Кадомская К.П. Перенапряжения в электрических сетях различного назначения и защита от них

Подождите немного. Документ загружается.

0,2

0,4

0,6

0,8

02040

x, кА

Iопн

(x)

стандартные

опоры ПБ1

высота провода 51 м,

отрицательный угол защиты -7

высота провода 51 м,

угол защиты 16

Рис.5.13. Функции распределения амплитуд токов в ОПН, установленных

через искровые промежутки на опорах ВЛ 500 кВ типа ПБ1 при

различных высотах подвеса проводов и углах тросовой защиты

Значения токовых нагрузок и поглощаемой энергии в ОПН

подвесного типа, отвечающие значениям функций распределения 0,05 и

0,1 даны в табл.5.5 как при искровом, так и при безыскровом

присоединении ОПН. В таблице приведены амплитуды токов молнии и

поглощаемая удельная энергия в ОПН, установленных на верхних фазах

двухцепных ВЛ 110 и 330 кВ при вертикальной подвеске фаз и на крайних

фазах одноцепных ВЛ 500 и 1150 кВ с горизонтальным расположением

проводов.

Следует отметить, что амплитуды токов подвесных ОПН слабо

зависят от класса напряжения электропередачи и определяются в основном

габаритами опор ВЛ. Увеличение высоты подвеса проводов и тросов ВЛ

относительно земли, например, в два раза, приводит к возрастанию токов в

ОПН в среднем в 1,5 раза применение конструкций с отрицательными

углами тросовой защиты приводит к существенному снижению токовых и

энергетических нагрузок ОПН, в среднем на 20...30 %.Амплитуды токов

подвесных ОПН слабо зависят от класса напряжения электропередачи и

определяются в основном габаритами опор ВЛ.

Сравнение токовых и энергетических нагрузок ОПН при их искровом

и глухом присоединении к проводам ВЛ показывает, что способ

присоединения защитных аппаратов к проводам ВЛ несущественно

сказывается на их токовых нагрузках. Энергия, поглощаемая варисторами

ОПН при безыскровом присоединении оказывается меньше, чем в случае

искрового присоединения.

Различие в энергиях возрастает с увеличением класса ВЛ. Это связано

с тем, что на ВЛ 110 кВ искровые промежутки ОПН на опорах участков,

примыкающих к пораженному, перекрываются практически при всех

грозовых волнах, что приводит к близким по характеру процессам при

обоих способах установки ОПН. В случае же ВЛ 330 кВ и выше

вероятность перекрытия искровых промежутков на соседних опорах

уменьшается, поэтому возрастает поглощаемая энергия на ближайших

ОПН, примыкающих к пораженному пролету. При безыскровом

присоединении энергия волны тока молнии абсорбируется практически

всеми ограничителями, примыкающими к пораженному молнией пролету.

Таблица 5.5

Амплитуды токов молнии и поглощаемая удельная энергия в ОПН,

установленных на ВЛ различного конструктивного исполнения

P(X > x) = 0,05

с ИП / без ИП

P(X > x) < 0,01

с ИП / без ИП

ном

кВ

Конструкция/тип

ВЛ

опн ,

кА

уд.опн ,

кДж/кВ

опн ,

кА

уд.опн ,

кДж/кВ

110

ПБ110-1

пр

= 16,5 м

35,7 / 35,4

5,3 / 4,5

44,5 / 44,5

8,7 / 8,6

330

ПС330-6,

двухцепная ВЛ,

пр

= 33,3 м

39,1 / 38,5

6,0 / 4,0

55,6 / 55,6

10,5 / 9,6

ПБ1

пр

= 22,5 м

22,6 / 23,3

2,1 / 1,5

29,8 / 28,6

5,3 / 3,0

пр

= 51 м

33,4 / 32,8

3,8 / 2,4

40,5 / 39,4

6,9 / 4,7

500

ПБ1

пр

= 51 м

угол защиты (-7

)

26,9 / 26,5

3,1 / 1,8

32,5 / 31,4

6,0 / 3,5

1150

пр

= 30 м

29,5 /22,6

1,3 /0,9

38,0 / 29,6

3,1 / 2,2

Примечание: 1. Энергетические нагрузки приведены к рабочему фазному

напряжению воздушной линии (

2. h

пр

– максимальная высота подвеса провода на опоре.

