Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России»

 

утверждаю

Первый заместитель председателя Правления

РАО "ЕЭС России"

О.В. Бритвин

"12" июля 1999 г.

 

 

РУКОВОДСТВО ПО ЗАЩИТЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 6-1150 кВ

ОТ ГРОЗОВЫХ И ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

 

РД 153-34.3-35.125-99

 

УДК 621.311; 313-315

 

 

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 нейтралью, в электрических сетях 6-35 кВ с изолированной, компенсированной и резистивно-заземленной нейтралью, 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 "ЕЭС 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 (ПЭИПК) 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, 7и 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).

 

 

ЧАСТЬ 1

ЗАЩИТА ОТ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 110-1150 кВ

 

СПИСОК ОСНОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ ЧАСТИ 1

 

Е - амплитуда э.д.с;

N_s - ожидаемое число воздействий внутренних перенапряжений в год;

Р - передаваемая по ВЛ мощность;

Р_нат - натуральная мощность ВЛ;

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

T_os - ресурс пропускной способности ОПН;

U_н - номинальное напряжение;

U_м - наибольшее рабочее напряжение;

 - математическое ожидание случайной величины c;

X - реактивное сопротивление системы;

Z_w - волновое сопротивление линии;

h_к.з - коэффициент несимметрии при однополюсном к.з.;

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

k_ост - напряжение, остающееся на резисторе ограничителя;

n_s - ожидаемое число коммутаций в год;

u - вынужденная составляющая переходного процесса перенапряжений;

u_е - индекс "е" обозначает ненасыщенное значение вынужденного напряжения;

a - коэффициент затухания собственных колебаний электропередачи;

b_k - частоты собственных колебаний электропередачи;

À - ударный коэффициент перенапряжений;

l - волновая длина линии;

j - потокосцепление;

q - значение угла между векторами э.д.с. Е₁ и Е₂ электропередачи;

 - 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 нейтралью. Под системой с эффективно заземленной нейтралью обычно понимается система, все элементы которой соединены с землей наглухо, либо через индуктивное сопротивление, величина которого настолько мала, что коэффициент несимметрии h_к.з в любой точке электропередачи не превосходит 1,4 для различных схем и режимов работы системы, возможных в процессе эксплуатации. Под h_к.з 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 h_к.з зависит от соотношения активных и реактивных сопротивлений системы. Требование h_к.з £ 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 , т.е. не больше трех. В то же время отношение активной составляющей этого сопротивления, рассчитанного по параметрам нулевой последовательности  не больше 1,0, т.е.  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 U_м. 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 (u) и несимметричном (u_к.з) режимах (при односторонне питаемой электропередаче);

• в паузе успешного ОАПВ (u_ОАПВ);

• при неполнофазных режимах;

• на четных, нечетных и дробных высших гармонических - резонанс на частотах 2 kw; (2k + 1) w 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 Т₁; …; Т_n; в схеме рис. 1.1,б - автотрансформатором AT. При этом наличие или отсутствие трансформаторов Т₁; Т₂; …; Т_n; показанных пунктиром, несущественно. В схеме рис. 1.1 переходный феррорезонанс может возникать при подключении к линии холостого трансформатора, показанного на рис. 1.1,в.

 

а)

 

б)

 

в)

 

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, в 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 1,15	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	-

 

1.3. 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 нс 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 t_к.з = 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 t_к.з = 0,1-0,15 с; второй выключатель аварийного участка отключается со временем t_к.з = 0,3-0,6 c.

При трехфазном быстродействующем АПВ (БАПВ) длительность бестоковой паузы составляет t_АПВ = 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 t_ОАПВ = 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 t_к.з = 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 t_АПВ или t_ОАПВ 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**
	Еmin	Еmax		Еmin	Еmax
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 2kw и нечетных, частоты (2k + 1)w 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, i_m - 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)

 

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

 

и характеристика 2 (автотрансформаторы)

 

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

 

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

Отсюда следует для характеристики 1:

 

                                             (2.2в)

 

Расчетные величины схемы замещения трансформатора (автотрансформатора) находят следующим образом. По паспортным значениям е_{k (В-С)}, е_{k (В-Н)}, е_{k (С-Н)} (в %) определяют реактивности рассеяния между обмотками соответственно высокого - среднего, высокого - низкого и среднего - низкого напряжений Х_В-С, Х_В-Н, Х_С-Н. Паспортные значения е_k, зависят от наличия регулирования в нейтрали, мощности AT и коэффициентов трансформации u_В/u_c/u_Н. Реактивности рассеяния находят по формулам:

 

                     (2.2г)

 

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

Параметры Х_В, Х_С, Х_Н трехлучевой эквивалентной схемы замещения такого трансформатора (автотрансформатора) рассчитываются по формулам:

 

2Х_в = Х_в-н + Х_в-с - x_c-h; 2Х_с = Х_в-с + Х_с-н - Х_в-н; 2Х_н = Х_с-н + Х_в-н - Х_в-с.          (2.2д)

 

Характеристика намагничивания стальных сердечников компенсационных реакторов в относительных единицах () хорошо аппроксимируется следующим двучленом третьей степени:

 

i = pj + qj³ = p (1 + sj²).                                                  (2.3а)

 

Параметры компенсационных реакторов приведены в табл. 2.1.

 

Таблица 2.1

 

Характеристика компенсационных реакторов типа РОДЦ

 

Uн, кВ	Рф, MB×A	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 g_k и дополнительной емкостью фазы на землю DС_к:

 

 1/Ом×км;                                  (2.4а)

                                  пФ/м. (2.4б)

 

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

 

                       (2.4в)

 

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

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

Таблица 2.2

 

Начальные напряжения общей короны при хорошей погоде

 

Uн, кВ	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 u случайно меняется от минимального за год значения u₁ до максимального u₂. Случайный характер вынужденного напряжения определяется причинами, указанными в пункте 1.4 Раздела 1. Методы расчета математического ожидания, дисперсии и статистического распределения случайной величины u 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 h_к.з так:

 

u_к.з = u h_к.з.                                                              (2.5)

 

Оно может изменяться от минимального за год значения u_1к до максимального u_2k. Статистический характер вынужденного напряжения u_к.з определяется как факторами, приводящими к случайным изменениям u, так и случайным местоположением вдоль линии точки короткого замыкания. Методы расчета математического ожидания, дисперсии и статистического распределения случайной величины u_к.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 t_оапв одним из двух линейных выключателей; полное замыкание бывшей "больной" фазы вторым выключателем.

