов многократного разряда принимается одинаковое расчетное значение v = 0,3 с.

6.2.6. Сопротивление канала молнии на стадии главного разряда не остается постоянным, уменьшаясь по мере возрастания протекающего тока. Этот параметр характеризуется некоторым эквивалентным значением zм и зависит от амплитуды тока молнии (рис. 6.7).

Рис. 6.7. Зависимость эквивалентного сопротивления канала от тока молнии

Расчетное значение сопротивления канала молнии влияет на амплитуду тока, протекающего через пораженный объект Iоб. Расчет Iоб выполняют по следующей формуле:

                                              (6.8)

где IR = 0 - амплитуда тока молнии, протекающего через хорошо заземленный объект; Zэкв, - эквивалентное сопротивление пораженного объекта. Например, при ударе молнии в провод zэкв zпрI2.

В большинстве расчетных случаев zм принимается равным бесконечности, при этом Iоб = IR = 0, что соответствует представлению о канале молнии как источнике заданного тока. Расчет показателей грозоупорности ВЛ при zм = со дает небольшой запас при расчете числа грозовых отключений от прорывов молнии на провода. Уточнение значения zм в соответствии с рис. 6.7 следует делать для расчета критического значения тока при ударе молнии в провода ВЛ напряжением 500 кВ и выше, для которых прорывы молнии являются основной причиной грозовых отключений.

6.3. Интенсивность грозовой деятельности

6.3.1. Наиболее информативной для расчета грозопоражаемости энергетических объектов характеристикой является плотность разрядов молнии на землю р0, наблюдаемая с помощью счетчиков разрядов молнии в течение длительного срока. Накопленный статистический материал по инструментальным измерениям числа разрядов в большинстве случаев пока еще недостаточен для построения региональных карт плотности наземных разрядов, поэтому р0 приходится оценивать косвенно через другие многолетние характеристики грозовой деятельности: число грозовых дней и продолжительность грозовой деятельности в часах за год.

6.3.2. Число грозовых дней NГ.Д (в зарубежной литературе - изокераунический уровень 7) - наиболее распространенный и длительно наблюдаемый во многих странах показатель грозовой активности. Имеющиеся ограниченные данные свидетельствуют о слабой корреляционной зависимости числа дней с грозой и плотности разрядов молнии на землю. При отсутствии других данных для равнинных территорий бывшего СССР Р0 может быть оценено через NГ.Д по формуле:

                                                           (6.9)

где P0 - плотность разрядов молний на 1 км2 поверхности земли за год.

6.3.3. Продолжительность грозовой деятельности в часах наблюдается в ряде стран (30 лет и дольше), в том числе и на территории бывшего СССР. Отмечена корреляция ро и NГ.Ч, описываемая для равнинных районов зависимостью

P0 = 0,05NГ.Ч                                                       (6.10)

На рис. 6.8 представлена карта NГ.Ч, разработанная по данным наблюдений за грозой на 1700 гидрометеостанциях (ГМС) на территории бывшего СССР. Эта карта, построенная в масштабе 1:10000000, дает общее представление о распределении грозовой активности на большой территории.

В настоящее время появилась возможность для разработки более детальных региональных карт NГ.Ч. На рис. 6.9, а в качестве примера представлена региональная карта NГ.Ч с интервалом между изолиниями 5 часов для Ленинградской области, разработанная в отделе прикладной климатологии Главной геофизической обсерватории (ГГО). Карта построена в масштабе 1:500000 с привлечением данных наблюдений за грозой за 40 - 50-летний период по 140 гидрометеорологическим станциям и постам, расположенным на территории Ленинградской области и в пограничных районах. Для сравнения на рис. 6.9, б изображен фрагмент карты NГ.Ч по территории бывшего СССР для Ленинградской области.

6.3.4. В тех случаях, когда имеются данные только о числе дней с грозой NГ.Д (например, при сопоставлении опыта эксплуатации зарубежных и отечественных ВЛ), пересчет к числу грозовых часов производится по формуле:

                                                      (6.11)

6.3.5. При проектировании и сопоставлении расчетных и эксплуатационных показателей грозоупорности ВЛ и ПС рекомендуется использовать данные наблюдений за грозой гидрометеостанций, наиболее близко расположенных к трассе ВЛ или территории ПС. В первом случае используется среднемноголетнее число грозовых часов не менее чем за 30 лет, а во втором - фактическое число грозовых часов за каждый анализируемый год.

6.3.6. При оценке продолжительности гроз вдоль трассы ВЛ приходится считаться с неоднородностью сети ГМС и удаленностью отдельных ГМС от трассы на расстояние, превышающее радиус обнаружения грозы (порядка 15 км), т.е. условно относить отдельные участки трассы к зоне «охвата» ближайшей ГМС (см. Приложение 13, рис. П13.1).

В пределах практических зон «охвата» ГМС могут быть отдельные области, в которых интенсивность грозовой деятельности в силу местных условий заметно отличается от показателей, фиксируемых ближайшей ГМС. Правильная оценка интенсивности грозовой деятельности в таких случаях возможна только на основе специального анализа, учитывающего географические и климатические особенности местности, наличие крупных водоемов и рек. Такой анализ может оказаться полезным для выявления причин пониженной грозоупорности ВЛ.

Описание: 14

Рис. 6.8. Карта годовой продолжительности гроз в часах для территории бывшего СССР

Описание: 15

Продолжение рис. 6.8

Описание: 16

Рис. 6.9. Среднегодовая продолжительность гроз в часах (NГ.Ч) на территории Ленинградской области:

а) региональная карта (разработана ГГО в масштабе 1:500 000);

б) фрагмент карты из ПУЭ-1998 (разработана ВНИИЭ в масштабе 1:10000000)

6.4. Грозопоражаемость воздушных линий

6.4.1. Возвышаясь над окружающей местностью, ВЛ поражается разрядами, развивающимися непосредственно над ней, и «стягивает» боковые разряды.

Число «прямых» ударов в линию Nn зависит от плотности разрядов молнии на землю р0, расстояния между тросами (или проводами на ВЛ без троса) dтр-тр и длины линии L следующим образом:

NП = p0Ldтр-тр                                                           (6.12)

где Р0 - плотность разрядов молнии на землю; L - длина линии; dтр-тр - расстояние между тросами (или проводами для бестросовой линии).

Вероятность поражения ВЛ боковым разрядом зависит от амплитуды тока молнии I1 и высоты подвеса тросов и проводов. Чем больше I1, и высота ВЛ, тем с большего расстояния разряд молнии ориентируется на ВЛ. В расчетах числа боковых ударов молнии NБ используется эквивалентная ширина полосы стягивания Rэкв пропорциональная средней высоте подвеса троса hcp, и вычисляемая по формуле:

NБ = 2р0LRэкв = 2p0Lkhhcp                                             (6.13)

С увеличением высоты поражаемого объекта значение kh = Rэкв/h уменьшается. На рис. 6.10 показана зависимость kh от h, полученная по результатам обобщения данных по поражаемости объектов (ВЛ и молниеотводов) различной высоты.

Число ударов молнии на 100 км длины ВЛ рассчитывается по формулам:

При hcp £ 30 м                                                         (6.14)

При hср > 30 м                                                              (6.15)

где р0 - плотность разрядов молнии на землю определяется по рекомендациям подраздела 6.3; dтр-тр - расстояние между тросами (или проводами на бестросовой линии), м. Для ВЛ с одним тросом dтр-тр = 0; hcp - средняя высота подвеса троса или провода, м; рассчитывается по рекомендациям Приложения 16 (п. 16.2).

Рис. 6.10. Зависимость отношения ширины полосы, с которой ВЛ собирает боковые разряды молний с одной стороны от ВЛ (Rэкв), к высоте опор по данным полевых исследований:

бывшая Чехословакия;

 Польша;

 Украина

РАЗДЕЛ 7. Показатели грозоупорности и средства грозозащиты воздушных линий

Показателем грозоупорности ВЛ является число ее грозовых отключений. В проектной и эксплуатационной практике, в зависимости от рассматриваемой задачи, могут использоваться:

удельное число грозовых отключений пГ, рассчитанное на 100 км и 100 грозовых часов в год. Этот показатель обычно используется для сравнения расчетных или эксплуатационных показателей грозоупорности ВЛ, различающихся по конструктивному выполнению и классу номинального напряжения;

удельное число грозовых отключений на 100 км и один год эксплуатации п’Г. Этот показатель удобен, например, для сопоставления грозоупорности ВЛ в одной энергосистеме;

абсолютное число грозовых отключений NГ, рассчитанное на фактическую длину ВЛ (L) и фактическую интенсивность грозовой деятельности, т.е. число грозовых отключений за анализируемый период, отнесенное к продолжительности этого периода в годах. Этот показатель необходим, например, при выборе средств грозозащиты или при сопоставлении расчетных и эксплуатационных показателей грозоупорности.

7.1. Влияние конструктивных параметров ВЛ на показатели ее грозоупорности

Взаимосвязь показателей грозоупорности и конструкции ВЛ наиболее ярко проявляется для ВЛ напряжением 110 кВ и выше, выполненных на металлических и железобетонных опорах и защищенных тросом.

7.1.1. На ВЛ, защищенной тросом, возможны грозовые отключения от ударов в опору (nоп), трос (nтр) и прорыва молнии на провода (nпр). При ударе в опору возникают обратные перекрытия линейной изоляции из-за перенапряжений, возникающих при протекании тока молнии по опоре. По последствиям для изоляции к этой категории относятся и удары в прилегающие к опоре участки троса. При ударе молнии в трос в средней части пролета возникают перенапряжения на воздушном промежутке трос-провод и, после пробега по пролету и стекании тока молнии по опоре, на линейной изоляции. Расстояние между тросом и проводом в середине пролета по вертикали нормируется ПУЭ по условиям грозозащиты в зависимости от длины пролета (п. 2.5.66): до и после прихода в точку удара волны перенапряжений, отраженной от опоры с противоположным знаком, напряжение на воздушном промежутке не должно достигать его пробивного значения, поэтому число грозовых отключений от ударов молнии в средней части пролета (nтр) рассчитывается как правило по вероятности обратного перекрытия линейной изоляции на опоре. Оценка числа грозовых отключений от перекрытий воздушного промежутка при ударах в трос (ns) может оказаться необходимой в некоторых специальных случаях: при отступлении от требований ПУЭ, при разработке новых конструкций опор и т.д. Алгоритм расчета ns дан в Приложении 20 применительно к переходному пролету ВЛ. Методика расчета отдельных составляющих общего числа грозовых отключений (поп, nтр и nпр) приведена в Приложении 17.

7.1.2. Критические значения тока молнии, приводящие к перекрытию линейной изоляции, при прорывах молнии на провода невелики: изоляция ВЛ 110 - 330 кВ перекрывается при амплитуде тока молнии от 3 до 10 кА и выше, для изоляции ВЛ 500 - 1150 кВ опасен ток молнии от (15 - 35) кА. Практически каждый удар молнии в провод ВЛ 110 кВ вызывает перекрытие изоляции, опасными при прорывах молнии на провода ВЛ 1150 кВ являются 30 - 40 % разрядов молнии. Таким образом, высокая импульсная прочность линейной изоляции ВЛ 500 - 1150 кВ не обеспечивает их грозоупорности при прорывах молнии на провода.