Следует отметить существенное влияние сопротивления заземления

опор линий электропередач на токовые характеристики ограничителей,

установленных на опорах. Так при повышенных сопротивлениях

заземления опор (более 10 Ом), характерных, например, для северных

районов, токи протекающие через ОПН при прорыве молнии на провод,

существенно снижаются. При увеличении сопротивления опор 110 и 500

кВ с 10 до 100 Ом, амплитуды токов в ОПН снижаются на 25...40%,

соответственно снижаются и энергетические нагрузки на защитные

аппараты.

При повышенных сопротивлениях опор необходимо учитывать удары

молнии в опору или в тросы вблизи опоры в электропередачах не только

110 кВ и ниже, но и на более высоких классах напряжения. Удар молнии в

опору приводит к большим энергетическим воздействиям на подвесные

аппараты по сравнении с ударом в трос по двум причинам. Во-первых,

удар молнии в опору означает удар молнии в место установки аппарата.

Во-вторых, удары молнии в опору в соответствии с теорией ориентировки

канала лидера молнии характеризуются большими значениями амплитуды

тока молнии (ток молнии, при вероятности его превышения 0.05

составляет 84 кА).

Энергетические нагрузки подвесных ОПН при ударе молнии в опоры

ВЛ существенно зависят от сопротивления опор. Так, если сопротивление

опоры составляет около 60 Ом, то энергетические нагрузки аппаратов при

ударе молнии в опору оказываются сопоставимыми с нагрузками при

прорыве молнии на фазный провод.

Таким образом, при повышенных сопротивлениях опор при анализе

условий эксплуатации ОПН следует принимать во внимание не только

прорывы молнии сквозь тросовую защиту на провода, но также и удары

молнии в опоры и тросы вблизи опоры.

Установка ОПН на опорах лишь тогда может быть признана

технически и экономически оправданной, если показатели надежности

эксплуатации ВЛ,

оснащенных защитными аппаратами, повышаются. При

этом необходимо учитывать также надежность эксплуатации и самого

защитного аппарата.

Обычно в качестве показателя надежности

эксплуатации ВЛ, не оснащенной защитными аппаратами типа ОПН,

принимается число отключений ВЛ в течение года на 100 км линии и 100

грозовых часов. При этом отключение ВЛ связано с перекрытием изоляции

от удара молнии в фазный провод, трос или опору с последующим

включением ВЛ в цикле ОАПВ или ТАПВ, а при не устраненном

замыкании перерыв в электроснабжении сопровождается до выяснения

причины неуспешного повторного включения.

При установке ОПН на опорах вероятное число отключений ВЛ из-за

перекрытия изолирующих подвесок становится весьма малым. Иными

словами, показатель надежности эксплуатации ВЛ, оснащенной

защитными аппаратами, определяется надежностью эксплуатации

защитных аппаратов и может быть принят в виде математического

ожидания числа разрушений ОПН в течение года (обратной величиной

является средний срок безаварийной эксплуатации ограничителей).Этот

показатель надежности определяется, исходя из возможности разрушения

аппарата при превышении как расчетной амплитуды тока, так и величины

поглощаемой энергии, на которые рассчитан аппарат. Исходя из этого,

расчетный показатель надежности ВЛ, оснащенной подвесными ОПН,

определяется как математическое ожидание числа превышений токовых и

энергетических нагрузок в ОПН на 100 км линии и 100 грозовых часов

некоторых заданных уровней:

),(),(

опнопн

,прпумур.уд

yxPPNyxN

, (5.10)

где N

пум

– число прямых ударов молнии в ВЛ на 100 км и 100 грозовых

часов, P

пр

– вероятность прорыва молнии на провод сквозь тросовую

защиту; (x,y) - вероятность превышения амплитуды тока в ОПН и

величины поглощаемой энергии некоторых заданных уровней x и у,

соответственно.