Вынужденное напряжение частоты 50 Гц u_ОАПВ - 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 u_ОАПВ определяются теми же факторами, что и распределения симметричного вынужденного напряжения u, но учет влияния нелинейности характеристик намагничивания силовых трансформаторов (автотрансформаторов) на величину u_ОАПВ не требуется. Методы расчета математического ожидания и статистических распределений случайной величины u_ОАПВ 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 u_В, частота которого близка к 50 Гц. Восстанавливающееся напряжение имеет резонансный характер. Амплитуда u_В зависит от длины и конструкции ВЛ, числа компенсационных реакторов и отношения u₀/u_ф, так как из-за демпфирующего действия короны амплитуда u_В практически не зависит от номинального напряжения электропередачи.

Защита от перенапряжений в паузе успешного ОАПВ необходима, если на рассматриваемой электропередаче восстанавливающиеся напряжения u_В превышают u_доп, указанные в таблицах Приложения 4 для ОПН-500 УХЛ или ОПН-750 УХЛ или ОПН других типов для времени t_оапв (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 L_p приводит к расстройству резонанса и уменьшению вследствие этого u_В до значений (1,0-1,l) u_ф, как это видно из кривых (рис. 2.1, в) и (рис. 2.1, г);

• использование схемы четырехлучевого реактора, когда звезда компенсационных реакторов L_p заземляется через нулевой реактор L₀. При этом перенапряжения, восстанавливающиеся на отключенной фазе в паузе успешного ОАПВ, характеризуется величиной u_В » u_ф.

 

 

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 u_ф;

3 - u₀ = 1,2 u_ф;

4 - u₀ = 1,4 u_ф.

Конструкция фазы:

а) Расчетная схема замещения;

б) ВЛ 500 кВ 3хАС-330; D_ф-ф = 12,8 м;

в) ВЛ 500 кВ 3хАСО-500; D_ф-ф = 10,5 м;

г) ВЛ 750 кВ 4хАСУ-400; D_ф-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) U_ф.

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 Z_w, значения которого указаны в табл. П2.2 Приложения 2. На оси ординат отмечаются две точки:

Х₀₁ = Х_т + 0,5 (X_d + X_q);

X₀₂ = X_T + 0,5( + X_q),

где X_T - реактивность рассеивания обмоток всех параллельно и последовательно соединенных трансформаторов, включенных между генераторами и воздушной линией; X_d,  и X_q - соответствующие параметры всех параллельно включенных генераторов, питающих электропередачу, причем x_t, X_d,  и X_q определяются по параметрам прямой последовательности.

Из точки Х₀₁ радиусом 0,5 (X_d-X_q) проводится полуокружность, которая ограничивает первую область самовозбуждения. Из точки X₀₂ радиусом 0,5 (X_q-) 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 X_d = X_q, не существует первой области самовозбуждения, для генераторов без демпферных обмоток не существует третьей области.

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

Координаты Х_S и R_S 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 R_S для обеих схем находят по формуле:

 

R_S = R + R_T + R_Г.                                                       (2.10)

 

В формулах (2.8), (2.9), (2.10) можно принять R = R_л l, где l - длина линии, км; R_л - активное сопротивление линии, Ом/км; Z_w - волновое сопротивление линии. Ом; величина l¹ указана в табл. П2.2 Приложения 2; R_Г и r_t - 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 2kw, и нечетных, частоты (2k+1)w,

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 Y₁(t)coswt, должна появиться свободная затухающая апериодическая составляющая Y₀(t), такая, чтобы в момент t=0 удовлетворялись следующие начальные условия:

 

Y₀ = [Y₁(t)coswt + Y₀(t)] |_t=0 = Y₁(0) + Y₀(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

 

i_нам = Y³ = [Y₁(t)coswt + Y₀(t)]³

 

получим:

 

 

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. 2.3,а и 2.3,б.

Величина и время существования перенапряжений при явлениях переходного феррорезонанса зависят от значения первой собственной частоты электропередачи b₁/w 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

 

 

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 С_в, шунтирующими контакты выключателей в сетях 220-500 кВ*.

____________

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

 

В таких ситуациях в сетях 220-500 кВ образуется схема, представляющая собой колебательный контур, содержащий нелинейную индуктивность высоковольтной обмотки ЭМТН, емкости С_в между разомкнутыми контактами выключателей и емкостями на землю С_ш 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 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 С_в и С_ш 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 С_в + С_ш; находится в заштрихованной зоне существования феррорезонанса, то перенапряжения на ЭМТН 220-500 кВ в этом режиме достигают (1,4-1,5) U_ф, 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):

С_в - суммарная емкость между разомкнутыми контактами всех выключателей;

С_ш - 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 2w индуктивность контура намагничивания силового трансформатора. Колебания индуктивности происходят 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 нейтралью. 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*.

____________

* На электрических станциях и подстанциях при ВЧ коммутационных перенапряжениях возникают интенсивные электромагнитные импульсные поля, 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 I_q, протекающего через коммутирующий элегазовый разъединитель.

 

При этих коммутациях, как включениях, так и отключениях, кратность перенапряжений может достигать 2,3-2,8 по отношению к амплитуде фазного максимального рабочего напряжения U_фм. 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 +U_фм до -U_фм. С точки зрения величин перенапряжений, наиболее неблагоприятны условия, когда напряжения на контактах разнополярны и максимальны по величине, т.е. DU(0) = 2U_фм. При операции отключения таким условиям отвечает один из последних пробоев, а при включении - один из первых.