7.1.3. Обратные перекрытия возникают при значительно большей амплитуде тока молнии. Например, изоляция ВЛ 110 кВ перекрывается при ударах молнии в опору с током, достигающим нескольких десятков кило-ампер. При удалении точки удара молнии от опоры к середине пролета вероятность обратного перекрытия изоляции уменьшается из-за распределения тока молнии между двумя опорами, снижения крутизны тока за счет потерь на импульсную корону при пробеге по тросу и удаленности канала молнии.

7.1.4. Вероятность прорыва молнии на провода зависит от числа и расположения тросов относительно проводов (угла защиты α и превышения троса над проводом Dh) и высоты опоры hon. Эффективность тросовой защиты от прорывов возрастает с уменьшением hon и a и увеличением Dh, На ВЛ 500 - 1150 кВ вероятность прорыва молнии на провода может возрастать под влиянием рабочего напряжения проводов, способствующего возникновению и прорастанию встречного лидера.

7.1.5. Распределение ударов молнии между опорой и тросом в пролете зависит от соотношения высоты опоры и длины пролета. При увеличении длины пролета уменьшается доля ударов молнии в опоры, т.е. ударов с повышенной вероятностью обратного перекрытия.

7.1.6. На вероятность обратного перекрытия изоляции влияют следующие конструктивные параметры ВЛ:

импульсная прочность линейной изоляции, зависящая от класса номинального напряжения ВЛ. Эта зависимость выражена значительно сильнее, чем при прорывах молнии на провода, так как с ростом импульсной прочности значения опасных для изоляции амплитуд тока молнии изменяются от десятков кило-ампер (для ВЛ 110 кВ), имеющих вероятность появления (0,3 - 0,4), до сотен кило-ампер (для ВЛ 500 кВ и выше) - с вероятностью появления 0,05 и менее;

тип и размеры опоры (с увеличением высоты опоры возрастает поражаемость ВЛ разрядами молнии и увеличивается индуктивность опоры; одностоечные железобетонные и стальные опоры имеют большую индуктивность, чем портальные или опоры с оттяжками; наибольшую индуктивность на единицу длины имеют одностоечные железобетонные опоры, но такие опоры обычно имеют меньшую высоту);

тросовая защита (подвеска троса за счет электростатического экранирования снижает разность потенциалов на линейной изоляции и уменьшает долю тока молнии, стекающего по опоре, что способствует снижению падения напряжения на индуктивности и сопротивлении заземления опоры; эффективность тросов возрастает при увеличении числа тросов, разнесении их на большее расстояние по горизонтали и приближении к проводам по вертикали);

сопротивление заземления опоры (уменьшение значений сопротивления заземления RЗ приводит к снижению перенапряжений на изоляции ВЛ; меньшие значения RЗ необходимо обеспечить на ВЛ, выполненных на одностоечных опорах, имеющих более высокую поражаемость разрядами молнии и большую индуктивность опор. Наиболее жесткие требования следует предъявлять к RЗ для ВЛ 110 кВ, выполняемых в настоящее время исключительно на одностоечных опорах и имеющих сравнительно невысокую импульсную прочность линейной изоляции).

7.1.7. Соотношение числа отключений из-за обратных перекрытий (пап + nтр) и прорывов nпр зависит от класса номинального напряжения Uh и конструкции ВЛ (типа опоры, числа и расположения тросов, сопротивления заземления). С ростом Uh и повышением импульсной прочности линейной изоляции повышается общая грозоупорность ВЛ и снижается доля отключений от обратных перекрытий.

7.2. Влияние природно-климатических условий и особенностей трассы на показатели грозоупорности ВЛ

7.2.1. Основными природно-климатическими характеристиками, влияющими на показатели грозоупорности ВЛ, являются интенсивность грозовой деятельности, статистическое распределение амплитуды тока молнии и электрофизические характеристики грунтов в районе прохождения трассы ВЛ (удельное сопротивление, диэлектрическая проницаемость и пробивная электрическая прочность грунта).

В настоящее время объем накопленных регистраций амплитуд тока молнии I недостаточен для построения статистических распределений I для регионов с различными природно-климатическими условиями, поэтому в практических методиках расчета учтена только зависимость статистического распределения от высоты опор ВЛ. Учет региональных особенностей грунтов обычно производится на стадии проектирования ВЛ по материалам вертикального электрозондирования.

7.2.2. На показатели грозоупорности могут влиять такие особенности трассы ВЛ, как прохождение ВЛ в одном коридоре с другими ВЛ, в том числе и на более высоких опорах, или экранировка ВЛ городской застройкой и лесным массивом. Во всех указанных случаях поражаемость ВЛ разрядами молнии уменьшается по сравнению с ВЛ, проходящей по открытой местности. Поражаемость разрядами молнии каждой из двух одинаковых ВЛ, идущих в одном коридоре, составляет около половины поражаемости отдельно идущей ВЛ.

Показатели грозоупорности экранируемых ВЛ улучшаются также за счет более благоприятного статистического распределения амплитуды тока молнии разрядов, поражающих ВЛ: опасные для линейной изоляции разряды с большими значениями I, ориентирующиеся на наземные объекты с больших высот, поражают преимущественно близко расположенные к ВЛ высокие объекты (здания городской застройки или лесной массив). Указанные обстоятельства могут быть причиной значительного расхождения расчетных и эксплуатационных показателей грозоупорности из-за невозможности учета в существующих методиках таких особенностей трассы ВЛ.

Например, по данным обработки опыта эксплуатации отношение числа грозовых отключений ВЛ 110 - 220 кВ, экранируемых лесом и идущих по открытой местности, характеризуется следующим и значениями:

Опора:

ВЛ с тросом

ВЛ без троса

портальная

0,50

0,40

одностоечная одноцепная

0,70

0,60

одностоечная двухцепная

0,75

0,70

7.3. Эксплуатационные показатели грозоупорности ВЛ 110-750 кВ

В настоящее время опыт эксплуатации ВЛ 110 - 750 кВ характеризуется следующими удельными показателями по числу отключений (табл. 7.11): nобщ - число отключений по всем причинам; п’Г - число грозовых отключений. Большой разброс эксплуатационных показателей грозоупорности ВЛ 110 - 330 кВ по регионам является следствием местных условий по уровню грозовой деятельности и характеристикам грунта, а также различий в конструкции опор.

1* За исключением некоторых ВЛ 330 кВ, опыт эксплуатации относится к ВЛ, проходящим в районах с хорошими грунтами.

Таблица 7.1

Эксплуатационные показатели ВЛ 110 - 750 кВ по отключеньям (на 100 км и 1 год эксплуатации)

Uн, кВ

Число отключений на 100 км и 1 год эксплуатации

Доля грозовых отключений, %

nобщ

nГ

Пределы изменения

Среднее

Пределы изменения

Среднее

Пределы изменения

Средняя

110

3,5 - 14,4

9,0

0,33 - 2,3

1,0

4,5 - 22,5

12

220

1,3 - 5,8

3,0

0,03 - 1,2

0,45

1,2 - 30,0

15

330

0,4 - 3,0

2,0

0,10 - 0,66

0,20

4,3 - 51,1

10

500

0,6

0,08

15

750

0,24

0,07

30

7.4. Средства грозозащиты воздушных линий

В качестве основных средств грозозащиты ВЛ используются:

·         подвеска заземленных тросов,

·         снижение сопротивления заземления опор,

·         повышение импульсной прочности линейной изоляции,

·         защита отдельных опор и участков с ослабленной изоляцией,

·         ограничители перенапряжений (ОПН).

Резервным средством повышения надежности и бесперебойности работы ВЛ является автоматическое повторное включение (АПВ), в особенности быстродействующее (БАПВ) и однофазное (ОАПВ). Коэффициент успешности АПВ при грозовых отключениях, по данным опыта эксплуатации, для ВЛ 110 - 500 кВ составляет в среднем 0,6 - 0,8, а для ВЛ 750 и 1150 кВ - 0,8 - 0,9. АПВ позволяет частично компенсировать низкую грозоупорность ВЛ при трудностях устройства хороших заземлений и т.п. Однако применение АПВ не должно исключать использование основных средств грозозащиты, так как к.з. снижают ресурс оборудования ПС.

7.4.1. Подвеска заземленных тросов позволяет уменьшить в сотни раз число ударов молнии непосредственно в провода, представляющих наибольшую опасность для изоляции ВЛ: в этом случае гирлянды ВЛ 110 - 1150 кВ перекрываются при небольших токах молнии (от нескольких килоампер до 30 кА).

Расположение тросов относительно проводов должно обеспечить наибольшую эффективность тросовой защиты при преобладающем для данной ВЛ типе грозовых отключений (прорывы или обратные перекрытия, см. п. 7.1.7). В первом случае снижение вероятности прорыва, достигается уменьшением угла защиты троса (тросов), в том числе подвеской тросов с отрицательным углом защиты, и увеличением расстояния между тросом и проводом по вертикали. Во втором случае вероятность обратного перекрытия уменьшается при увеличении числа тросов, разнесении их на большее расстояние, в том числе при подвеске части тросов под проводами. Перечисленные мероприятия способствуют уменьшению импульсного тока через опору и усиливают электростатическое экранирование проводов тросами.

7.4.2. На ВЛ, ранее выполненных на деревянных опорах, трос подвешивался только на подходах к ПС, так как грозоупорность ВЛ на деревянных опорах без троса достаточно высока (грозовые отключения происходят только при междуфазном перекрытии по двум гирляндам и участку траверсы). В процессе эксплуатации грозоупорность и надежность ВЛ резко снижаются из-за расщепления и загнивания стоек и траверс, что требует больших трудозатрат на ремонт ВЛ. Для нового электросетевого строительства рекомендуется только комбинированные деревянные опоры (с грозозащитным тросом - одним или двумя, стальными траверсами, железобетонными фундаментами и стальным заземляющим спуском - разработка НИИПТ); у ВЛ с такими опорами грозоупорность и надежность примерно те же, что у ВЛ со стальными и железобетонными опорами.

7.4.3. Применение грозозащитного троса на ВЛ 6 - 35 кВ малоэффективно из-за низкой импульсной прочности линейной изоляции и, соответственно, высокой вероятности обратного перекрытия при ударе в опору и трос.

7.4.4. Для снижения потерь энергии от индуктированных в тросах токов, а также для использования тросов в качестве канала высокочастотной связи или в целях емкостного отбора мощности грозозащитный трос крепится к опоре на изоляторах, снабженных шунтирующими искровыми промежутками. При разряде молнии искровые промежутки пробиваются уже во время развития лидерного канала, и в стадии главного разряда трос работает как заземленный наглухо.

7.4.5. Снижение сопротивлений заземления опор ВЛ с тросом является одним из основных средств уменьшения вероятности импульсного перекрытия изоляции при ударе молнии в трос или опору. Исключением являются ВЛ или участки на очень высоких опорах (переходы через реки и т.п.), грозоупорность которых в значительной мере определяется индуктивностью опор.

7.4.6. В тех случаях, когда не удается осуществить низкое сопротивление заземления опор, тросовая защита может оказаться малоэффективной, так как большинство ударов молнии в трос или опору будет приводить к перекрытиям изоляции.

7.4.7. Сопротивление заземления металлических и железобетонных опор на ВЛ без троса должно быть по возможности низким. Это способствует уменьшению вероятности перекрытия изоляции при ударах в опору и уменьшению вероятности перехода однофазных перекрытий в многофазные при ударах молнии в опоры и провода.