опнопн

,WI

Проверка гипотезы о виде закона распределения амплитуды тока в

ОПН и величины поглощаемой энергии, полученных на основе

компьютерных расчетов, показала, что с достаточно высоким уровнем

значимости эти случайные величины подчинены усеченному нормальному

закону. Следовательно и система этих случайных величин также

подчинена усеченному нормальному закону:

)()(),(

yfxfyxf

xYXXY

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

σπσ

/21

)(

exp

, (5.11)

где

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

1min

1max

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

/2min

/2max

2/2

1 r

−σ=σ

, )(

2/2

mxrmm

−

+= - параметры закона,

σσ

– коэффициент корреляции между величинами x и y.

Характеристики надежности эксплуатации ОПН существенно зависят

как от конструкции ВЛ, так и от энергетических характеристик защитных

аппаратов. Так, например, в случае оснащения участка протяженностью в

100 км стандартной конструкции ВЛ 500 кВ с опорами портального типа

подвесными ограничителями, рассчитанными на максимальную амплитуду

тока в 30 кА и энергетические нагрузки 2 кДж/кВ за период эксплуатации

ВЛ практически не потребуется замена ограничителя по причине выхода

его из строя. При оснащении ВЛ 500 кВ с увеличенной высотой подвеса

проводов, до 45...50 м, потребуется замена одного аппарата в год. Следует

отметить, что разрушение защитного аппарата может произойти по

причине других экстремальных воздействий, например,

метеорологических условий. Так что полученные значения показателя

надежности, обусловленные нормальным функционированием защитного

аппарата в ВЛ с регламентированными сопротивлениями заземления (не

более 10 Ом), являются вполне приемлемыми. По сравнению с ВЛ без

специальной грозозащиты изолирующих подвесок количество отключений

ВЛ из-за грозовых поражений снижается на 2…3 порядка.

Этот вывод, однако, не может быть распространен на защиту с

помощью подвесных ОПН ВЛ 35-220 кВ, а также ВЛ более высоких

классов напряжения при больших значениях сопротивления заземления

опор. В упомянутых случаях на надежность работы ВЛ и условия

эксплуатации защитных аппаратов будут влиять также обратные

перекрытия с тела опоры на провод, характеризующиеся, как правило,

весьма крутыми фронтами.

В случае искрового присоединения подвесных линейных ОПН

искровой промежуток ИП1 не должен срабатывать при коммутационных

перенапряжениях. Поэтому анализ перенапряжений сводится в данном

случае к расчету максимальных фазных напряжений в точках установки

аппаратов с целью оценки вероятности перекрытия ИП1. При установке по

концам ВЛ подстанционных ОПН максимальные перенапряжения, как

правило, наблюдаются в средней части электропередачи.

В качестве примера на рис.5.14 приводятся осциллограммы

неограниченных перенапряжений, возникающих в середине ВЛ 500 кВ при

коммутации заряженной линии в режиме ТАПВ при установке ОПН в

конце ВЛ (подстанционный ОПН в начале ВЛ практически не влияет на

процесс). Максимальная кратность перенапряжений достигает уровня

2,1U

фm

-900

-600

-300

300

600

900

0 5 10 15 20 25 30

t, мс

, кВ

Рис.5.14 Коммутационные перенапряжения в средней

части ВЛ 500 кВ в цикле ТАПВ

При таких кратностях перенапряжений искровые промежутки,

подсоединяющие ОПН к проводам не срабатывают. Следовательно, при

искровом присоединении ОПН 500 кВ воздействие на него

коммутационных перенапряжений может не приниматься во внимание.

Аналогичный вывод распространяется и на ОПН классов напряжения,

меньших 500 кВ. При выбранных габаритах ВЛ 1150 кВ вероятность

перекрытия ИП1 при ТАПВ составляет величину около 0,4. Поэтому в ВЛ

1150 кВ характеристики ОПН должны выбираться с учетом

коммутационных воздействий.

При установке подвесных ОПН без искрового промежутка защитные

аппараты будут подвергаться коммутационным воздействиям. Поскольку,

однако, подвесные ОПН распределены по всему защищаемому участку

ВЛ, то энергетические нагрузки аппаратов также будут распределенными.

Максимальные токовые и энергетические нагрузки подвесных ОПН,

подсоединенных к ВЛ без ИП1 при включении ВЛ в цикле ТАПВ

приведены в табл.3.3. Для сравнения в таблице представлены также

токовые и энергетические воздействия, возникающие при протекании

токов молнии, вероятность превышения которых равна 0,05 и 0,01. Из

таблицы видно, что энергетические воздействия коммутационных

перенапряжений сопоставимы по порядку величин с энергетическими

воздействиями грозовых перенапряжений лишь для ВЛ 1150 кВ.