 

 

Рис. 3.1. Высокочастотные коммутационные перенапряжения в точке 5 на схеме рис. 3.2:

DU = 2U_фм;

 

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 L_k участка шин между двумя неоднородностями по формуле:

 

f(k) = 75/L_k, МГц.                                                       (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 L_k и длина максимального из них L_max будут правильными дробями (L_k/L_max=N_k/M_k, где N_k и M_k - целые числа), то кратность высокочастотных перенапряжений на фазах КРУ, для которых эти условия окажутся выполнены, будут превосходить 2U_фм. 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£U_вч/U_фм£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 элегазовым 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 U_пост на ВЧ - перенапряжения, неограниченная амплитуда которых (см. осциллограммы на рис. 3.1) может превышать 2,5U_фм. 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 U_м, равного:

 

Uн, кВ	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 = n_ОПН + n_ОПНЭ, то амплитуда воздействующих на оборудование ПС и газонаполненные элементы КРУЭ низкочастотных коммутационных перенапряжений определяется неравенством:

 

k_возд £ k_защ/n^a = k_защ/n^0,04, кВ.                                               (3.3)

 

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

 

Uн, кВ	110	220	330	500	750
kдоп, кВ	-	-	950	1175	1425

 

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

 

 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) U_фм, 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 последнее 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, вольт-амперная 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 Z_w - 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) U_фм. Для этого величина активного сопротивления предвключаемого резистора должна быть

 

R_пр ³ 2Z_w.                                                              (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 ПОПЕРЕЧНОКОМПЕНСИРОВАННЫХ

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 Х_рз). 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 U_co (см. рис. 4.1). Вследствие этого величина коммутационных перенапряжений, воздействующих на реактор Х_рз, 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 Х_п, линии передачи и реактора Х_рз. 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 ³ 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 Х_рз. 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  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 Х_рз (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).

Х_с - емкостное сопротивление батареи УПК;

Х_п - индуктивное сопротивление источника питания (станция, система);

l_к.з - расстояние от точки к.з до батареи УПК в км;

L и С - индуктивность и емкость ВЛ на 1 км;

В₁ и В₂ - линейные выключатели

 

а)

б)

 

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

U_c - напряжение на батарее УПК;

u_q - напряжение на реакторе L_p;

i_q - ток через обмотку реактора L_p;

L_п - 105 мГн; С = 61 мкФ; L_p = 3,4 Гн

 

Вероятность возникновения режима деления частоты тем больше, чем меньше напряжение u_lo и чем больше напряжение U_co, 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. u_cо 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 £ U_C1 £ U_C2,                                                         (4.1а)

 

Здесь

 

                             (4.1б)

 

где k₀₁ - нижний предел разбросов пробивного напряжения разрядника; Х_с - емкостное сопротивление батареи УПК; Х_П1 и Х_П2 - минимальное и максимальное значения за год индуктивного сопротивления источника питания; X_L1 = l₁wL₁ и X_L2 = l₂wL₂ - 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 (4.1а) 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 Х_р2 и х_р3 по схеме, показанной на рис. 4.4. Здесь компенсационные реакторы вынесены за линейные выключатели В₁ 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 напряжение u_cо на емкости батареи УПК в режиме к.з. не равно нулю, и, следовательно, уровень неограниченных коммутационных перенапряжений в точке установки ОПН-3 (или ОПН-2) в этой схеме будет выше, чем в электропередачах без УПК.

Расчет статистического распределения амплитуд этих перенапряжений выполняется следующим образом. Рассчитываются минимальное À₁ и максимальное À₂ значения случайных изменений ударных коэффициентов за год по формулам:

 

                            (4.2)

 

где U_С1 и U_С2 заданы формулами (4.1б).

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

 

                                     (4.3а)

где                                                                   (4.3б)

 

причем входящая в (4.3а) частота b/w определяется по номограмме Приложения 3, т.е. по схеме вида "э.д.с. - предвключенная реактивность Х_п - ВЛ длиной l", так как влияние компенсационных реакторов X_p1 и Х_р2 на частоту b мало.

Подставляя в формулы (4.3а) и (4.3б) минимальное Х_П1 и максимальное Х_П2 за год значения индуктивного сопротивления источника, а также Е₁ и Е₂ (см. табл. 1.5 Раздела 1), находим пределы u₁ и u₂ интервала случайных годовых колебаний вынужденного напряжения. Затем по формулам

 

k₁ = À₁u₁; k₂ = À₂u₂                                                        (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

 

                                               (4.5)

 

Методика оценки надежности, т.е. ожидаемого с доверительной вероятностью Р_дов 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.

 

 

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 n_s плановых и аварийных коммутаций и ожидаемого числа к.з. приведены в табл. П1.1.

 

Таблица П1.1

 

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

 

S	Виды аварий или коммутаций	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 грозовых 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 D 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 D 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 N_s внутренних перенапряжений

 

S	Ns	Коммутация	Система АПВ на передаче	Ожидаемое число коммутаций	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	0,75D(n3+n4)	1/3 N4	1/3 N4	1/3 N4
			ОАПВ и ТАПВ	0,75D(n3+n4)	1/3 N4	1/3 N4	1/3 N4
5	N5	Успешное ТАПВ	ТАПВ	(0,15D+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	0,25D(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.

 

а)

б)

 

Рис. П2.1. Расчетные схемы для определения вынужденного напряжения во всех коммутациях, кроме успешного ОАПВ.

Значения X₁ =  + X_тр; Z_w и l⁽¹⁾ см. в табл. П2.1, П.2.2

 

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

 

                     (П2.1)

 

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

 

                             (П2.2а)

где

                           (П2.2б).

 

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

По формулам (П2.1) или (П2.2а) и (П2.2б) при заданных длине и конструкции фазы ВЛ, минимальном X_1min и максимальном X_1max 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 = Е_min и Е = Е_max, конкретной передачи, определяются минимальные u_пе1 и u_пе2 ненасыщенные значения вынужденного напряжения на питающем конце электропередачи.

Если u_пе2£1,15, то учитывать насыщение не нужно, положив в формулах (П2.1) или (П2.2а) u_ре1=u₁ и u_ре2 = u₂. Учет насыщения необходим, если u_ре2 превосходит 1,15.