7.4.8. В обычных грунтах с удельным сопротивлением не более 100 - 300 Ом·м выполнение заземлений опор с достаточно низким сопротивлением не вызывает больших трудностей и их стоимость невысока. В сухих песчаных и скальных грунтах для этого приходится применять глубинные вертикальные заземлители, достигающие хорошо проводящих слоев грунта, или горизонтальные (лучевые) заземлители длиной до 60 м. Применение сплошных противовесов, проложенных в земле от опоры к опоре, часто неэкономично, так как даже в грунтах высокого удельного сопротивления большая часть импульсного тока стекает с противовеса в землю на участке 60 - 100 м от опоры. Прокладка параллельных лучей нецелесообразна из-за снижения коэффициента их использования вследствие взаимного экранирования. При применении двух лучей их следует направлять в противоположные стороны вдоль оси ВЛ. Электромагнитная связь между проводами ВЛ и лучами в земле не оказывает существенного влияния на эффективность заземлителя.

Для повышения грозоупорности ВЛ, проходящих в районах с высоким удельным сопротивлением грунта, по совокупности факторов (трудности прокладки, повреждаемость в эксплуатации, низкая эффективность при стекании тока молнии) можно увеличить число тросов (с подвеской одного или двух из них под проводами).

7.4.9. Импульсная прочность изоляции ВЛ с тросом определяется типом изоляторов, длиной гирлянды, длиной воздушных промежутков на опоре и промежутка трос-провод в пролете. Тип изоляторов и длина гирлянды для ВЛ всех классов напряжения выбираются не по соображениям грозозащиты, а по рабочему напряжению. Увеличение длины гирлянды и скоординированных с ней воздушных промежутков на опоре повышает капитальные затраты и практически не используется как средство грозозащиты.

7.4.10. Изоляцию очень высоких переходных опор, выбранную по рабочему напряжению, рекомендуется усиливать на 15 %. Эта мера позволяет компенсировать накапливаемые в эксплуатации поврежденные изоляторы и исключить проведение труднодоступных профилактических и ремонтных работ, по замене изоляторов на переходных опорах в течение 25 лет.

7.4.11. Грозоупорность ВЛ 6 - 35 кВ на железобетонных и металлических опорах существенно повышается при использовании для подвески нижних проводов изоляционных траверс из пластических материалов.

7.4.12. Особое внимание уделяется защите опор с ослабленной изоляцией. На ранее построенных ВЛ с деревянными опорами без троса к ним относятся: отдельные металлические или железобетонные опоры; опоры, ограничивающие тросовый подход к ПС; опоры отпаек, подключенных через трехполюсные разъединители, скомплектованные на металлической раме; транспозиционные опоры. К ослабленной изоляции относятся также воздушные промежутки, образующиеся при пересечении воздушных линий между собой.

При наличии на трассе опор с ослабленной изоляцией грозоупорность ВЛ снижается вследствие увеличения вероятности перекрытия ослабленной изоляции при ударе молнии в такую опору и от волн атмосферных перенапряжений, набегающих на нее с прилегающих участков трассы с нормальной изоляцией.

Защита опор с ослабленной изоляцией ранее осуществлялась с помощью трубчатых разрядников, обеспечивающих гашение дуги после импульсного перекрытия. Недостатком трубчатых разрядников является нестабильность их характеристик, что нередко приводит к развитию аварий при отказе и разрушении разрядников. Обслуживание трубчатых разрядников трудоемко. Более перспективно использование ОПН. Опоры с ослабленной изоляцией могут защищаться также специально предусмотренными искровыми промежутками.

7.4.13. Грозозащита пересечений ВЛ между собой и с линиями электрифицированного транспорта и связи обеспечивается соблюдением нормированных расстояний по воздуху. Кроме того, на ВЛ с деревянными опорами и АПВ для ограничения амплитуды перенапряжений применялись разрядники или искровые промежутки, установленные на опорах, ограничивающих пролет пересечения. В настоящее время более удобны ОПН (см. п. 7.4.1.4).

7.4.14. Дополнительным средством повышения грозоупорности ВЛ могут служить ОПН, устанавливаемые непосредственно на опорах ВЛ. Применение ОПН на ВЛ наиболее эффективно в следующих случаях:

·         на одной из цепей двухцепной ВЛ, что практически полностью предотвращает грозовые отключения одновременно двух цепей;

·         при высоком сопротивлении заземления опор;

·         на высоких опорах, например, на переходах через водные преграды. При этом ОПН могут устанавливаться либо на всех фазах каждой опоры, либо на части опор или только на одной или двух фазах.

РАЗДЕЛ 8. Выбор средств грозозащиты ВЛ 110 кВ и выше

8.1. Оценка грозоупорности ВЛ 110 - 750 Кв по справочным кривым

8.1.1. В Приложении 23 представлены справочные кривые, построенные по результатам расчета на ЭВМ грозоупорности ВЛ 110 - 750 кВ на металлических и железобетонных опорах, вошедших в унификацию опор, разработанную Институтом «Энергосетьпроект» в течение 1968 - 1984 г.г., а также для типовых опор, разработанных после появления этой унификации и выпускаемых заводами. Схемы опор и необходимая для пользования справочными кривыми информация даны в табл. 8.1, в которой указаны:

·         шифр опоры, выбранной в качестве расчетного варианта для данной конструкции опор (промежуточная без подставки);

·         расчетная длина пролета Iпрол равная 0,89 среднего значения габаритного пролета;

·         номер таблицы с информацией для расчета сопротивления заземления опор;

·         номер рисунка с результатами расчета удельного числа грозовых отключений ВЛ на 100 км и 100 грозовых часов n1.

Расчеты выполнены по методике, изложенной в Приложениях 17 и 18, соответственно, для ВЛ с тросом и без троса.

8.1.2. Зависимости n1 от сопротивления заземления RЗ (от 1 до 100 Ом) даны для трех конструкций изоляционных подвесок с длиной разрядного пути по гирлянде изоляторов Iразр, в пределах:

Uh, кB

110

150

220

330

500

750

1,0 - 1,3

1,3 - 1,5

1,8 - 2,2

2,7 - 3,2

3,2 - 4,7

5,1 - 7,0

В качестве базовых использованы изоляторы нормального исполнения типа ПС70Б и ПС120Б со строительной высотой Низ 0,127 м. Варианты Iразр = пизНиз

где пиз - число изоляторов в гирлянде, выбраны по следующим условиям:

1) наименьшего допустимого ПУЭ-98 (п. 2.5.14, табл. 2.5.19) изоляционного расстояния по воздуху от токоведущих до заземленных частей опоры;

2) по рекомендациям «Инструкции по выбору изоляции электроустановок» РД 34.51.101 для районов с I и II степенью загрязненности атмосферы:

3) после введения в гирлянды дополнительных изоляторов для обеспечения 25-летнего безремонтного периода эксплуатации линейной изоляции.

2 В случаях совпадения Iразр, по этим условиям для получения серии кривых п1 длина Iразр, выбиралась по дополнительным соображениям (см. Приложение 23).

8.1.3. Удельное число грозовых отключений для ВЛ с тросом разделено на составляющие: от обратных перекрытий при ударе в опору и в трос пон + пТР3; от прорывов на провод пПР. В последнем случае расчетные зависимости представляют горизонтальные прямые.

3 Расчеты пон + пТР для справочных кривых выполнены при фиксированных значениях RЗ т.е. без учета влияния ценообразования на значение сопротивления заземления и конечным результат расчета грозоупорности (п1).

Влияние этого фактора на показатели грозоупорности ВЛ 110 330 кВ различного конструктивного исполнения анализируется в Приложении 25

Для ВЛ без троса приведены зависимости общего удельного числа грозовых отключений n1, от RЗ и составляющей от прорывов молнии на провода пПР.

Для ВЛ на двухцепных опорах кроме удельного числа грозовых отключений на две цепи приведено удельное число грозовых отключений одновременно двух цепей (без разделения на составляющие).

Таблица 8.1

Состав исходных данных для расчета показателей грозоупорности ВЛ 110 - 750 кВ на унифицированных и типовых опорах: шифр опоры (расчетная длина пролета), номер таблицы к расчету сопротивления типового заземлителя, номер рисунка справочных кривых удельного числа грозовых отключений

Описание: 17

8.1.4. Абсолютное число грозовых отключений ВЛ NГ, имеющей по трассе одинаковые конструктивные параметры (тип промежуточной опоры, число тросов, изоляцию), оценивается через удельное число грозовых отключений nГ по соответствующему типу опоры и классу напряжения рисунку справочных кривых с учетом фактической интенсивности грозовой деятельности (Nгч, см. Приложение 13) и длины ВЛ L по формуле:

                                                        (8.1)

В качестве RЗ принимается среднее из измеренных (рассчитанных) значений сопротивления заземления опор на промышленной частоте на трассе.

Если среди гирлянд, используемых при разработке справочных кривых, нет гирлянды с Iразр, равной длине разрядного пути гирлянд на анализируемой ВЛ, необходимо по трем значениям пГ для конкретного RЗ построить дополнительную зависимость пГ от Iразр, по которой определить необходимое для формулы (8.1) значение пГ. Для быстрой оценки пГ возможна интерполяция внутри исходных справочных кривых.

8.1.5. Абсолютное число грозовых отключений неоднородной по трассе ВЛ (например, идущей участками на одноцепных и двухцепных опорах или имеющей участки без тросовой защиты и т.д.) определяется с привлечением удельных чисел отключений по нескольким рисункам справочных кривых через сумму абсолютных чисел грозовых отключений на отдельных участках ВЛ по формуле:

                                                                   (8.2)

8.1.6. Удельное число грозовых отключений одной цепи двухцепной ВЛ, необходимое для подстановки в формулу (8.1) или (8.2), вычисляют по формуле:

                                                  (8.3)

где nГ и nГ2Ц - удельное число грозовых отключений двухцепной ВЛ и одновременно двух цепей соответственно.

8.1.7. При существенном различии в расположении тросов относительно проводов на опорах анализируемой ВЛ и соответствующего варианта справочных кривых (по углу защиты а и смещению троса относительно провода по вертикали и горизонтали) и особенно в случаях, когда число отключений от прорывов nПР близко или превышает число отключений от обратных перекрытий, следует рассчитать вероятность прорыва молнии на провода для двух вариантов взаимного расположения троса и провода. После этого удельное число отключений от прорыва молнии на провода анализируемой ВЛ определяется по формуле:

                                                      (8.4)

где nпр - удельное число грозовых отключений от прорывов молнии на провода по справочным кривым; Рa и Р’a - вероятность прорыва молнии на провода для ВЛ, используемой при разработке справочных кривых, и для анализируемой ВЛ, по формуле (П17.35).

Общее удельное число грозовых отключений анализируемой ВЛ для подстановки в формулу (8.1) или (8.2) вычисляют по формуле:

nГ = (nон + nтр) + n’пр                                                   (8.5)

8.1.8. При оценке числа отключений NГ действующих ВЛ учитываются особенности их трассы (например, прохождение ВЛ в одном: коридоре с другими ВЛ или по лесному массиву). В этом случае полученное по формуле (8.1) значение NГ следует умножить на коэффициенты, рекомендованные в п. 7.2.2.