Таблица 5.6

Сравнительные характеристики токовых и энергетических нагрузок

подвесных ОПН при грозовых поражениях ВЛ

и при включении в цикле ТАПВ

Коммутационные воздействия

при ТАПВ

Подстанцион-

ный ОПН

Подвесные

ОПН

Грозовые

воздействия на

линейные ОПН

(без ИП1)

Тип ВЛ

Колич.

узлов

подвес-

ными

ОПН

max

кА

max

кДж

max

кА

max

кДж

max

кА

max

кДж

110 кВ

(ПБ110-1)

0,20

350

0,002

450 / 880

500 кВ

(ПБ1)

1,11

1,07

0,99

0,88

1500

1464

1440

1415

1392

0,18

0,14

0,11

0,14

0,06

710 / 1400

1150 кВ

(ПОГ-

1150-5)

1,44

1,06

1,23

1,18

1,29

4964

4370

4046

3774

3517

3,26

2,30

1,75

1,46

0,93

4803

2876

2193

1819

1583

1050 / 2270

Распределение поглощаемой энергии по аппаратам, расположенным

по длине ВЛ, приводит к тому, что определяющими при выработке

требований к энергетическим характеристикам линейных аппаратов

напряжением 500 кВ и ниже будут грозовые перенапряжения. Так,

например, для ОПН, установленных на ВЛ 500 кВ, поглощаемая энергия

при коммутационных перенапряжениях составляет 50…90 кДж, тогда как

при грозовых - 710 кДж. Максимальные энергетические воздействия на

ОПН - 1150 кВ при коммутационных перенапряжениях в 1,4 раза (при 5-ти

узлах с подвесными ОПН) меньше, чем при грозовых воздействиях.

Следует отметить, что токовые и энергетические воздействия на

аппараты при коммутационных перенапряжениях снижаются с

увеличением количества линейных ограничителей. Так при увеличении

числа линейных ОПН с n=1 до 5 максимальные токи и поглощаемая

энергия в ОПН 500 и 1150 кВ уменьшилась в 1,6…3,5 раза. Наибольшие

воздействия испытывают аппараты, расположенные либо со стороны

коммутируемого выключателя, либо с обратной стороны. При установке

на ВЛ линейных безыскровых ОПН наблюдается существенное

снижение (в 1,2…2,5 раза) токовых и энергетических воздействий на

подстанционные аппараты. Однако, следует отметить, что условия

эксплуатации подстанционных ОПН при грозовых поражениях ВЛ вблизи

подстанций могут несколько утяжелиться. Это связано с тем, что

незащищенная линия является как бы дополнительным защитным

устройством для подстанционного оборудования: при перекрытии

линейной изоляции возникают волны с весьма крутыми фронтами,

которые интенсивно затухают при их пробеге по ВЛ до подстанции.

5.5 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛАВЕ 5

1. Почему необходим учет ориентировки канала лидера молнии при

оценке грозоупорности ВЛ? Как соотносятся между собой амплитуды

волн токов молнии, поразивших тросы и провода ВЛ? Какие

физические процессы разряда молнии приводят к этому соотношению?

Поясните причину преимущественного поражения молнией верхних

проводов ВЛ при их вертикальной подвеске на двухцепных ВЛ.

К каким практическим результатам может привести уточнение модели

волны тока молнии при учете её нулевой производной в начальный

момент времени?

Поясните эффективность установки ОПН на опорах при грозовых

поражениях ВЛ. При каких конструктивных особенностях ВЛ и их

трасс с Вашей точки зрения целесообразна установка ОПН на опорах

ВЛ.

5. На каких фазах двухцепных ВЛ ВН с вертикальной подвеской проводов

целесообразна установка ОПН на опорах?

6. Сформулируйте требования к ОПН, устанавливаемым на опорах ВЛ

ВН, при их безыскровом и искровом присоединениях к проводам ВЛ.

7. Как влияет величина сопротивления заземления опор на эффективность

ОПН, устанавливаемых на опорах ВЛ?

6. ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СЕТЯХ СРЕДНИХ

КЛАССОВ НАПРЯЖЕНИЯ

6.1 КЛАССИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Как уже указывалось в третьей главе, посвященной вопросам

заземления нейтрали в электрических сетях, сети средних классов

напряжения 6-35 кВ эксплуатируются либо с изолированной нейтралью,

либо с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор (ДГР) или

высокоомный резистор. Это обстоятельство и предопределяет те

виды

перенапряжений, которые возникают в этих сетях. Классификация сетей

средних классов напряжения приведена на рис.6.1.

Рис.6.1 Классификация сетей средних классов напряжения

Основными видами процессов, определяющих требуемые

электрическую прочность изоляции и тепловую устойчивость

электрооборудования этих сетей, а также требования к системе защитных

мероприятий, являются:

• Перенапряжения, возникающие при однофазных дуговых замыканиях

на землю (ОДЗ);

• Процессы, сопровождающие опасные феррорезонансные явления,

обусловленные насыщением магнитопроводов трансформаторов

напряжения электромагнитного типа,

• Перенапряжения, возникающие при коммутациях

в рассматриваемых

сетях.

Как указывалось в третьей главе, сети с вращающимися машинами

выделены в самостоятельную подгруппу из-за повышенных требований к

системе защитных ме

из-за относительно низкой элект

ической

Распределительные

сети

Сети, содержащие

вращающиеся машины

Сети генераторного

напряжения блоков

электрических станций

Сети компрессорных

насосных станций и

другие сети специального

назначения

Сети средних классов

напряжения 6-35 кВ

Сети собственных

нужд электрических

станций



6.4 ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ СЕТЕЙ

ГЕНЕРАТОРНОГО НАПРЯЖЕНИЯ БЛОКОВ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

6.4.1 ЗАЗЕМЛЕНИЕ НЕЙТРАЛЕЙ ГЕНЕРАТОРОВ БЛОКОВ

И УРОВНИ ИЗОЛЯЦИИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

До издания ПУЭ 1986 г. [17] в правилах было записано, что в случае,

если ток замыкания на землю в сети генераторного напряжения превышает

5А, то нейтрали генераторов должны оснащаться ДГР. Эта запись

появилась на основе экспериментальных работ сороковых годов, в

которых было показано, что при многократных длительных воздействиях

токов, превышающих 5А, происходит постепенное спекание листов

шихтованного магнитопровода генераторов, что, в свою очередь, приводит

к нарушению тепловой устойчивости и к последующему выходу из строя

изоляции. Требование о предельном токе замыкания 5А было обусловлено

тем, что защита генераторов от замыканий на землю срабатывала на сигнал

и, следовательно, ток замыкания протекал достаточно длительное время. В

издании ПУЭ 1986 г. были введены в виде приложения 4 некоторые

дополнения и изменения к основному тексту ПУЭ. В частности, в п. 1.2.16,

посвященном применению компенсации емкостного тока на землю, был

изъят последний абзац, гласящий: "Компенсация емкостного тока

замыкания на землю должна применяться в схемах блоков генератор-

трансформатор (на генераторном напряжении) при токах более 5А".

Соответственно, в п.3.2.74, посвященном релейной защите блоков: "На

блоках с генераторами мощностью более 30 МВт, как правило, должна

быть предусмотрена защита от замыканий на землю в цепи

генераторного напряжения, охватывающего всю обмотку статора" было

внесено следующее уточнение "с выдержкой времени не более 0.5 с".

Таким образом, при применении быстродействующей защиты от

замыканий на землю исчезла необходимость компенсации емкостных

токов.

Почти все крупные гидроэлектростанции (ГЭС) были сооружены до 1986

года. Поэтому, как правило, в нейтралях генераторов их блоков были

установлены ДГР, так как из-за большой емкости тихоходного

гидроагрегата ток замыкания на землю в большинстве случаев превышал

5 А. Генераторы крупных станций с турбоагрегатами (ГРЭС или ТЭС)

эксплуатировались при изолированной нейтрали генераторов, так как

входная емкость турбогенераторов, определяющая величину тока

замыкания на землю, существенно меньше соответствующей емкости

гидрогенераторов.

Характерным для изоляции электрооборудования блоков является

существенное различие в испытательных напряжениях, характеризующих