Учет насыщения производится следующим образом. Вычисляются два значения вспомогательного безразмерного параметра h₁ и h₂, равные:

для схемы на рис. П2.1,а

 

(П2.3а)

 

для схемы на рис. П2.1,б

 

                 (П2.3б)

                                                    (П2.3в)

 

Входящие в формулы (П2.3а), (П2.3б) и (П2.3в) Z_баз определяются формулами (2.2в) Раздела 2. Численные значения Z_w, и l⁽¹⁾ приведены в табл. П2.4.

По кривым рис. П2.2 (силовые трансформаторы, характеристика № 1) или рис. П2.3 (автотрансформаторы, характеристика № 2) определяют нижнее u_п1 = u_п1(h₁, u_пе1) и верхнее u_п2 = u_п2(h₂, u_пе2) значения пределов интервала случайных годовых колебаний насыщенного значения вынужденного напряжения на питающем конце. Затем по формулам (П2.4) определяют минимальное u₁ и максимальное u₂ значения интервала случайных годовых колебаний насыщенного значения вынужденного напряжения на разомкнутом конце передачи:

 

                                      (П2.4)

 

 

Рис. П2.2. Зависимость насыщенного значения вынужденного напряжения u от его ненасыщенного значения u_e и параметра h. Силовые трансформаторы, характеристика намагничивания № 1

 

 

Рис. П2.3. Зависимость насыщенного значения вынужденного напряжения u от его ненасыщенного значения u_e и параметра h. Силовые автотрансформаторы, характеристика намагничивания № 2

 

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

 

                                                    (П2.5а)

                            (П2.5б)

 

Необходимые для расчетов по формулам (П2.1), (П2.2а) и (П2.2б) численные значения Z_w, l⁽¹⁾ и Х_р указаны в табл. П2.1, П2.2 и на рис. П2.1.

 

Таблица П2.1.

 

Численные значения Z_w; Х_р и R_p 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 u_р частоты 50 Гц на разомкнутом конце передачи не превзойдет своего максимального значения в годовом интервале случайных изменений u₂.

Из (П2.6) следует, что распределение  - это семейство кривых с параметрами u₁ и u₂.

 

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 u_епк и u_срк соответственно на разомкнутом и питающем концах передачи определяется по формулам:

 

u_ерк = u_ср2h_к2, u_епк = u_еп1 h_к1,                                              (П2.7)

 

где u_ер и u_еп рассчитывают по формулам (П2.1), (П2.2а) и (П2.2б), a h_к2 и h_к1 - значения коэффициента несимметрии h_к.з при однополюсном к.з. в конце и начале ВЛ соответственно. При этом коэффициент несимметрии h_к2 равен

 

                    (П2.8)

где

                                     (П2.9)

 

X⁽⁰⁾, Х⁽¹⁾, Х⁽²⁾ - входные сопротивления относительно разомкнутого конца электропередачи, рассчитанные соответственно по параметрам нулевой, обратной и прямой последовательности при закороченных зажимах э.д.с. Е (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 n указывает на то, что входящие в формулы (П2.10) и (П2.11) величины X₁, X_p1, Z_w и l 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 h_к1 получается подстановкой в формулы (П2.8), (П2.9) и (П2.10)

 

                                                     (П2.12)

 

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

 

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

 

Математическое ожидание  и функцию распределения вероятностей того, что насыщенное значение u_к.з вынужденного напряжения в несимметричном режиме однополюсного к.з. не превзойдет своего максимального за год значения u_к2 определяют по формулам:

 

                                               (П2.14а)

                                      (П2.14б)

 

Численные значения u_к1 и u_к2, входящие в состав выражений (П2.14а) и (П2.14б), определяются по формулам (П2.7)-(П2.11) и указаниям, изложенным в предыдущем п. 1 Приложения 2, т.е. с использованием формул (П2.3а), (П2.3б) и (П2.3в), а также зависимостей рис. П2.2 или П2.3. Из формулы (П2.14) следует, что зависимость  есть семейство кривых с параметрами u_к1 и u_к2.

 

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 u_ОАПВ в коммутации успешного ОАПВ в электропередачах 220 и 330 кВ. На рис. П2.4,б приведена расчетная схема для определения u_ОАПВ 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 u_ОАПВ выполняется по формуле

 

                           (П2.15)

где

                                           (П2.16)

 

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

 

                                   (П2.17)

 

n_i определяется по параметрам прямой последовательности электропередачи, n₀ - по параметрам нулевой последовательности,

 

                                              (П2.18)

 

Таблица П2.2.

 

Усредненные значения Z_w; ; l⁽¹⁾; l⁽⁰⁾; Х_р

 

Uн, кВ		110	220	330	500	750	1150
Zw, Ом		385	405	305	283	265	252
, Ом		845 875	785 820	645 675	560 590	485 560	390 520
l(1)/(10-3l), радиан		1,0605	1,0704	1,0704	1,0755	1,0804	1,0835
l(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
Хр, Ом	схема без Х0	-			1530	1880	1600
	схема с Х0	-			1530+3Х0	1880+3Х0	1600+3Х0

 

Примечание: для  и l⁽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.

 

а)

б)

 

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

 

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

 

    (П2.19)

 

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

 

Таблица П2.3.

 

Усредненные значения Р/Р_нат

 

Uн, кВ	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. П2.4б) вспомогательные параметры n_i (i = 0; 1) и m, входящие в формулы (П2.16), и входящий в формулу (П2.15) угол q между векторами э.д.с. E₁ и Е₂ равны

 

где

                                (П2.20)

 

n_i 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;

 

     (П2.22)

 

Для каждой конкретной электропередачи известны величины l⁽¹⁾, l⁽⁰⁾, ; ; ; ; ;  (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 Е_min до E_max - э.д.с. E₁ и Е₂ (см. табл. 1.5 Раздела 1). С учетом этого статистические характеристики u_ОАПВ 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 q₁ и максимальное q₂ значения утла q:

 

 

В формулах (П2.23) и (П2.24), все величины рассчитываются по параметрам прямой последовательности электропередачи, t_ОАПВ - длительность бестоковой паузы (с), причем входящие в (П2.23) и (П2.24) u_p1 и u_p2 равны соответственно u₁ и u₂ 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 q₁ и максимальное q₂ значения угла q:

 

   (П2.24)

 

Затем по формулам (П2.15), (П2.23), (П2.24) рассчитываются минимальное за год значение вынужденного напряжения при успешном ОАПВ u_1ОАПВ и его максимальное значение u_2ОАПВ, которые равны:

 

                  (П2.25)

 

Математическое ожидание  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 u_ОАПВ не превзойдет своего максимального значения в интервале годовых случайных изменений u_2ОАПВ.