8.2. Критерии выбора средств грозозащиты ВЛ 110 кВ и выше

8.2.1. Опыт эксплуатации (табл. 7.1) показывает, что грозовые отключения ВЛ в среднем составляют 10 - 20 % от общего числа автоматических отключений по всем причинам. С ростом класса номинального напряжения число грозовых отключений уменьшается, но возрастает на фоне повышения общей надежности ВЛ доля грозовых отключений.

8.2.2. При выборе комплекса средств грозозащиты необходимо учитывать их эффективность для повышения надежности ВЛ в целом в конкретных природно-климатических условиях (например, подвеска троса на сильногололедных участках может приводить к снижению надежности ВЛ) и возможности технической реализации предлагаемых мероприятий (например, устройство заземлителей в скальных грунтах).

8.2.3. По совокупности природно-климатических условий, влияющих на грозоупорность ВЛ, и их ответственности, ВЛ разделяются на следующие категории.

A. ВЛ, проходящие в районах с умеренной грозовой деятельностью (NГ.Ч £ 40 грозовых часов) и удовлетворительными характеристиками грунтов (ρ < 1000 Ом·м). К этой категории относится большинство эксплуатируемых ВЛ в крупных энергосистемах, отключение которых, в том числе и с неуспешным АПВ, не приводит к перерыву энергоснабжения потребителей.

Б. ВЛ, проходящие в районах с повышенной грозовой активностью (NГ.Ч > 40 грозовых часов) или с высокими удельными сопротивлениями грунтов (ρ > 1000 Ом·м).

B. Особо ответственные ВЛ: межсистемные связи; незарезервированные источники питания; двухцепные ВЛ, используемые в качестве независимых источников питания; ВЛ, отходящие от АЭС, практически все ВЛ 500 и 750 кВ и т.д.

8.2.4. Общим ориентиром для выбора средств грозозащиты может быть учет эксплуатационных показателей надежности ВЛ, достигнутых в конкретном регионе: общего удельного числа автоматических отключений побщ; доли грозовых отключений bг; коэффициента успешности kАпв.

8.2.5. Практическим критерием для определения допустимого числа фазовых отключений Nдоп.г выбора средств грозозащиты ВЛ 110 - 330 кВ категорий А и Б является обеспечение готовности оборудования энергосистемы, а именно, соблюдение нормированной периодичности ремонта линейных выключателей. Методика расчета Nдоп.г по этому критерию дана ниже (подраздел 8.3).

8.2.6. Удельное число отключений ВЛ 110 - 330 кВ категории В должно быть, по крайней мере, вдвое меньше, чем других ВЛ в данном регионе. При отсутствии эксплуатационных показателей надежности по конкретному региону следует ориентироваться на усредненные значения общего числа автоматических отключений в табл. 7.1, введя в допустимое число отключений коэффициент запаса 0,5.

На ВЛ 110 - 330 кВ категории В должны быть реализованы все возможности по повышению их надежности и грозоупорности, в том числе и нетрадиционные (увеличение числа тросов, подвеска одного из них под проводами, усиление изоляции, установка ограничителей перенапряжений). Следует преимущественно использовать опоры с двумя тросами. Выбор комплекса средств грозозащиты таких ВЛ должен проводиться, как правило, индивидуально путем многовариантных расчетов с применением справочных кривых (Приложение 23) или использованием программы расчета грозоупорности ВЛ для ЭВМ.

8.2.7. При выборе средств грозозащиты вновь сооружаемых ВЛ 500 и 750 кВ следует ориентироваться на достигнутые эксплуатационные показатели по удельному числу грозовых отключений (п’г в табл. 7.1) без введения коэффициента запаса: в используемых в настоящее время опорах для этих ВЛ реализованы практически все возможности по созданию ВЛ повышенной грозоупорности (что подтверждает и опыт эксплуатации). Дополнительные возможности повышения грозоупорности ВЛ 500 и 750 кВ могут появиться только при освоении опор с отрицательным углом защиты троса.

8.2.8. Улучшение тросовой защиты актуально и для ВЛ 1150 кВ. Ожидаемое число грозовых отключений ВЛ 1150 кВ в Северном Казахстане оценивается значением 0,4 на 100 км в год при работе на номинальном напряжении (при работе на пониженном до 500 кВ напряжении ВЛ 1150 кВ не должны отключаться). Объем опыта эксплуатации ВЛ 1150 кВ (с 1986 г. до 1995 г. включительно) составил 16,7 тыс. км·лет, в том числе при работе на номинальном напряжении 3 тыс. км·лет. За весь период эксплуатации ВЛ 1150 кВ отключались от грозы 21 раз. Основная причина отключений - прорывы молнии на провода в области анкерно-угловых опор. Повышение грозоупорности ВЛ 1150 кВ может быть обеспечено за счет использования промежуточных и анкерно-угловых опор с отрицательными углами защиты троса.

8.3. Допустимое число грозовых отключений ВЛ и выбор средств грозозащиты по критерию коммутационного ресурса линейных выключателей

8.3.1. Абсолютное допустимое число грозовых отключений ВЛ по условию полного исчерпания коммутационного ресурса выключателя в межремонтный период рассчитывается по формуле

                                     (8.6)

где N0 - допустимое без ремонта выключателя количество отключений номинального тока к.з. (по ГОСТ 687-78 с изменениями № 2, табл. 4); Тп.р - средний период планового ремонта выключателей, годы. При отсутствии уточняющих местных инструкций принимаются в соответствии с ПТЭ следующие значения Гпр для разных типов выключателей: масляных 6 - 8, воздушных 4 - 6, элегазовых 12 лет; bГ - отношение числа грозовых отключений к общему числу автоматических отключений. При отсутствии соответствующих данных по опыту эксплуатации ВЛ в рассматриваемом регионе используются следующие усредненные показатели:

uH, кВ

110

150

220

330

500

bГ

0,10

0,11

0,13

0,15

0,25

kАпв - коэффициент успешности АПВ при грозовых отключениях (по опыту эксплуатации ВЛ 110 - 550 кВ kАпв (0,64 ÷ 0,8); kB - коэффициент, учитывающий условия эксплуатации выключателя: длину ВЛ, значение тока к.з. в ближайшей к шинам подстанции точке ВЛ и изменение коммутационного ресурса выключателя при удалении точки к.з. от шин подстанции. Значения коэффициента для трех типов выключателей ВЛ 110 - 500 кВ, двух совокупностей значений токов к.з. в ближайшей к шинам подстанции точке на ВЛ Iк.з равному нормируемому ГОСТ 687-78 току отключения к.з. I0 (15; 20; 31,5; 40; 50; 63 кА), а также для Iкл = 0,5 I0 представлены в Приложении 28 сериями зависимостей коэффициента kB от длины ВЛ (рис. П28.1-П28.4).

8.3.2. Практически выбор комплекса средств грозозащиты, обеспечивающий допустимое по коммутационному ресурсу выключателя число грозовых отключений, определенное по формуле (8.6), для ВЛ длиной L, проходящей в районе с интенсивностью грозовой деятельности NГ.Ч, сводится к определению предельно допустимого значения сопротивления заземления RЗ, так как в большинстве случаев конструкция опоры и, следовательно, количество и расположение тросов выбираются по другим соображениям.

Значение RЗ может быть определено с использованием справочных кривых Приложения 23 после перехода от абсолютного допустимого числа грозовых отключений Nдоп.г к предельному значению удельного числа грозовых отключений*4 Nг.пред (на 100 км и 100 грозовых часов) по формуле:

                                                               (8.7)

4 Справочные кривые построены для удельного числа грозовых отключений на 100 км и 100 грозовых часов.

В Приложении 26 описана процедура определения предельного допустимого значения RЗ применительно к ВЛ на одноцепных и двухцепных опорах.

8.3.3. Результаты определения RЗ для унифицированных и типовых опор ВЛ 110 - 330 кВ (в соответствии с номенклатурой табл. 8.1) приведены в Приложении 24. В расчетах варьировались следующие природно-климатические, конструктивные и эксплуатационные характеристики ВЛ:

·         тип выключателя: воздушный (I0 = 31,5 кА, Тпр = 6, N0 = 8); масляный (I0 = 20,0 кА, ТП.Р = 8, N0 = 5);

·         ток к.з. в ближайшей к подстанции точке ВЛ: Iк.з = I0 и Iк.з, = 0,5 I0;

·         длина ВЛ - три значения в пределах длин, характерных для ВЛ 110 - 330 кВ:

UH, кВ

L, км (расчетные значения)

110

20; 50; 100

150

20; 100; 160

220

40; 100; 200

330

60; 100; 300

·         интенсивность грозовой деятельности: NГ.Ч = 20; 40 и 80 грозовых часов;

·         число изоляторов в гирлянде: по рекомендациям «Инструкции по выбору изоляции электроустановок» РД 34.51.101 для районов с I и II степенью загрязнения; с увеличенным числом изоляторов.

Коэффициент успешности АПВ принят одинаковым, kапв = 0,8.

Предельное значение RЗ меняется в зависимости от Nдоп.г и уровня грозовой деятельности. Требования к RЗ ужесточаются при использовании выключателей, допускающих меньшее число отключений токов к.з., при больших токах к.з. на шинах ПС, для ВЛ на металлических башенных опорах, в том числе с одним тросом, с ростом NГ.Ч и увеличением длины ВЛ. Однако существует много вариантов сочетаний природно-климатических и эксплуатационных условий, допускающих значения RЗ большие, чем регламентируемые в настоящее время ПУЭ». Усиление изоляции позволяет ослабить требования к RЗ, что может быть использовано как альтернативное средство грозозащиты на ВЛ 110 - 150 кВ и при трудностях устройства заземлителей.

*** В ПУЭ-1998 (п. 2.5.75) требования к RЗ, определяются удельным сопротивлением грунта.

8.4. Определение области рационального использования унифицированных и типовых опор для ВЛ 110 - 330 кВ различных категорий по грозозащите

Различие в числе грозовых отключений ВЛ 110 - 330 кВ, выполненных на опорах различной конструкции, но имеющих одинаковое сопротивление заземления в пределах (10 - 30) Ом, характеризуется следующими значениями кратностей по отношению к наименьшему nГ в каждом классе номинального напряжения ВЛ (Приложение 24):

UH кВ

110

150

220

330

Различие в пг, кратность, число раз

1,5 - 2

2 - 3

3,5

3 - 4

Для каждой конструкции опор ВЛ 110 - 330 кВ существуют сочетания природно-климатических и эксплуатационных условий, при которых требуемые показатели грозоупорности могут быть обеспечены с наименьшими затратами на сооружение заземляющих устройств.

При определении границ рационального использования опор при сооружении ВЛ 110 - 330 кВ различных категорий по грозозащите необходимо исходить из следующего:

·         опора может использоваться для сооружения ВЛ 110 - 330 кВ категории A (NГ.Ч £ 40 грозовых часов и обычные грунты), если предельное значение RЗ > 9 Ом5*;

5* В зарубежной практике нормировано значение RЗ = 8 Ом.

·         ВЛ категории Б разделяются на две или три группы: умеренная грозовая деятельность и плохие грунты; повышенная грозовая активность и обычные грунты; повышенная грозовая активность и плохие грунты. В количественных показателях это выражается следующим образом:

Номер группы

Nг.ч, ч

Предельное значение RЗ, Ом

1

£40

³30

2

>40

³9

3

>40

£30

·         во всех случаях предельное значение RЗ представляет среднее значение сопротивления заземления опор на трассе ВЛ.

