Оптимальные параметры электропередач переменного тока

 

Таблица 1.1

Напряжение, кВ	Наибольшая передаваемая Мощность, МВт	Наибольшее расстояние передачи, км
10	2,0 – 3,0	10 – 15
110	25 – 50	50 – 150
500	700 – 900	800 – 1 200
1 150	4 000 – 6 000	2 000 – 3 000

 

Требования электроэнергосистем, предъявляемые к ВВ, изложены в ГОСТ Р 52565-2006 [2], в котором учтены основные нормативные положения и рекомендации Международной электротехнической комиссии МЭК (МЭК 62271-100, 2001г.; МЭК 60694, 1996г.).

Международная электротехническая комиссия (МЭК) МЭК (The International Electrotechnical Commission (IEC)) является всемирной организацией по стандартизации и унификации системы представленной на рис. 1.1. в международном масштабе. В ее работе принимают участие национальные электротехнические комитеты МЭК (IEC National Committees). Официальные решения или соглашения МЭК по техническим вопросам выражают, насколько это возможно, международное согласованное мнение по актуальным вопросам электроэнергетики. Их подготовка возлагается на технические комитеты МЭК. МЭК публикует международные стандарты, технические условия, технические отчеты, руководства (IEC Publication (s)). Публикации МЭК имеют форму рекомендаций для международного использования. В их подготовке участвуют представители национальных комитетов МЭК. Все ГОСТы России по элементам системы (см. рис. 1.1.) в основном соответствуют документам МЭК. Документы МЭК постоянно совершенствуются на основании современных требований и опыта эксплуатации оборудования этой системы, а также новых разработок электротехнической и электроэнергетической аппаратуры.

В современной идеологии интеллектуализации энергосистем (Публикация МЭК 61850) ВВ — основные «исполнители» защитных и нормированных коммутаций в высоковольтных сетях переменного тока [3].

Этот документ МЭК, разработанный для применения в рамках систем автоматизации подстанций («цифровая подстанция»), в настоящее время распространяется и на другие объекты энергосистем как архитектура системы автоматизации, включающая уровень процесса, уровень присоединения и уровень станции, а также взаимосвязь между уровнями и внутри их. В структуре информационного обмена широкое распространение получают аппаратно-программных средства (интерфейсы), обеспечивающие обмен данными между исполнительными устройствами автоматической системы или между оператором и устройствами (рис. 1.2, где 1, 2, 3, 5, 6, 9 — нумерация аппаратно-программных средств обеспечивающих обмен сигналами функций защиты и управления между уровнями присоединения и станции; 4 — передача мгновенных значений тока и напряжения от измерительных преобразователей (уровень процесса) устройствам уровня присоединения; 7, 10 — обмен данными и сигналами функций управления между уровнем станции и удаленным рабочим местом оператора; 8 — прямой обмен данными между присоединениями, в частности, для реализации быстродействующих функций, таких как оперативная блокировка) [3].

 

Рис. 1.2. Выключатели (Q_i) и измерительные трансформаторы тока и напряжения (ТА) в трехуровневой архитектуре интелектуализации энергосистем

 

Как следует из рис. 1.2, интеллектуализации энергосистем предлагает важную роль ВВ и измерительных транформаторов тока и напряжения и невозможна без постоянного совершенствования выключателей переменого тока высокого напряжения, их систем диагностики, измерительных трансформаторов тока и напряжения. В частности, в современных ВВ все более усиливается тенденция введения элементов релейной защиты, трансформаторов тока и напряжения непосредственно в конструкцию ВВ (интегрирование этих элементов с ВВ).

Назначение ВВ. Выключатели делят на следующие группы:

1. Линейные ВВ (см. рис. 1.1. ВВ - Q_c1) на номинальное напряжение 110 кВ и выше (в настоящее время в России до 750 кВ), применяемые в электрических сетях и предназначенные для пропуска и коммутации тока в нормальных условиях работы цепи и при коротких замыканиях (КЗ).

2. Генераторные ВВ (см. рис. 1.1. ВВ - Q_г) на напряжения 6-24 (27) кВ, предназначенные для пропуска и коммутации токов в нормальных условиях, а также в пусковых режимах и при КЗ.

3. ВВ на напряжения 6-220 кВ для электротермических установок. Эти ВВ предназначены для пропуска и коммутации токов в нормальных и аварийных режимах

4. Сетевые ВВ на средние классы напряжения 6-10-35 кВ, применяемые в электрических сетях и предназначенные для пропуска и коммутации тока в нормальных условиях работы цепи и при коротких замыканиях (КЗ).

5. ВВ специального назначения (например, см. рис. 1.1 для коммутации реакторов - Q_p, для подключения конденсаторных батарей - Q_k, для защиты трансформаторов Q_с2, Q_i).

По виду установки ВВ можно разделить на следующие группы:

1. Колонковые (основная изоляция относительно земли опорного типа, дугогасительное устройство находится в изоляционном корпусе).