 

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 Х_в-с, Х_с-н и Х_в-н рассчитывают по формулам (2.2г) Раздела 2. Параметры эквивалентной трехлучевой схемы замещения трансформатора (автотрансформатора) Х_В, Х_с и Х_н 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 D_К. 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 =305 Ом, =645 Ом, =jl,0704/(10^-3l), радиан, =j1,4902/(10^-3l) радиан, начальное напряжение общей короны U₀=1,12 U_ф.

Питающая система с эквивалентным реактивным сопротивлением

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

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

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

=j0,5[X_B-H+X_B-c-X_c-H]=j0,5[97,15+44,87-148,98]=-j3,48 Ом;

=j0,5[X_B-c+X_c-Н-X_В-H]=j0,5[44,87+148,98-97,15]=j48,35 Oм;

 =j0,5[X_c-H+X_B-H-X_B-c]=j0,5[148,98+97,15-44,87]=j100,63 Ом.

В. По формулам для схемы № 1 табл. П2.4 рассчитываем  и :

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 D_K, который для U₀=1,12 и к_Б.К=2,29 равен D_K=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 U₀

1 - 0 ³ m ³ -0,5; 1,2 U_ф £ U₀ £ 1,4 U_ф;

2 - 0 ³ m ³ -0,5; 1,0 U_ф £ U₀ £ 1,2 U_ф;

3 - m < -0,5; 1,2 U_ф £ U₀ £ 1,4 U_ф;

4 - m < 0,5; 1,0 U_ф £ U₀ £ 1,2 U_ф.

 

Таблица П2.4

 

Однолинейные схемы замещения блочных электропередач и соответствующие

им формулы для расчета параметра m

 

№ пп	Схема электропередачи	Формулы для расчета
1
2
3

 

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 Т₁ (AT₁) или Т₂ (АТ₂).

 - 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. П.2.6. 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 демпфированным схемам относится схема на рис. П2.6,а (схема типа "сборные шины"), к слабо демпфированным - 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 £ P(k) £ 1.

 

 

Рис. П2.7. Перенапряжения при переходном феррорезонансе.

Верхние огибающие ноля 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 b_k £ 2,5w, и в передачах 750 кВ, если их собственная частота b_k £ 4,5w. В передачах 1150 кВ переходный феррорезонанс опасен для слабо демпфированных схем при собственной частоте b_k £ 5w и в демпфированных, если собственная частота b_k £ 3w.

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 b_k/w 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 .

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 НН 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 100 и 200 Гц

 

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 u_П частоты 50 Гц, воздействующего на шунт намагничивания трансформатора (или AT) и эквивалентных квадрата частоты b²=а₁/с и затухания a=1/2 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 трансформатора (или AT) при закороченных зажимах э.д.с.

Зависимости параметров b² и a от характеристик электропередачи (l; Z_w) 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 самовозбуждения ультрагармоники. При так называемом критическом значении a ³ a_кр область стягивается в линию и автопараметрическое самовозбуждение ультрагармоники невозможно ни при каких значениях u_П и b². Для ультрагармоники частоты 100 Гц a_кр = 0,707; для ультрагармоники частоты 200 Гц a_кр = 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.

По формулам П2.2а и П2.2б определяется ненасыщенное значение вынужденного напряжения u_пе. Необходимые для этих расчетов, численные значения Z_w, X_p и X₁ указаны в табл. П2.1, П2.2. По формулам П2.3б и П2.3в вычисляются безразмерные параметры h₁ и h₂ и по зависимостям, показанным на рис. П2.3, определяются минимальное u_п1 и максимальное u_п2 случайных за год изменений насыщенного значения параметры u_п.

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

u_п1 > a, u_п2 < a,                                                         (П2.31)

где u_п1, u_п2 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 u_п1 и максимальное u_п2 насыщенные значения параметра u_п 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. П2.9. Области автопараметрического самовозбуждения гармоники 100 Гц в электропередачах 500-1150 кВ: 1 - a=0; 2 - a=0,5; 3 - a=0,6; a_кр=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; a_кр=0,5

 

 

Рис. П2.11. Зависимость параметров a и b² от отношения X₁/Z_w (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

 

 

Рис. П3.1. 1 - для Х_л/Х₁ = 0,01-0,1; 2 - для Х_л/Х₁ = 0,1-1,0; 3 - для Х_л/Х₁ = 1,0-10;

4 - для Х_л/Х₁ = 10-100. b₍₁₎ - наименьшая собственная частота в долях промышленной частоты; l⁽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; Х_л- индуктивное сопротивление линии, Ом, равное 314×l×L_л; (L_л - 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 нарушения условий эксплуатации и соответствия техническим условиям) приведены 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-110 УХЛ1	ОПН-I-110 ХЛ4	ОПН-220 УХЛ1	ОПН-I-220 У1 ОПН-I-220 УХЛ4	ОПН-330 У1	ОПН-500 УХЛ1	ОПН-750 У1	ОПН О-750 У1	ОПН-I-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 8 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 II УХЛ1	ОПН-110 IV УХЛ1	ОПН-220 II УХЛ1	ОПН-220 IV УХЛ1
Класс напряжения, кВ	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-110 У1 ОПНН-110 ХЛ1	ОПНН-220 У1 ОПНН-220 ХЛ1
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
I - легкий	1,6 см/кВ	L
II - средний	2,0 см/кВ	М
III - тяжелый	2,5 см/кВ	H
IV - 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
Квазиустановив-шиеся 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	495	540	570		864	972	1080	1188	1344	1596	1806	2058	1848	1920	2280	2640
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 с, А	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 А.