В Приложении 27 по материалам табл. П26.1 - П26.4 Приложения 26 представлены области применения унифицированных и типовых опор (табл. 8.1) для ВЛ 110 - 330 кВ категорий А и Б по грозозащите. Варианты по природно-климатическим, конструктивным и эксплуатационным характеристикам ВЛ те же, что в п. 8.3.3. Границы областей даны значениями NГ.Ч, наибольшей возможной длиной ВЛ в конкретных условиях и допустимыми значениями RЗ для наименьшей рассматриваемой и наибольшей возможной длины ВЛ.

Например, одноцепную башенную опору ВЛ 220 кВ с одним тросом рекомендуется использовать в следующих случаях (табл. П27.2).

Линейная изоляция 15ПС70Е6

6 В соответствии с «Инструкцией по выбору изоляции электроустановок РД 34.51.101».

Линейный выключатель - воздушный

Iк.з = I0

При NГ.Ч 20 ч башенная опора с одним тросом может использоваться для сооружения ВЛ категории А во всем диапазоне длин от 40 до 200 км: на ВЛ длиной до 40 км можно допускать RЗ £ 13 Ом; при L = 200 км только RЗ £ 9 Ом.

Iк.з - 0,5 I0

При NН.Ч £ 20 ч допустимы большие значения сопротивления заземления (RЗ £ 30 Ом) и появляется возможность использовать опору при 20 ч < NГ.Ч £ 40 ч, если длина ее не превышает 75 км. В этом случае: при L = 40 км RЗ £ 14 Ом, при L = 75 км RЗ £ 9 Ом.

Линейный выключатель - масляный

Опора может использоваться только при Iк.з = 0,5 I0 и при невысокой грозовой активности (NГ.Ч £ 20 ч) для ВЛ длиной до 50 км с RЗ £ 9 Ом.

Линейная изоляция 17ПС70Е

Линейный выключатель - воздушный

Iк.з = I0

Усиление изоляции позволяет повысить пределы по RЗ до (17 - 13) Ом при NГ.Ч < 20 ч; появляется возможность использовать опору на коротких ВЛ (до 40 км) при 20 ч < NГ.Ч £ 40 ч; lк.з = 0,5 l0

Допускается повышение RЗ до (36 - 20) Ом при NГ.Ч £ 20 ч, расширяется допустимая длина ВЛ до наибольшей (200 км) при 20 ч < NГ.Ч £ 40 ч при одновременном повышении предельных значений RЗ. Появляется область использования опор в районах с повышенной грозовой активностью и обычными грунтами (категория Б, группа I): при NГ.Ч - 40 ч L до 200 км, при NГ.Ч = 80 ч L до 50 км, при RЗ, соответственно. (19 - 10) Ом и (10 - 9) Ом.

Линейный выключатель - масляный

По-прежнему возможно использование башенной опоры с одним тросом только при lк.з = 0,5 l0 и NГ.Ч £ 20 ч, но допустимая длина ВЛ увеличивается от 50 м до 130 м при одновременном повышении предельных значений RЗ от (10 - 9) Ом до (14 - 9) Ом.

При подвеске двух тросов на одноцепной башенной опоре область ее применения значительно расширяется, в том числе и для ВЛ категории Б. При добавлении двух изоляторов в гирлянды опора с двумя тросами может использоваться в районах с плохими грунтами: при NГ.Ч £ 20 ч и длине ВЛ от 40 до 200 км среднее значение RЗ на линии может быть от 50 до 30 Ом.

Сооружение ВЛ в соответствии с рекомендациями Приложения 27 обеспечивает показатели грозоупорности ВЛ 110 - 330 кВ на уровне достигнутых в эксплуатации, так как допустимое число грозовых отключений по критерию коммутационного ресурса выключателей Nдоп.г, рассчитанное по формуле (8.6) для L = 100 км и реальных условий эксплуатации по типу и характеристикам выключателей, достаточно хорошо согласуется с удельным числом грозовых отключений по опыту эксплуатации при фактической грозовой деятельности (п’г), а именно:

Uh, кB

110

220

330

Nдоп.г (по формуле (8.6))

0,39 - 1,64

0,34 - 1,44

0,21 - 1,17

n'1 по опыту эксплуатации, среднее (пределы изменения)

1,0 (0,33 - 2,3)

0,45 (0,03 - 1,2)

0,2 (0,10 - 0,66)

Предельные значения RЗ в Приложениях 26 и 27 не являются заниженными, так как они определялись из справочных кривых удельного числа грозовых отключений n1 (Приложение 28), рассчитанных без учета уменьшения сопротивления заземления за счет искрообразования в грунте при стекании тока молнии.

В перспективе, при широком внедрении элегазовых выключателей и накоплении опыта их эксплуатации может потребоваться пересмотр критериев выбора комплекса средств грозозащиты. При более высоком коммутационном ресурсе элегазовых выключателей надежность электроснабжения будет определяться готовностью других видов подстанционного оборудования, чувствительных к воздействию грозовых перенапряжений и токов к.з. от них (например, силовых трансформаторов).

РАЗДЕЛ 9. Защита станций и подстанций 6-1150 кB от грозовых перенапряжений

9.1. Общие положения

Опасные грозовые воздействия на подстанционном оборудовании возникают при ударах молнии непосредственно в подстанцию (ПС), а также при поражениях ВЛ и приходе по ним на распределительное устройство (РУ) и ПС грозовых волн. Кроме того, для РУ 6 и 10 кВ опасны перенапряжения, индуктированные на токоведущих частях при ударах молнии в землю или другие объекты вблизи ВЛ или ПС.

Эффективность защиты от грозовых перенапряжений внутренней изоляции подстанционного оборудования должна быть значительно более высокой по сравнению с воздушной и линейной изоляцией ВЛ, так как внутренняя изоляция оборудования подстанций имеет небольшие запасы по отношению к импульсным испытательным напряжениям и не обладает свойством самовосстановления после грозового перекрытия.

Защита оборудования подстанций от прямых ударов молнии обеспечивается системой стержневых и тросовых молниеотводов. Для оценки эффективности грозозащиты изоляции оборудования, подвесной и воздушной изоляции на ПС от прямых ударов молнии применяется такой же качественный, но более жесткий количественный критерий, что и для ВЛ, т.е. ожидаемое число обратных перекрытий при ударах молнии в молниеотводы, а также от прорывов через систему молниезащиты. В качестве критерия используется среднее ожидаемое число лет безаварийной работы ПС при этих воздействиях Тпу. Считается, что если Тпу расчетно оценивается 500 3000 годами соответственно для ПС 35 - 1150 кВ, то грозозащита оборудования, подвесной и воздушной изоляции ПС надежно защищена от обратных перекрытий и прорывом на территории РУ.

Защита ПС от набегающих с ВЛ волн грозовых перенапряжений основана на выборе соответствующих защитных аппаратов (ОПН, разрядников), числа и места их установки на ПС с тем, чтобы обеспечить такое снижение воздействующих волн грозовых перенапряжений по амплитуде и крутизне, при котором в течение нормированного срока безаварийной эксплуатации Тн.в, не будут превышены допустимые значения перенапряжений для наиболее ответственного и дорогостоящего оборудования (трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и т.д.). Показатель надежности грозозащиты ПС 35 - 1150 кВ от набегающих волн Тнв должен быть соответственно не менее 200 - 1500 лет.

9.2. Защита станций и подстанций от прямых ударов молнии

9.2.1. Для защиты подстанционного оборудования от прямых ударов молнии используется система молниеотводов. Требуемое количество и высота молниеотводов выбирается в соответствии с рекомендациями Приложения 29. При этом должны быть приняты меры по предотвращению обратных перекрытий с молниеотводом на токоведущие части РУ по воздуху и выноса высокого потенциала по земле.

Расчетное значение надежности защиты станций и ПС от прямых ударов молнии выбирают в зависимости от степени ответственности защищаемого объекта, от тяжести ущербов, возникающих при его поражении, интенсивности грозовой деятельности и пр. Наибольшая надежность грозозащиты должна обеспечиваться следующим объектам: ОРУ вместе с его шинными мостами и гибкими связями; зданиям машинного зала и ЗРУ; зданиям трансформаторной башни, маслохозяйства, нефтехозяйства, электролизной и ацетилено-генераторной станции; угледробилке, вагоноопрокидывателям, резервуарам с горючими жидкостями или газами; местам хранения баллонов с водородом; градирням и дымовым трубам. Электрические цепи 6 и 10 кВ, имеющие гальванические связи с генераторным напряжением, также защищаются от прямых ударов молнии.

9.2.2. Установка молниеотводов на зданиях ЗРУ не является обязательной. В случае выполнения кровли здания полностью из металла или применения металлических несущих конструкций достаточно заземлить металлические части кровли. Плоскую неметаллическую или железобетонную кровлю защищают наложением молниеприемной сварной сетки из стальной проволоки непосредственно на кровлю или под слой негорючего утеплителя или гидроизоляции. При этом для предотвращения нежелательной разности потенциалов между различными металлическими элементами здания (трубы, вентиляционные устройства, заземляющие спуски и пр.) они должны быть соединены между собой.

При использовании в качестве молниеприемной сетки стальной арматуры железобетонных плит кровли возможно щепление бетона. Этот способ грозозащиты зданий не рекомендуется в сильногрозовых районах. Защита зданий ЗРУ от прямых ударов экономически оправдана при интенсивности грозовой деятельности 20 грозовых часов в год и более. Число грозовых разрядов в сооружение NГ определяется по формуле

Nc = р0 (ac + 2Rэкв) (bc + 2Rэкв) 106                                 (9.1)

где р0 - плотность разрядов молнии на 1 км2 земной поверхности (принимается по рекомендациям подраздела 6.3 (Часть 3); ас bc hc - длина, ширина и высота сооружения, м; Rэкв - эквивалентная ширина, с которой сооружение собирает боковые разряды молнии, м:

при hс £ 30 м

при hc > 30 м Rэкв = 0,75 (hc + 90)

Здания с неметаллической или железобетонной кровлей допускается не защищать, если Nc < 0,05 в год.

Для предотвращения обратных перекрытий с заземляющих спусков и металлических конструкций здания на ошиновку и оборудование ЗРУ, а также на токоведущие части наружных вводов должны быть приняты меры по улучшению экранировки здания за счет увеличения числа заземляющих спусков, их объединения (на крыше и у фундамента) и уменьшения сопротивления заземляющего контура.

9.2.3. Для защиты ОРУ от прямых ударов молнии применяются стержневые и тросовые молниеотводы. Последние в основном используются для защиты ошиновки большой протяженности. Наиболее простым и дешевым решением является расположение молниеотводов на металлических конструкциях ОРУ и других высоких объектах. При такой схеме молниезащиты для ОРУ 35 - 150 кВ следует предусмотреть меры по предотвращению обратных перекрытий путем устройства дополнительного сосредоточенного заземлителя в месте входа тока молнии в землю. Для ОРУ 220 кВ и выше обратные перекрытия практически исключены.

При расчете вероятности обратного перекрытия следует учитывать, что портал с молниеотводами имеет более сложную конструкцию, чем отдельно стоящий молниеотвод (несколько стоек и молниеотводов) и располагается вблизи элементов ОРУ с различными уровнями изоляции. Контур заземления такого портала имеет сетчатую конструкцию с вертикальными заземляющими электродами.