2. Баковые (дугогасительное устройство находится в металлическом заземленном баке), снабженные высоковольтными газонаполненными изоляционными вводами.

Каждый из отмеченных на рис. 1.1 точек в системе, где установлены выключатели Q_i, Q_j, в действительности, представляют собой точки расположения ОРУ, ЗРУ, КРУЭ или АГК (см. рис. 1.1. ВВ - Q_г) подстанций или электроустановок высокого напряжения, где основным, дорогостоящим и наиболее ответственным коммутационным аппаратом является ВВ.

Для открытых распределительных устройств (ОРУ) ВВ и другие высоковольтные аппараты  подвергаются непосредственному воздействию климатических и метеорологических и других факторов: различные осадки, обледенение (корка льда до 20 мм), ветровых нагрузок (скорость ветра до 40 м/с), изменения температуры в широких пределах. Все эти факторы создают дополнительные проблемы для конструкции ВВ и обеспечения надежности ВВ в эксплуатации.

Наиболее передовые современные технологии для ВВ, нашли свое примение и получили развитие в КРУЭ и АГК. КРУЭ - трехполюсные комплектные распределительные устройства, где коммутационные, измерительные аппараты, устройства блокировки, защиты заключены в герметичную металлическую оболочку, заполненную элегазом предназначеные для приема, распределения и передачи электроэнергии, измерения и диагностики параметров и коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока. Технологии КРУЭ позволили разрабатывать экономически обоснованные РУ, адаптированные к использованию в экстремальных условиях эксплуатации (в крупных городах, где высоки плотность застройки и стоимости земли, где необходим кабельный ввод напряжения, в промышленных центрах металлургии и химии, а также ТЭЦ с высокой загрязненной атмосферой, на морских и нефтяные мобильных платформах, на контейнерах для Крайнего Севера, пустынь, высокогорья т.д. КРУЭ отличает компактность и малогабаритность, широкое использование стандартных модулей и блоков, высокая заводская готовность их элементов, поступающих на монтаж, короткие сроки ввода в эксплуатацию подстанций, защита обслуживающего персонала от воздействия электрических и магнитных полей, отсутствие атмосферных воздействий на работу внутренней изоляции КРУЭ, контактных и конструкционных элементов и высокая сейсмостойкость. Из многочисленных вариаций ячеек КРУЭ на рис. 1.3 представлена линейная ячейка с двумя системами сборных шин с выходом на кабельные вводы [4], где Q - выключатель; QS1, QS2 - разъединители шинные; QSG1 – заземлитель шиный; TA - трансформатор тока; TV - трансформатор напряжения; K1E, К2Е - шины сборные, QS3 – линейный разъединитель; QSG2 – линейный заземлитель, QSG – быстродействующий заземлитель

 

Рис. 1.3. Принципиальная схема линейной ячейки КРУЭ
с двумя системами сборных шин

 

Один из вариантов компановки полюса линейной ячейки 110кВ (тип ЯГК-110Л-23[4]) представлен на рис.1.4, где 1 – выключатель; 2 – трансформатор тока; 3 – шкаф аппаратный; 4 – разъединитель линейный; 5 – гидропривод; 6 – заземлитель линейный; 7 – разъединитель кабельного ввода; 8 – ввод кабельный; 9 – разъединитель шинный; 10 – сильфонный компенсатор; 11 – заземлитель шинный; 12 – рама; 13 – привод разъединителя или заземлителя (трех фаз); 14 – сборная трехфазная шина; 15 – мембрана; 16 – датчик плотности элегаза; 17 – элегаз.

 

Рис.1.4. Полюс ячейки линейной 110кВ

 

АГК аппаратно-генераторные комплексы: комплектные распределительные устройства генераторных цепей, где электрические коммутационные аппараты (выключатели, разъединители, заземлители, короткозамыкатели и т.д.), измерительные аппараты заключены в герметичные металлические оболочки, заполненные элегазом. АГК предназначены для коммутации, измерения и диагностики генераторных цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока. Рост единичных мощностей генераторов, внедрение сетей с номинальным напряжением 500–750–1150 кВ, модернизация мощных гидроэлектростанций, развитие атомных электростанций, где необходима высокая надежность системы собственных нужд реактора, развитие гидроаккумулирующих станций, характеризуемых частой сменой генераторно-турбинного и насосно-двигательного режимов работы потребовали внедрение передовых технологий в разработку АГК для генераторных цепей с повышенными параметрами по номинальному току (до 40 кА) и номинальному току отключения (до 300кА) с предельными для электроэнергетики токами электродинамической стойкости.

Токопроводы между главными выводами генераторов и повышающих трансформаторов выполняются в пофазно экранированном исполнении, поэтому и АГК имеются пофазное исполнение, где в едином комплексе взаимодействуют генераторные ВВ, элегазовые разъединители, заземлители, короткозамыкатели, трансформаторы тока и напряжения, защитные конденсаторы, нелинейные ограничители перенапряжений, системы управления, контроля, диагностики и т.д.