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

*** 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	250 А, не более не менее	176 169	193 186	212 204	359 346	386 372	433 417
мкс, длительностью 60 мкс и с амплитудой:	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 А, 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, не 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
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 мкс с амплитудой 450 А.

 

 

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

 

Длины пути утечки по ГОСТ 16357 и ГОСТ 9920 - в соответствии с указанной заказчиком степенью загрязнения: для II степени загрязнения - 2,25 см/кВ, для III степени загрязнения - 2,5 см/кВ, для IV - 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. П5.1:

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 .

Расстояния А_Ф-З,  и А_Ф-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 А_Ф-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-З	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.		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 цепи 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-з	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 Р_дов срок службы N_сл 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 À на вынужденную составляющую переходного процесса перенапряжений u:

 

k = Àu.                                                              (II6.1)

 

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

 

k = Àu_ОАПВ, k_к.з = Àu_к.з = Àuh_к.з.                                      (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 (s_k) амплитуды неограниченных перенапряжений определяются так:

 

                                          (П6.1а)

 

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

 

               (П6.2а)

 

 

                                (П6.2б)

 

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

Если наименьшая из частот собственных колебаний коммутируемой электропередачи

 

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

 

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

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

На рис. П6.1 показаны зависимости  от безразмерного параметра

 

                                                        (П6.3б)

 

Для схемы рис. П2.1,а X_П = X₁.

Для схемы рис. П2.1,б:

 

                                 (П6.3в)

 

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

 

 

Рис. П6.1. Зависимость отношений  от параметра J:

кружки, треугольники - опытные точки, соответственно ;

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
Uбаз, кВ	103	206	297	428	643	937
Zбаз, 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 х 10-3	84	162	229	323	475	682
А/А6аз	1,71	1,75	1,76	1,77	1,75	1,68

 

Вольт-амперная характеристика ограничителя при коммутационных перенапряжениях имеет следующий вид:

 

k_ост = А I^a = А I^0,04.

 

Численные значения параметра А в относительных единицах, т.е. А/А_баз 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 s_À 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 s_À

 

S	1	2	3	4	5	6	9*
	1,61	1,39	1,55	2,04	1,4	1,34	À (QА)/1,53
sÀ	0,183	0,197	0,15	0,352	0,128	0,132	sÀ (QА)/0,175

 

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

 

 

Рис. П.6.2. 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 Р_к.з (k_к.з) определяется по формуле (П6.4) при значении ;

для S = 9 с устройством АПАХ Р_АХ (k_ах) определяется по формуле (П6.4) при значении ; при отсутствии АПАХ - при значении .

В формуле (П6.4) P_к(k), Р_к.з (k_к.з) и Р_АХ (k_АХ) определяют по кривой рис. П6.5, а значения  - по формулам (П2.5а) и (П2.7) - (П2.14а) 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 t_апв по кривым рис. П6.3 определяются параметры статистического распределения ударных коэффициентов  и s_À. 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

 

                                                (П6.5а)

 

где u = u_p, либо u = u_п.

 

 

Рис. П.6.3. Зависимость параметров распределения ударных коэффициентов при успешном ТАВП 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, s_À=0,183.

Коммутация неуспешного ТАПВ (S=8). Для известной величины бестоковой паузы t_апв 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:

 

                        (П6.5б)

 

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 t_оапв по формулам (П2.15) - (П2.25) Приложения 2 рассчитывают минимальное u₁ и максимальное u₂ значения случайных годовых изменений вынужденного напряжения при успешном ОАПВ. Затем по формулам

 

                                                 (П6.7а)

 

                       (П6.7б)

 

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 (u; u_к.з; u_ОАПВ) 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 n_s - ожидаемое число воздействий на ОПН в коммутации S-го типа в течение одного года эксплуатации (см. табл. П6.3);

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

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

 

                                  (П6.10)

 

где k_s - неограниченные перенапряжения в коммутации S-го типа; вспомогательный параметр b_s 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 b_s зависит от амплитуды неограниченных перенапряжений и равен

 

b_s = 1 + а_S/Х_р,                                                       (П6.11)

 

Величина коэффициента a_s указана в табл. П6.5.

 

Таблица П6.5

 

Усредненные численные значения коэффициента a_s

 

Uн, кВ	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 P_k(k_s), 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 p_ts(t_os) - функция статистического распределения ресурса пропускной способности, расходуемого резистором ОПН в одной коммутации S-го типа. Расчет p_ts(t_os) 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 , отвечающего заданной доверительной вероятности Р_дов. Для этого из точки p_ts(t_os)=Р_дов 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.

 

 

Рис. П6.6. Графическое построение статистического распределения p_ts(t_os) и математического ожидания  ресурса, расходуемого в одной коммутации S-го типа, при заданной доверительной вероятности Р_дов

 

6.4. Определение ожидаемого срока службы ОПН

 

Математическое ожидание срока службы ОПН определяется по формуле:

 

                                                (П6.12)

 

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

Срок службы ОПН, определенный доверительной вероятностью Р_дов, равен:

 

                                  (П6.13)

 

где Т_OS(Р_дов) дается величиной T_OS, отвечающей Р_дов, указанному в табл. П6.1.

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

 

Таблица П6.6

 

Исходный (располагаемый) ресурс пропускной способности ОПН

 

Uн, кВ	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 U_т не превосходит (2,5-2,6) U_фм.

 

 

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

 

 

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 (Стр) трансформатора, пФ
			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	2.84	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

 

пример П8.1. 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. П2.1б, при коммутации успешного ОАПВ - на рис. П2.4б.

 

8.1.1. Исходные данные:

ВЛ U_н=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: =144 Ом; =80 Ом; ...; =100 Ом; =54 Ом;...;.

Приемная схема с эквивалентным реактивным сопротивлением X по прямой и нулевой последовательности: =100 Ом; =540 Ом.