9.2.4. Надежность защиты ОРУ станций и подстанций от прямых ударов молнии характеризуется числом случаев перекрытия изоляции при прорывах молнии через зону защиты молниеотводов и обратных перекрытий при ударах молнии в молниеотводы (для ОРУ 35 - 150 кВ) в год. Это число может быть определено по формуле

NП.У = р0 (aT + 2Rэкв) (bT + 2Rэкв) (ηпрРаРпр + ηопРоп) · 10-6                     (9.2)

где ат, bт - длина и ширина территории ОРУ, м; Rэкв и р0 - как в формуле (9.1); ηпр, ηоп - вероятность перехода импульсного перекрытия изоляции в силовую дугу, соответственно, при разрядах молнии в ОРУ, минуя молниеотводы, и при обратных перекрытиях (в расчетах принимается равной 0,9); Ра - вероятность грозового поражения ошиновки ОРУ, минуя молниеотводы (при использовании для выбора системы молниезащиты рекомендаций Приложения 29 указанная вероятность имеет значение 0,05 или 0,005); Роп - вероятность обратного перекрытия (может быть определена с помощью методов расчета обратных перекрытий, используемых для ВЛ); Рпр - доля опасных грозовых перенапряжений, возникающих при непосредственном грозовом разряде в ошиновку ОРУ, минуя молниеотводы (определяется с использованием методики Приложения 17 (формула (П17.30)).

Наряду со значением Nп.У в качестве показателя надежности ПС используется обратная величина

                                                             (9.3)

которая характеризует среднюю повторяемость (в годах) опасных перенапряжений на ПС из-за грозовых разрядов непосредственно в ЗРУ или ОРУ.

Система молниезащиты ПС должна обеспечить в зависимости от класса ее номинального напряжения Тп.у не ниже следующих значений:

Uн, кВ

35

110

220

330

500

750

1150

Тп.у

500

700

1000

1500

2000

2500

3000

Если при установке молниеотводов на конструкциях ОРУ необходимая грозоупорность не может быть достигнута или порталы не рассчитаны на установку молниеотводов, грозозащиту следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами с обособленными заземлителями, которые при хороших грунтах допускается подключать к контуру заземления подстанции. Сопротивление заземления молниеотвода при этом определяется сопротивлением заземления части контура подстанции в радиусе 20 м от места присоединения к нему заземляющего спуска молниеотвода.

Расстояние по воздуху Lb от отдельно стоящего молниеотвода с обособленным заземлителем до токоведущих частей ОРУ, а также до ЗРУ, зданий и сооружений должно удовлетворять условиям:

LB > (0,12RЗ + 0,1 НГ); и Lb > 5 м                                        (9.4)

где Нг - высота до точки возможного перекрытия над уровнем земли, м.

9.2.5. В грунтах с низкой проводимостью соединение заземлителя отдельно стоящего молниеотвода с контуром подстанции не допускается. Для предотвращения выноса высокого потенциала расстояние Lз между обособленным заземлителем отдельно стоящего молниеотвода и ближайшей к нему точкой заземляющего контура подстанции, ЗРУ, зданий и сооружений следует определять из условий:

Lз > 0,2RЗ и Lз >3 м                                                      (9.5)

где RЗ - сопротивление заземления отдельно стоящего молниеотвода, значение которого должно быть не более 40 Ом.

При этом тросовая защита ВЛ не должна соединяться с порталами ОРУ: последний пролет ВЛ следует защищать отдельно стоящими молниеотводами.

9.2.6. При установке на конструкциях с молниеотводами, имеющими обособленные заземлители, светильников, радиоантенн или электрооборудования напряжением до 1000 В необходимы мероприятия по защите цепей электропроводки от грозовых повреждений, выноса высокого потенциала на контур заземления ОРУ и в цепи вторичной коммутации. Электропроводку рекомендуется прокладывать в металлической трубе на всем протяжении от электрооборудования на конструкции с молниеотводом до места присоединения к контуру заземления ОРУ ввода в кабельный канал. Расстояние в земле от спуска трубы в землю до места присоединения к заземляющему контуру ОРУ (Lt, m) должно удовлетворять условиям:

LT ³ 0,6RЗ и LТ ³ 10 м                                                    (9.6)

Для увеличения скорости спада грозового перенапряжения вдоль трубы на ней рекомендуется устанавливать ряд вертикальных заземляющих электродов. В месте ввода в кабельный канал трубу с кабелем следует присоединить к контуру заземления ОРУ и соединить с оболочками других кабелей. По концам кабеля идущего от конструкции с молниеотводом, во взрывоопасных помещениях рекомендуется устанавливать защитные аппараты - ОПН.

9.3. Защита станций и подстанций от набегающих грозовых волн

На подходе к ПС грозовые волны возникают при прорыве молнии на провода или при обратных перекрытиях линейной изоляции при ударах молнии в опоры (тросы). Амплитуда грозовых волн в точке удара при прорывах молнии на провода ограничена импульсной прочностью линейной изоляции, а при обратных перекрытиях зависит от момента перекрытия (на фронте или хвосте волны) и падения напряжения на сопротивлении заземления и индуктивности опоры. При прорывах на проводах могут появляться срезанные и полные волны. Полные волны более опасны, так как срезанные быстрее затухают за счет потерь энергии на импульсную корону. При обратных перекрытиях на проводах возникают волны с отвесным фронтом, опасные для междувитковой внутренней изоляции трансформаторов (автотрансформаторов) и реакторов.

При воздействии набегающих с ВЛ волн атмосферных перенапряжений схема РУ ведет себя, как сложный колебательный контур, в котором подстанционное оборудование участвует своими входными емкостями, а ошиновка - отрезками длинной линии с распределенными параметрами. Значения входных емкостей подстанционного оборудования и рекомендации по составлению расчетной схемы замещения распределительного устройства приведены в Приложении 30. В отдельных случаях, например, при расчете грозоупорности схем с вращающимися машинами, последние более правильно представлять не только входной емкостью, но и моделировать обмотку машины входным сопротивлением или отрезком длинной линии с распределенными параметрами. Волновые сопротивления обмоток, особенно мощных вращающихся машин, невелики (50 - 100 Ом), что существенно снижает воздействующие перенапряжения. Силовые трансформаторы представляются входной емкостью и отрезком длинной линии, замещающим обмотку. Однако волновое сопротивление обмотки обычно составляет несколько тысяч Ом и поэтому слабо снижает амплитуду колебательного импульса. Представление силового трансформатора входной емкостью, несколько увеличивает расчетные грозовые перенапряжения на нем. При анализе схем грозозащиты мощных силовых трансформаторов должны быть учтены волновые свойства обмотки путем использования частотно-зависимых характеристик обмоток, предварительно полученных расчетным или экспериментальным путем.

При переходном процессе в сложном колебательном контуре ПС в отдельных ее точках могут появляться перенапряжения, превышающие импульсную прочность изоляции оборудования. Задача грозозащиты ПС состоит в снижении значений перенапряжений на ПС за счет использования защитных аппаратов с нелинейными вольтамперными характеристиками (ограничителей перенапряжений или вентильных разрядников) и уменьшения числа опасных набегающих волн путем повышения грозоупорности ВЛ на подходе к ПС.

Старые методики и рекомендации по выбору типа, количества и места установки защитных аппаратов, а также длины защищенного подхода основывались на понятии «опасной зоны». Длина «опасной зоны» соответствовала предельной длине участка ВЛ на подходе к ПС, после пробега которого полная волна с отвесным фронтом максимальной возможной амплитуды в результате деформации из-за потерь энергии на импульсную корону становилась безопасной для изоляции подстанционного оборудования. Описание этого метода дано в подразделе 9.6.

Современные методы расчета грозозащиты ПС основаны на учете статистических распределений параметров импульсов атмосферных перенапряжений в точке их возникновения и вероятности поражения разрядами молнии отдельных участков ВЛ на подходе к ПС. Критерием выбора схемы грозозащиты ПС является повторяемость опасных перенапряжений в точках присоединения наиболее ответственного оборудования ПС (трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов). (См. подраздел 9.7).

9.4. Средства защиты РУ от набегающих грозовых волн

9.4.1. Средства грозозащиты и требуемая длина защищенного тросом подхода, определяемая затуханием волн при распространении по проводам за счет импульсной короны и потерь в земле, зависят от класса номинального напряжения ВЛ и схемы ПС. Наиболее опасные воздействия на изоляции ПС возникают при ударах молнии в ближайшие опоры и прорывах на провода в первых пролетах.

Комплекс средств грозозащиты ВЛ на подходе к ПС в зависимости от класса номинального напряжения должен выбираться с учетом рекомендаций подраздела 7.1 в части влияния конструктивных параметров ВЛ 110 - 750 кВ на показатели их грозоупорности и с использованием справочных кривых по удельному числу грозовых отключений ВЛ 110-750 кВ на унифицированных опорах (Приложение 23), а для ВЛ 6 - 35 кВ с учетом рекомендаций Приложения 22.

9.4.2. Основным средством снижения перенапряжений на изоляции электрооборудования РУ являются ОПН. Защитные характеристики ОПН, выпускаемых различными фирмами, даны в Приложении 4. Необходимое количество и схема расстановки ОПН определяются на основании расчета грозозащиты ПС. Примеры расчета грозозащиты ПС даны в Приложениях 32 и 33.

Все силовые трансформаторы, автотрансформаторы и шунтирующие реакторы 330 кВ и более высокого напряжения должны защищаться ОПН от грозовых и коммутационных перенапряжений.

9.5. Координация импульсной прочности изоляции подстанционного оборудования с защитными характеристиками ОПН

9.5.1. На оборудовании, установленном между ВЛ и защитным аппаратом по ходу волны (по ошиновке), форма импульсного перенапряжения в первый момент повторяет форму исходного грозового импульса (рис. 9.1, а). После прихода волны, отраженной от вступившего в работу защитного аппарата, перенапряжение быстро снижается, приближаясь к значению, равному сумме остающегося напряжения на защитном аппарате и падению напряжения на индуктивности ошиновки. Такое воздействие на изоляцию менее опасно, чем воздействие полного стандартного грозового импульса той же амплитуды. Перенапряжение в точках подстанции, расположенных по движению волны за защитным аппаратом, имеет вид импульса униполярной формы (рис. 9.1, б); период затухающих колебаний, наложенных на остающееся напряжение защитного аппарата, зависит от параметров схемы подстанции.

Описание: 18

Рис. 9.1. Характерная форма грозовых перенапряжений на подстанционном оборудовании:

а) на входных элементах схемы полстанции (линейный выключатель, разъединитель, конденсатор связи и пр.);

б) на силовом трансформаторе, шунтирующем реакторе;

Ua, Ua, Ua - амплитуды последовательных максимумов грозового перенапряжения;

t1 - время наступления первого максимума :

Uocт - остающееся напряжение защитных аппаратов

9.5.2. Шкала допустимых воздействий (Uдоп) для различных расчетных условий для силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов приведена в табл. 9.1.

Таблица 9.1

Амплитуда грозовых униполярных волн с наложенными колебаниями, кВ, допустимая в эксплуатации для изоляции силовых трансформаторов, (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов

Вид оборудования

Класс напряжения, кВ

35

110

150

220

330

500

750

1150

Силовые транс форматоры (автотрансформаторы)

210

480

550

750

1050

1550

2100

2200

1650

2250

2550

Шунтирующие реакторы

1650

2250

2200

1800

2400

2550

Примечание: числитель - полная волна, знаменатель - срезанная волна.