Номинальные параметры ВВ. Разнообразие видов и функциональных особенностей ВВ в эксплуатации требует стандартизации и унификации их номинальных параметров, введение параметрических рядов номинальных (нормированных) параметров, что непосредственно отражается и на номинальных параметрах ВВ.

ГОСТ Р 52565-2006  определяет номинальные (нормированные) параметры ВВ, характеристики и испытания по их оценке, отражающие комплексные взаимодействия энергосистем (электроустановок) с ВВ в эксплуатации.

Рассмотрим некоторые важные номинальные параметры ВВ и требования к ним согласно ГОСТ Р 5256-2006 [2].

К номинальным (нормированным) параметрам ВВ относятся: номинальное напряжение U _ном; наибольшее рабочее напряжение U _{н. р}; номинальный ток I _ном; номинальный ток отключения I _{о. ном}; номинальный ток включения I _{в. ном}; номинальное переходное восстанавливающееся напряжение (ПВН) при КЗ на выводах ВВ; номинальные характеристики при неудаленных КЗ (НКЗ); номинальная последовательность операций (номинальные циклы); номинальное напряжение включающих и отключающих устройств (электромагнитов) и др.

Номинальное напряжение U _ном выбирается из параметрического ряда: U _ном, (кВ): 3,6, 10, 15, 20, 24, 27, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750; наибольшее рабочее напряжение U _{н. р} на 20 % выше номинального U _ном.

Номинальный ток I _ном — это действующее значение наибольшего тока, допустимого по условию нагрева частей выключателя, в длительном режиме: I _ном, (А): 200, 400, 630, 800, 1000, 1250, 1600, 2000, 2500, 3150, 4000, 5000, 6300, 8000, 10 000, 12 500, 16 000, 20 000, 25 000, 31 500.

Номинальный ток отключения I _{о. ном} выбирается из параметрического ряда: I _{о. ном}, (кА): 2,5; 3,2; 4; 5; 6,3; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200; 250.

I _{о. ном} — действующая периодическая составляющая тока отключения i _о к моменту возникновения дуги отключения между дугогасительными контактами ВВ, где ток отключения i _о — это наибольший ток, который ВВ может отключить при наибольшем рабочем напряжении и нормированных условиях восстановления напряжения.

Ток отключения характеризуется действующим значением его периодической составляющей I _оп = I _{о. ном}, а также нормированным процентным содержанием b _н апериодической составляющей, равным отношению апериодической составляющей i _а тока отключения к амплитуде периодической составляющей  того же тока в момент размыкания дугогасительных контактов. Периодическая и апериодическая составляющие тока КЗ показаны на рис. 1.5. Ток отключения ВВ в момент ЕЕ' (размыкание дугогасительных контактов ВВ и возникновение электрической дуги отключения) определяется суммой периодической и апериодической составляющих:

.                          (1.1)

 

Рис.1.5. Периодическая и апериодическая составляющие тока КЗ

Номинальный ток включения I _{в. ном} — наибольший ток, который Нормированное процентное содержание апериодической составляющей β_н тока КЗ определяется по кривой, представленной на рис. 1.6. Время   τ, мсек

,

где τ _о.с — собственное время отключения выключателя; 10 — время действия релейной защиты, мсек.

Рис. 1.6. Нормированное процентное содержание
апериодической составляющей тока КЗ для τ = 45мсек (кривая 1), для

τ = 60мсек, 75мсек, 120мсек (кривые 2, 3, 4, соответственно)

 

По ГОСТу  Р 52565-2006 испытания на отключение номинального тока отключения с апериодической составляющей осуществляются с постоянной времени 45 мсек (рис. 1.6, кривая 1). Согласно рекомендациям МЭК постоянная времени 45 мсек перекрывает большую часть случаев отключения для сетей на номинальные напряжения до 330 кВ. Однако, постоянная времени зависит от номинальных параметров энергосистемы и ее электрооборудования: например, для систем с высоким номинальным напряжением 500-1150 кВ, с большими длинами линий передачи, заканчивающихся мощными трансформаторами, постоянные времени увеличиваются до 110 мсек, а в генераторных системам среднего напряжения постоянные времени достигают 200-300 мсек.

Номинальный ток включения I _{в. ном} — наибольший ток, который выключатель может включить при наибольшем рабочем напряжении. При КЗ в цепи переменного тока за время около 10 мсек ток достигает значения i _у (см. рис. 1.5), называемого ударным током КЗ. Ток i _у состоит из двух составляющих: периодической (симметричной) i _п =  и апериодической
i_а = 0,8 ,тогда ударный ток КЗ

.              (1.2)

 

Номинальный ток включения I _{в. ном} должен быть не менее ударного тока КЗ. ВВ должен выдерживать во включенном положении без повреждений ток электродинамической стойкости I _д = К _д I _{о. ном}, где К _д = 2,5 — коэффициент электродинамической стойкости.