По табл. П2.1 и П2.2 для U_н=750 кВ определяем =265 Ом; =560 Ом; l¹ =1,08×10^-3 l=1,08×400×10^-3=0,432 рад; l⁰=1,768×10^-3 l=0,707 рад.

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

Значения модулей векторов э.д.с. Е зависят от вида коммутации. Примем для всех коммутаций E_min=1,0, a E_max 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 Е_max и вида коммутации

 

S	Вид коммутации	Emax	Тип режима
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 П2.2а на разомкнутом u_p и питающем u_п концах. По формуле П2.2б определим вспомогательные параметры, не зависящие от вида коммутации и значения э.д.с. Е:

 

 

Для X₁=144 Ом:

 

j_р=(0,374 рад); cos j_p=0,931; cos (l+j_р)=0,693.

 

Для X_1min=100 Ом определяя аналогично, получаем:

 

j_р=(0,225 рад); cos j_p=0,975; cos (l+j_р)=0,791.

 

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

8.1.2.1. Коммутация планового включения

 

 

Поскольку u_пе2 < 1,15, то учитывать насыщение не нужно, тогда u_pe2=u₂ и u_pe1=u₁.

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

 

 

8.1.2.2. Коммутация успешного ТАПВ

Поскольку Е_min для всех коммутаций принято одинаковым и равным единице, то u_{p min} также будет одинаковым и равным 1,114. Величина u_{p max} определяется также, как в П.2.1. но при значении Е = Е_max=1,15.

Получим:

 

 

Поскольку u_пе2=1,22 > 1,15, то необходим учет насыщения, который проводится с использованием формул П2.3в и кривых рис. П2.2, П2.3. Расчеты проведены при Z_баз=10 кОм.

 

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

 

По кривым рис. П2.3 при h₂=13,8×10^-3 и u_пе2=1,22 определяем верхний предел насыщенного значения u_п2=1,19. По формуле П2.4 находим максимальное значение вынужденного напряжения на разомкнутом конце:

 

 

При u_р1=1,114 и u_p2=1,31 определяем математическое ожидание вынужденного напряжения при коммутации успешного ТАПВ:

 

 

8.1.2.3. Коммутация разрыва передачи при асинхронном ходе

Проводя вычисления, аналогичные приведенным выше, получаем u_{пе max}=1,32, определяем насыщенное значение u_{п max} при h₂=13,8×10^-3; u_{п max}=1,26; u_{p max} =1,26/0,908=1,39;

Математическое ожидание вынужденного напряжения =1,24;

дисперсия: s²=0,01.

8.1.3. Расчет вынужденного напряжения переходного процесса в несимметричном режиме

Определим коэффициент несимметрии h_к.з в начале h_к1 и в конце h_к2 линии при максимальной X_1max=144 Ом и минимальной X_1min=100 Ом реактивностях питающей системы.

Примем входные сопротивления, рассчитанные по параметрами прямой и обратной последовательности, равными , тогда в соответствии с формулой (П2.9) n₂=1; e = 1/(2+n₀). Формула (П2.8) примет следующий вид:

 

 

По формулам (П2.11) и (П2.13) определим вспомогательные параметры:

при X₁=144 Ом

 

 

при однополюсном к.з. в конце линии

 

n₀=(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

 

n₀=76,7/133,75=0,573; e=1/(2+0,573)=0,389;

 

при X_min=100 Ом =52,5 Ом, =94,95 Ом;

при к.з. на конце линии n₀=2,05; e=0,247, h_к2=1,15;

при к.з. в начале линии n₀=0,55, e=0,392, h_к1=0,925.

Полученные четыре значения коэффициента несимметрии h_к.з дают максимальные значения в зависимости от режима передачи и местоположения к.з. на линии. Для расчета минимального значения u_min примем h_к.з=0,925, для расчета максимального значения u_max-h_к.з=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 u будет вычисляться следующим образом. Расчет u_p и u_п при Е=1 (см. в п. 1.1, коммутация планового включения):

 

u_реmin=1,114; u_пеmin=1,01;

u_рек1 = u_реmin × h_к1=1,114×0,925=1,03; u_пек1=u_пеmin × h_к1=0,934.

При Е=1,15:

 

u_реmax=1,1,165×1,15=1,34; u_пеmax=0,908×1,34=1,22;

u_рек2 = u_реmах × h_к2=1,34×1,12=1,5; u_пек2=u_пеmах × h_к2=1,37.

 

Поскольку u_пек2 > 1,15, то необходим учет насыщения (см. п. 1.2).

По кривым рис. П2.3. при h₂=13,8×10^-3 и u_пек2=1,37 определяем насыщенное значение вынужденного напряжения u_пк2=1,29, тогда u_рк2 =1,29/0,908=1,42.

Для определения математического ожидания  на разомкнутом конце ВЛ примем u_к1=1,03 и u_к2=1,42, тогда =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 u_max и минимальное u_min значения вынужденного напряжения, затем по формуле (П2.26) - математическое ожидание . Ввиду большого объема вычислений подробный расчет проведем только для u_max, минимальное значение приведем без промежуточных вычислений.

По формулам П2.20, П2.21 и П2.16 определим вспомогательные параметры n_{1; 0}, m и q:

по параметрам прямой последовательности электропередачи Х_р=940; X₁=133,75; cosj_р=0,975; cos(l-j_р)=0,795; cosj =0,645; cos(l-j)=0,9;

n₁=100×0,645×0,795/(133,75×0,975×0,9)=0,437;

по параметрам нулевой последовательности электропередачи =940; =76,73; cos=0,923; cos(l-)=0,999; cosj⁽⁰⁾=0,141; cos(l-j⁽⁰⁾)=0,542;

n₀=54×0,141×0,999/(76,73×0,923×0,542)=0,198;

 

m=(54×(1+0,198)×0,437)/(100×(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 Q₂ при t_ОАпв=0,6 с, вычислив предварительно значение аргумента функции arcsin:

 

Q₂=5,7+(1+0,17×0,6)×57=68,5°; cosQ₂ =0,366.