9.5.3. Одним из условий обеспечения надежной грозозащиты ПС является следующая координация прочности изоляции подстанционного оборудования и характеристик защитных аппаратов:

Uдon = Uocm + DUK                                                     (9.7)

где Uocт - остающееся напряжение на защитном аппарате при нормированном импульсном токе (токе координации), кВ; DUK - координационный интервал, кВ.

Перенапряжения на оборудовании, в непосредственной близости к которому установлен защитный аппарат, практически совпадают с напряжением на защитном аппарате и определяются его характеристиками, амплитудой и формой протекающего через него тока. Перенапряжения на оборудовании, удаленном на некоторое расстояние от защитного аппарата, превышают напряжение на защитном аппарате вследствие многократных преломлений и отражений грозовых импульсов в узловых точках подстанции. Это превышение зависит, в основном, от крутизны фронта, амплитуды набегающего на подстанцию импульсного напряжения и параметров схемы подстанции: количества установленных защитных аппаратов и расстояний от них до защищаемого оборудования, волнового сопротивления ошиновки и входных емкостей аппаратов ближайших участков подстанции, количества подключенных к ней ВЛ.

Координационный интервал необходим для компенсации: превышения грозового перенапряжения на защищаемом оборудовании по отношению к напряжению на защитном аппарате из-за его удаленности; увеличения остающегося напряжения при крутом фронте волны тока через защитный аппарат. Значение координационного интервала обычно составляет 20 - 50 %, при этом большие значения соответствуют ПС до 500 кВ.

Достаточность координационного интервала проверяется путем сопоставления тока, протекающего через защитный аппарат Iз.д, с нормированным током координации. Ток Iз.a определяется по результатам измерений импульсных токов через защитный аппарат в эксплуатации и по формуле

                                                (9.8)

где z - волновое сопротивление провода, Ua - амплитудное значение грозового импульса, равное 50 %- ному разрядному напряжению линейной изоляции.

Для выполнения условия (9.7) Iз.А должен быть меньше нормированного тока координации.

Графическое построение для определения тока Iз.Д и соответствующего ему Uост приведено на рис. 9.2. При наличии в РУ нескольких защитных аппаратов должна использоваться обобщающая вольтамперная характеристика, полученная в результате параллельного сложения вольтамперных характеристик всех защитных аппаратов и волновых сопротивлений отходящих линий. Получение обобщающих характеристик пояснено на рис. 9.3.

Рис. 9.2. Графическое определение тока через защитный аппарат.

1 - вольтамперная характеристика защитного аппарата; 2 - зависимость u = 2Ua - iz

Описание: 19

Рис. 9.3. Построение обобщающей вольтамперной характеристики:

а) сложение вольтамперных характеристик защитного аппарата и волнового сопротивления отходящей линии;

1 - вольтамперная характеристика защитного аппарата (ОПН1):

2 - вольтамперная характеристика волнового сопротивления отходящей линии;

3 - обобщающая вольтамперная характеристика.

б) сложение вольтамперных характеристик нескольких защитных аппаратов, установленных в РУ

9.6. Определение максимальной длины защитного подхода (опасной зоны)

9.6.1. Амплитуда атмосферных перенапряжений в различных точках ПС с выбранными компоновкой и характеристиками подстанционного оборудования и защитных аппаратов зависят от амплитуды и формы грозового импульса на входе ПС. Параметры этого импульса определяются параметрами разряда молнии в точке удара, импульсным уровнем изоляции ВЛ и показателями грозоупорности ВЛ на подходе, расстоянием от места удара до ПС и характеристиками деформации грозового импульса при распространении его по проводам. При известных характеристиках защитных аппаратов и допустимой амплитуде грозовых волн для подстанционного оборудования (табл. 9.1), амплитуде, крутизне и длине импульса в точке удара, для фиксированного расстояния между разрядником и защищаемым объектом может быть определена максимальная длина участка ВЛ на подходе (опасная зона IO), после пробега которого амплитуда атмосферного перенапряжения на защищаемом оборудовании не превысит допустимого.

9.6.2. Расчеты переходных процессов на ПС проводятся с использованием «метода бегущих волн»: перенапряжения в каждом узле рассчитываются, как сумма всех набегающих на него грозовых импульсов с учетом коэффициентов преломления. Импульсы, отраженные от узла, определяются, как разность напряжения в узле и падающего на узел импульса напряжения и т.д. Одновременный расчет процессов в каждом узле позволяет моделировать переходный процесс на ПС в целом.

При определении длины опасной зоны параметры грозового импульса в точке удара принимаются фиксированными: фронт импульса - вертикальный, длина импульса до 100 - 200 мкс; амплитуда равна U50 - 50 %-ному импульсному разрядному напряжению линейной изоляции. Грозовые импульсы с большими амплитудами будут срезаны при малых предразрядных временах и деформируются под действием импульсной короны. Колебательная составляющая грозового перенапряжения (рис. 9.1) при таких воздействиях не успевает дорасти до максимального значения.

9.6.3. Деформация грозового импульса под действием короны рассчитывается с учетом докоронного порога и влияния рабочего напряжения Up по формуле (П19.1) при и= Uдоп, (Приложение 31). Учитывается также, что рабочее напряжение на ошиновке подстанции оказывает влияние на время вступления в работу защитных аппаратов.

В качестве исходного принимается наиболее неблагоприятный случай: грозовой импульс совпадает с максимальным значением UP противоположной полярности. При этом амплитуда расчетного грозового импульса (см. рис. П31.2 и 9.4):

UP.B = U50 = Up                                                           (9.9)

а значение докоронного порога

UK.П = UK + Up                                                          (9.10)

где Uk - напряжение начала короны.

Расчет длины опасной зоны не позволяет оценить надежность грозозащиты ПС. Однако такой метод позволяет выбрать схему, защитные аппараты и их размещение на ПС в соответствии с требованиями ПУЭ по длине опасной зоны7. В этом случае показатели надежности грозозащиты ПС с ОПН будут того же порядка или лучше, чем по рекомендациям ПУЭ, которые проверены многолетним опытом эксплуатации.

7 При использовании в качестве защитных аппаратов вентильных разрядников, на применение которых были ориентированы рекомендации ПУЭ.

9.7. Показатели надежности грозозащиты РУ станций и подстанций от набегающих волн

9.7.1. Надежность грозозащиты ПС оценивается средним числом случаев появления опасных для подстанционной изоляции грозовых импульсов в год. Опасность могут представлять только грозовые импульсы, возникающие при ударе молнии в ВЛ в пределах опасной зоны Iоз. Часть этих импульсов небольшой амплитуды или с малой крутизной фронта и небольшой длительности не вызывают повреждения или перекрытия изоляции оборудования подстанций. При оценке надежности грозозащиты ПС от набегающих с ВЛ грозовых импульсов используются методы, учитывающие статистические распределения амплитуды, крутизны и длительности первого и последующих импульсов тока многократного разряда, а также рабочее напряжение и удаленность грозового разряда. Анализируются перенапряжения, создаваемые на изоляции подстанционного оборудования полными и срезанными грозовыми импульсами.

Описание: 20

Рис. 9.4. Определение длины опасной зоны (Iо.з) по «методу бегущей волны»

Оценка надежности грозозащиты РУ станций и подстанций состоит в определении доли опасных импульсов среди поражающих ВЛ в пределах опасной зоны. Среднее число опасных грозовых перенапряжений от набегающих волн на каком-то аппарате или на подстанции в целом (т.е. перенапряжений, превышающих допустимые значения) за год может быть определено по формуле:

NH.B = NNГ.ЧlOnВЛ (1 - kэ)a ψпр + δonPonψon) · 10-4                         (9.11)

где Nh.b. - среднее число опасных перенапряжений, возникающих на защищаемом аппарате или на ПС в целом в течение года; N - число грозовых ударов в ВЛ длиной 100 км при 100 грозовых часах в год; NГ.Ч - число грозовых часов в год; Iо.з - длина опасной зоны, км; пвл, kэ, - число отходящих ВЛ и коэффициент их взаимного экранирования; Ра - вероятность прорыва молнии на провода; δоп - доля грозовых ударов в опоры и прилегающие участки троса, отн. ед.; Ро.п - вероятность обратного перекрытия линейной изоляции; ψпр, ψon - доли опасных для изоляции ПС импульсов, соответственно, при прорыве молнии на провода и при обратных перекрытиях изоляции ВЛ, возникающих в пределах опасной зоны, отн. ед.

При определении ψпр, ψon необходимо учитывать более 10 статистически изменяющихся параметров, что может быть реализовано при использовании ЭВМ. В настоящее время разработано и апробировано несколько версий программ расчета вероятности возникновения опасных перенапряжений на оборудовании ПС. Две из них представлены в Приложениях: программа ВНИИЭ, использующая метод статистических испытаний Монте-Карло (Приложение 32), и программа СПбГТУ, основанная на построении и интегрировании объема опасных волн с координатами - амплитуда, крутизна тока молнии и удаленность точки удара от шин ПС (Приложение 33).

Величина, обратная NН.В характеризует среднюю повторяемость опасных перенапряжений, возникающих на защищаемом аппарате или на ПС в целом, (в годах):

                                                            (9.12)

9.7.2. Для установления критерия достаточности надежности грозозащиты подстанционного оборудования использован многолетний опыт эксплуатации ПС 35 - 220 кВ с высокими показателями надежности. Показатели надежности грозозащиты ПС более высокого класса номинального напряжения получены экстраполяцией имеющихся значений по ПС 35 - 220 кВ с учетом большей стоимости и ответственности ПС высших классов напряжения. Рекомендуемые показатели надежности грозозащиты наиболее дорогого и ответственного подстанционного оборудования (силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов) в зависимости от класса номинального напряжения ПС оцениваются следующими значениями:

Uн, кВ

35

110

220

330

500

750

1150

Тн.В, годы

200 - 300

300 - 400

400 - 600

600 - 800

800 - 1000

1000 - 1200

1200 - 1500

ПРИЛОЖЕНИЯ
К ЧАСТИ
3 ГРОЗОЗАЩИТА ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ 6 - 1150 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 13

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ГРОЗОУПОРНОСТИ ВЛ 110 кВ И ВЫШЕ

Для расчета грозоупорности ВЛ необходимы следующие данные:

Uh - номинальное напряжение ВЛ (кВ);

U - наибольшее длительно допустимое рабочее (линейное) напряжение, определяемое в соответствии с ГОСТ 1516.1-76, кВ (табл. П13.1);

L - длина ВЛ, км;

N - среднемноголетнее или фактическое число грозовых часов за анализируемый период эксплуатации, определяется с учетом расположения трассы ВЛ на региональной карте или относительно близлежащих метеостанций (ГМС) (рис. П13.1) по формуле

                                                (П13.1)

где Li - длина участка ВЛ, на котором грозовая деятельность оценена значением NГ.Ч (применительно к карте NГ.Ч) или сред немноголетним значением NГ.Ч по i-и ГМС. Длина в последней случае определяется после подготовительных построений, определяющих «зоны охвата» отдельных ГМС: ближайшие ГМС соединяются прямыми и из середины полученных отрезков восстанавливаются перпендикуляры до пересечения с трассой ВЛ или с другими перпендикулярами;

- конструктивный эскиз промежуточной опоры, на котором указываются: материал опоры; высота точек крепления и горизонтальное смещение от оси опоры гирлянд тросов и каждого из проводов, м;

lпрол - длина пролета, м для действующих ВЛ

                                                      (П13.2)

где L - длина ВЛ, км; топ - число опор на трассе.