 

Проведя аналогичные расчеты для X_min и E_min, получаем:

 

q_min=1,034; Q₁ =40,17°; cosQ₁ =0,764

 

Подставив полученные значения в формулу П2.25, получаем

 

 

Математическое ожидание вынужденного напряжения при успешном ОАПВ равно (см. формулу П2.26) =1,41×1,165×ln (1,41/1,165)/(1,41-1,165)=1,28; дисперсия (см. формулу П2.5б) 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 , 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 P_s(k) - распределение амплитуд неограниченных перенапряжений.

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

Для этой коммутации имеем:

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

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

 

 

Значения аргумента, обозначим его Y, определяют по кривой рис. П6.5 при заданном значении функции Р(Y). 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 À и s_À зависят от величины бестоковой паузы t_апв и определяются по кривым рис. П6.3. Для принятой величины t_апв=0,6 с получим À=1,64; s_À=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 t_апв=0,6 с по кривым рис. П6.4. определяют параметры двух функций P(k)_- и P(k)₊: À_-=1,62; s_- =0,25; À₊=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 P(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 T_os дается формулой П6.10. Для ОПН 750 кВ эта формула имеет вид:

 

 

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

Используя полученные зависимости P_s(k) и T_os(k), получаем искомые функции P_s(T_os) статистического распределения ресурса пропускной способности, расходуемого резистором ОПН в рассматриваемых коммутациях. Для коммутации S=1 процесс построения и полученная зависимость P_s(T_os) приведены на рис. П8.3. На этом же рисунке показан способ графического определения математического ожидания расходуемого ресурса  в данной коммутации. Величина =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  приведены в следующей таблице П8.2., где также даны величины ожидаемых количеств воздействий N_s на резистор одной фазы ОПН в год для ВЛ 750 кВ длиной 400 км и величины расходуемого ресурса, определенные при Р=0,98.

 

Таблица П8.2

 

S	Вид коммутации	Ns		Ns Tos	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 ТАПВ	0,1	0,18	0,018	0,67
8	Неуспешное ТАПВ	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 , расходуемого во всех коммутациях в течение одного года. В данном примере величина  равна 0,105 о.е., определенное по формуле П6.12 математическое ожидание срока службы ОПН-750 составит =16/0,105=152 года. Срок службы ОПН-750, оцененный с доверительной вероятностью Р_дов=0,98, определяется по формуле П6.13. Величины расходуемого ресурса, отвечающие вероятности Р=0,98, определенные по кривым P_s(T_os), аналогичным рис. П8.3, приведены в последнем столбце табл. П8.2. Умножив T_os(P=0,98) на N_s 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 Т_расх(Р=0,98)=0,504 о.е., N_сл=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: Т_расп=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

 

uном, кВ	Грозовой импульс 1,5/40 мкс, кВ				Коммутационный импульс 1,2/2,5 мс, кВ		Напряжение частоты 50 Гц, кВ, 60 с.
	полный			срезанный	относительно земли *	между контактами выключателя и разъедини-теля	относительно земли и между полюсами **		между контактами
	Относительно земли и между полюсами	между контактами		Электромагнитные трансфор-маторы напряжения			КРУЭ	измерительные трансформаторы и вводы, испытываемые отдельно	выклю чатели	разъединители
		выклю чатели	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 I в сухом состоянии и под дождем;

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

 

 

Оглавление

 

РАЗДЕЛ 1. Общая характеристика внутренних перенапряжений в электрических сетях 110-1150 кВ

1.1. Введение. Основные определения

1.2. Резонансные перенапряжения

1.3. Коммутационные перенапряжения

1.4. Статистическая природа резонансных и коммутационных перенапряжений

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

РАЗДЕЛ 2. Резонансные перенапряжения

2.1. Исходные положения

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

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

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

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

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

2.7. Перенапряжения на частоте 50 Гц в неполнофазных режимах

2.8. Параметрическое самовозбуждение генераторов, работающих на ненагруженную линию

2.9. Перенапряжения на четных, частоты 2kw и нечетных, частоты (2k+1)w, ультрагармониках при явлениях переходного феррорезонанса

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

2.11. Автопараметрическое самовозбуждение ультрагармоник четной кратности 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

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

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

3.4. Защита КРУЭ от резонансных перенапряжений

3.5. Защита КРУЭ от низкочастотных коммутационных перенапряжений

3.6. Грозозащита оборудования ПС и КРУЭ

3.7. Защита КРУЭ от высокочастотных коммутационных перенапряжений

РАЗДЕЛ 4. Защита продольно- и поперечнокомпенсированных электропередач от коммутационных и грозовых перенапряжений

4.1. Исходные положения

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

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

 

ПРИЛОЖЕНИЯ К ЧАСТИ 1

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Оценка числа воздействий коммутационных перенапряжений на изоляцию электропередачи и токовых нагрузок на резисторы ОПН за год

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

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

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

2.4. Защита от перенапряжений, возникающих в неполнофазных режимах

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

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

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Номограмма для определения наименьшей из частот собственных колебаний коммутируемой электропередачи

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)

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

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

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

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

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

ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Методика расчета ожидаемого срока службы ОПН 110-1150 кВ

6.1. Исходные положения

6.2 Статистические распределения неограниченных перенапряжений в точке установки ОПН

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

6.4. Определение ожидаемого срока службы ОПН

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

ПРИЛОЖЕНИЕ 7. Пример выбора системы грозозащиты изоляции питающих КРУЭ блочных трансформаторов (автотрансформаторов)

ПРИЛОЖЕНИЕ 8. Пример расчета ожидаемого срока службы ОПН

8.1. Расчет вынужденного напряжения переходного процесса перенапряжений частоты 50 Гц

8.1.1. Исходные данные

8.1.2. Расчет вынужденного напряжения переходного процесса в симметричном режиме

8.1.3. Расчет вынужденного напряжения переходного процесса в несимметричном режиме

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

8.2. Расчет ожидаемого срока службы ОПН 750 кВ

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

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

ПРИЛОЖЕНИЕ 9. Рекомендуемые МЭК испытательные напряжения элегазовых КРУ и встраиваемого в них оборудования