Для проектируемых ВЛ lпрол = 0,89 lраб, где lраб - габаритный пролет;

hтp-пр - расстояние по вертикали между тросом и проводом в середине пролета. Определяется в зависимости от длины пролета lпрол по рис. П13.2, построенному в соответствии с требованиями ПУЭ (шестое издание, п. 2.5.66);

hг - наименьшее допустимое расстояние от провода до земли в середине пролета. Значения hг для ненаселенной местности по ПУЭ (шестое издание, п. 2.5.103) приведены в табл. П13.1;

fTP и fир - стрелы провеса троса и провода в условиях грозового сезона, м (см. Примечание к формуле (П16.6) и (П16.7));

- конструкция фазы: rпр радиус составляющей, м; n - число составляющих; d - шаг расщепления;

- конструкция троса: rТр - радиус троса, м; n - число составляющих и d - шаг расщепления для расщепленного троса;

конструкция изоляционных подвесок провода и троса: тип изоляторов, nиз - число изоляторов в поддерживающей гирлянде; Низ - строительная высота изолятора, м; lr, lr Tr,ТР, - длина гирлянды провода и троса со строительной арматурой (длина арматуры для поддерживающих гирлянд провода (lарм) и общая длина гирлянды троса приведены в табл. П13.1; информация о разрядных характеристиках линейной изоляции дана в Приложении 14);

R - среднее по трассе сопротивление заземления опоры при промышленной частоте, Ом. При наличии данных о конструкции заземлителя и удельных характеристиках грунта расчет грозоупорности ВЛ выполняется с учетом искрообразования в земле при стекании тока молнии (см. Приложение 15).

Рис. П13.1. Определение фактической интенсивности грозовой деятельности вдоль трассы ВЛ:

а) при использовании региональной карты NГ.Ч;

б) с помощью построения «зон охвата» трассы близлежащими метеостанциями

Рис. П13.2. Наименьшее расстояние между тросом и проводом в середине пролета в зависимости от его длины по ПУЭ (п. 2.5.66)

Таблица П13.1

Справочные данные для расчета грозоупорности ВЛ 110 - 1150 кВ

Uh, кВ

100

150

220

330

500

750

1150

U, кв

126

172

252

363

525

787

1200

hr, м

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

10,25

16,0

lарм до центра провода, м*

0,3

0,3

0,3

0,7

0,7

0,8

0,9

lr,ТР м

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,85

1,76*

1,3*

* для расщепленного троса.

ПРИЛОЖЕНИЕ 14

РАЗРЯДНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЛИНЕЙНОЙ ИЗОЛЯЦИИ

14.1. Под линейной изоляцией подразумевается либо поддерживающая гирлянда, либо воздушный промежуток на опоре при отклоненной: ветром гирлянде (при атмосферных перенапряжениях), если он имеет меньшую импульсную прочность, чем гирлянда, либо комбинированная изоляция на деревянных опорах. При комбинированной изоляции должна быть учтена также длина разрядного пути по дереву.

14.2. Расчетная форма импульса тока молнии отрицательной полярности - импульс с косоугольным фронтом длительностью tф до 10 мкс.

14.3. Для расчета вероятности перекрытия изоляции при трех возможных видах поражения ВЛ (ударе в опору, в трос в середине пролета и прорыве молнии на провода) требуются различные разрядные характеристики изоляции:

при ударе молнии в опору используется вольт-секундная характеристика для перекрытий изоляции с предразрядным временем от 0,5 до 10 мкс на фронте импульсов различной крутизны положительной полярности;

при ударе молнии в трос в середине пролета используется 50 %-ное разрядное напряжение для импульса положительной полярности.

14.4. Вольт-секундная характеристика гирлянд изоляторов для разрядов на косоугольном фронте импульса определяется с использованием разрядных характеристик гирлянд изоляторов на стандартном грозовом импульсе 1,2/50 мкс, а именно, 50 %-ное разрядного напряжения U50 примененной гирлянды изоляторов и аналогичной характеристики для обобщенной зависимости U50 от lразр (рис. ПИЛ) по формуле

                                  (П14.1)

где lразр - длина разрядного пути по гирлянде изоляторов, равная произведению числа изоляторов пиз на строительную высоту изолятора Низ, м; kкон - коэффициент, учитывающий различие в конструкции изоляторов (отношение длины пути тока утечки Ly к строительной высоте Низ; ke - коэффициент, учитывающий снижение градиента разрядного напряжения с увеличением длины гирлянды lразр.

Коэффициенты kE и kкон выбираются в соответствии с рекомендациями табл. П14.1

Расчет 50 %-ного разрядного напряжения для импульса положительной полярности с длительностью фронта более длительности фронта стандартного импульса производится по формуле

 кВ                                (П14.2)

где tф - длительность фронта, мкс; U50+ - 50 %-ное разрядное напряжение для стандартного импульса положительной полярности, кВ.

Описание: 21

Рис. П14.1. Зависимость 50 %-ного импульсного разрядного напряжения от длины разрядного пути по гирлянде изоляторов:

а) без защитной арматуры; б) с защитной арматурой

Таблица П14

Коэффициенты 88 и 8888 для расчета разрядного напряжения на косоугольном фронте импульса

Конструктивные параметры изоляции

kE

kкон

Ly/Hиз2; lpaзp £ 2 м

1

1

Ly/Hиз  2; lpaзp £ 2 м

1

Ly/Hиз2; lpaзp  2 м

1

Ly/Hиз  2; lpaзp  2 м

14.5. Для расчета вероятности перекрытия изоляции при ударе молнии в провод используется 50 %-ное разрядное напряжение для импульса с усредненными параметрами tф = (4 - 5) мкс, определяемое в зависимости от lразр по формуле

                               (П14.3)

где - как в табл. П14.1;  - 50 %-ное разрядное напряжение для стандартного импульса отрицательной полярности.

14.6. Для определения 50 %-ных разрядных напряжений воздушных промежутков на опоре могут использоваться следующие усредненные градиенты напряжения:

для импульса положительной полярности - 580 кВ/м; для импульса отрицательной полярности - 625 кВ/м.

14.7. Для комбинированной изоляции на линиях с деревянными опорами U50 =  + lД ЕД - где  50 %-ное разрядное напряжение одной или двух гирлянд изоляторов, кВ; lД - длина по дереву, м; ЕД - градиент разрядного напряжения по дереву, равный 70 кВ/м.

14.8. Рекомендации п. 14.4 - п. 14.6 распространяются на линейную изоляцию ВЛ до 750 кВ (lразр до 7 м). Для более длинных гирлянд ВЛ 1150 кВ характерен каскадирующий механизм перекрытия, приводящий к снижению разрядных градиентов.

ПРИЛОЖЕНИЕ 15

РАСЧЕТ СТАЦИОНАРНОГО И ИМПУЛЬСНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ЗАЗЕМЛЕНИЯ ОПОР ВЛ

15.1. Электрофизические характеристики грунта

Удельное сопротивление ρ и диэлектрическая проницаемость e грунта должны определяться в ходе предпроектных изысканий по трассе ВЛ. Пределы изменения значений ρ для разных типов грунтов приведены в табл. П15.1. Усредненные значения диэлектрической проницаемости - даны в табл. П15.2.

Таблица П15.1

Удельное сопротивление грунтов

Тип грунта

Удельное сопротивление, ρ, Ом·м

Почвенный слой

50-1-104

Пески чистые:

сыпучие

естественной влажности

водоносные

4 · 103-1,5-103

150-2-1 03

50-4-1 02

Пески с примесью глины (до 3 %):

не водоносные

водоносные

80 - 200

55 - 130

Супеси, (3 - 16 % глины):

не водоносные

водоносные

45 - 115

20 - 70

Суглинки, (12 - 25 % глины):

не водоносные

водоносные

17 - 46

17 - 32

Глины (более 25 % глины):

не водонасыщенные

водонасыщенные

1 - 30

0,7 - 20

Галечники чистые:

не водоносные

водоносные

4 · 102-1 · 104

2-102-1 · 103

Песчано-глинистые отложения с гравием, галькой и валунами:

не водоносные

водоносные

90-3 · 103

25-8 · 102

Щербнисто-древесные отложения:

с супесчаным заполнителем

с глыбами (до 40 %)

270 - 330

420 - 780

Валунно-галечные отложения с песчаным заполнителем:

не водоносные

водоносные

8 · 102-2 · 104

85-4 · 103

Известняки

60-5 · 103

Скальные породы (сланцы, граниты):

разрушенные и выветренные

крепкие

6 · 102-1 · 103

2 · 103-1 · 105

Таблица П15.2

Диэлектрическая проницаемость различных типов грунтов

Тип грунта

Состояние грунта

Относительная диэлектрическая постоянная, e

Гранит

Сухой

4,5 - 19

Кварцит

-«-

4,4 - 6,6

Диабаз

-«-

9 - 13

Базальт

-«-

10,3 - 15,6

Диорит

-«-

5,9 - 11,5

Мрамор

-«-

8,2 - 9,0

Известняк

-«-

7,3 - 15

Слюда

-«-

6,2 - 8,0

Глина

-«-

3,5

Почвенный слой

-«-

2,0

Почвенный слой

Влажный (15 %)

8,0

Песчаник

Сухой

9 - 11

Песчаник

Влажный (15 %)

9 - 41

Песок

Сухой

2,5

Песок

Влажный (15 %)

7,0

Примечание. С увеличением влажности грунта (горной породы) значение ε возрастает, так как для воды e = 80, т.е. значительно больше, чем для сухих грунтов.

Необходимые для расчета сопротивления заземляющих устройств при стекании больших токов (токов к.з. или токов молнии) значения напряженности электрического поля, при которой в грунте начинаются искровые разряды Ен, а также значения пробивной напряженности грунта в однородном поле Епр для различных типов грунта приведены в табл. П15.3.

Таблица П15.3

Напряженность электрического поля в начале искрообразования и при пробое грунта в однородном поле

Тип грунта или материала

Влажность, %

Напряженность электрического поля, кВ/см

Ен

Епр

Глина

17

0,4 - 2,5

9,5 - 11,0

Песок

7 - 8

2,3 - 4,8

12 - 14

Песок с глиной

10

3

10

Песок с гравием

10

0,7 - 1,1

10

Торф и перегной

60 - 70

0,6 - 1,3

7,0 - 8,5

Скальный грунт

-

-

75 - 180

Бетон

20

1,3 - 3,3

7

Бетон

Сухой

-

35 - 120

15.2. Определение эквивалентного удельного сопротивления неоднородного грунта

Расчет заземлителей, размещенных в неоднородном грунте, проводится после приведения реальной многослойной структуры к эквивалентной двухслойной модели. Способы приведения зависят от типа заземляющего устройства и характера электрической структуры грунта.

В общем случае эквивалентное удельное сопротивление верхнего слоя двухслойной модели (ρ) определяется путем усреднения проводимостей слоев, расположенных по высоте h, по формуле

                                                     (П15.1)

в которой ρi и hi - удельное сопротивление и толщина i-го из ncl слоев, составляющих первый эквивалентный слои двухслойной модели грунта.

Для вертикального электрода h = lB + h3, где lB - длина вертикального электрода, h3 - глубина заложения заземлителя.

Для протяженных заземлителей