Схема электрической системы с наивысшим напряжением 220кВ(рис.В1).
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ. 3
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ. 6
КЛАССИФИКАЦИЯ И ПРИРОДА ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ.. 6
РАСПРОСТРАНЕНИЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫХ ВОЛН ВДОЛЬ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ.. 13
ПАРАМЕТРЫ РАЗЛИЧНЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ И СТЕПЕНЬ ИХ ОПАСНОСТИ ДЛЯ ЛИНИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ. 20
ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ.. 32
СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ.. 32
КОНСТРУКЦИЯ И ЗАЩИТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МОЛНИЕОТВОДОВ. 34
ВОЛЬТ-СЕКУНДНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИЗОЛЯЦИИ.. 43
ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ И ОСНОВНЫЕ ТИПЫ РАЗРЯДНИКОВ. 45
ИСКРОВЫЕ И ТРУБЧАТЫЕ РАЗРЯДНИКИ.. 48
ВЕНТИЛЬНЫЕ РАЗРЯДНИКИ.. 53
ОГРАНИЧИТЕЛИ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ.. 60
ТРЕБОВАНИЯ ПРАВИЛ УСТРОЙСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПО ЗАЩИТЕ ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ.. 65
ИЗОЛЯЦИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ. 66
ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ИЗОЛЯЦИИ УСТАНОВОК ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ. 66
ИЗОЛЯТОРЫ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ. 67
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИЗОЛЯТОРОВ. 70
ЛИНЕЙНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ.. 75
АППАРАТНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ.. 79
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПО ГИРЛЯНДЕ ИЗОЛЯТОРОВ. 85
ИЗОЛЯТОРЫ ДЛЯ РАЙОНОВ С ЗАГРЯЗНЕННОЙ АТМОСФЕРОЙ.. 88
ИЗОЛЯЦИЯ КАБЕЛЕЙ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ. 89
ИЗОЛЯЦИЯ ВВОДОВ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ. 95
ИЗОЛЯЦИЯ ВРАЩАЮЩИХСЯ МАШИН И ТРАНСФОРМАТОРОВ. 98
ИЗОЛЯЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ. 98
ИЗОЛЯЦИЯ ВРАЩАЮЩИХСЯ МАШИН.. 101
ИЗОЛЯЦИЯ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ. 106
ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ. 112
ЦЕЛИ И МЕТОДЫ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ.. 112
ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ УСТАНОВКИ ПОСТОЯННОГО И ПЕРЕМЕННОГО ТОКА. 113
ИЗМЕРЕНИЯ ПРИ ВЫСОКИХ НАПРЯЖЕНИЯХ. 126
ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ ЛАБОРАТОРИИ.. 137
ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ. 138
ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ИСПЫТАНИЯХ 140
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА. 141
ВВЕДЕНИЕ
Электроэнергетика России — базовая отрасль экономики страны, обеспечивающая энергией народное хозяйство и население, осуществляющая экспорт электроэнергии в страны ближнего и дальнего зарубежья.
Наша электропромышленность создала основное электрооборудование, отвечающее самым жестким требованиям своего времени и эффективно работающее до сих пор.
Важнейшим достижением электроэнергетики бывшего СССР по праву считается создание самой крупной в мире Единой энергетической системы, костяком которой была нынешняя Единая энергетическая система России.
Надежная и экономичная работа Единой энергосистемы обеспечивалась тогда и обеспечивается сегодня созданной и эффективно действующей иерархической автоматизированной системой диспетчерского управления с Центральным диспетчерским управлением в Москве и объединенными диспетчерскими управлениями в важнейших регионах страны.
Единая энергетическая система России и ныне представляет уникальный электроэнергетический комплекс, объединяющий 66 энергосистем (из 75 по стране), 550 электростанций (из 600 по стране) с суммарной установленной мощностью 194 млн кВт (из 216 млн кВт), а также более 2,2 млн км электрических сетей всех классов напряжения (из 2,5 млн км), в том числе около 400 тыс. км (из 440 тыс. км) линий электропередачи напряжением 110, 220, 330, 500,750 и 1150 кВ, трансформаторные подстанции общей мощностью 470 млн кВ-А (из 530 млн кВ-А). В составе генерирующих мощностей тепловые электростанции (ТЭС) составляют 70 %, доля гидроэлектростанций (ГЭС) — 20 % и атомных электростанций (АЭС)—10%.
Неблагоприятная экономическая ситуация в стране серьезно затронула и электроэнергетику. Переход отрасли на самофинансирование при государственном регулировании тарифов на электроэнергию в условиях формирования рыночных отношений резко ограничил ее финансовые возможности. Объемы инвестиций в электроэнергетику сократились с 1990 по 1999 г. более чем втрое, а темпы ввода мощностей за этот период упали с 4,5 до 1,5 млн кВт в год, во столько же раз уменьшились среднегодовые объемы сооружения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше.
В объединенных энергосистемах России эксплуатируется 40 млн кВт генерирующего оборудования, наработка которого достигла предела. К 2010 г. суммарная мощность парка устаревшего оборудования приблизится к 110 млн кВт, т.е. составит около 50% установленной мощности электростанций. Темпы нарастания объемов оборудования электростанций, выработавшего свой технический ресурс намного превышает темпы выведения его из работы и обновления. Если не удастся добиться радикального положительного изменения с инвестициями в электроэнергетику, то уже с 2005 г. I может начаться неуправляемое выбытие энергомощностей и сетевых объектов.
Несмотря на сложную экономическую ситуацию, РАО ЕЭС I разработало «Схему развития ЕЭС и ОЭС России на период до 2010 года». Основными направлениями развития гидроэнергетики в перспективный период являются окончание строительства уже начатых и техническое перевооружение действующих ГЭС, к ним относятся: Ирганайская, Зарамагская, Зеленчукские ГЭС (ОЭС Се-I верного Кавказа); ГЭС на р. Кемь (ОЭС Северо-Запада); Богучанская ГЭС (ОЭС Сибири); Бурейская и Нижнебурейская ГЭС (ОЭС I Востока); Вилюйская ГЭС-3 (Западная Якутия); Усть-Среднеканекая ГЭС (Магадан).
Вводы мощности на АЭС в период до 2010 г. в основном обусловлены заменой демонтируемых блоков Ленинградской, Кольской, Курской, Нововоронежской, Белоярской АЭС на энергоблоки нового поколения, отвечающие современным требованиям по безопасности, завершением строительства Курской (блок № 5) и Тверской (блок № 3) АЭС.
Рациональные масштабы развития ТЭЦ определяются уровнями концентрации тепловых нагрузок, обострением проблем топливообеспечения и наличием резервов экономии топлива в условиях его удорожания, возможностями размещения ТЭЦ в центре тепловых нагрузок с учетом требований экологии.
Развитие основной электрической сети России в 2001—2010 гг. подчинено задаче по увеличению пропускной способности межсистемных связей, повышению устойчивости и надежности параллельной работы территориальных ОЭС в составе ЕЭС России, а также обеспечению выдачи мощностей электростанциями и покрытию дефицитов энергосистем и энергоузлов.
Для укрепления межсистемных связей за указанный период необходимо:
создание прямой мощной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий напряжением 500 кВ, а в дальнейшем и 1150 кВ. Прокладку будущей ВЛ 1150 кВ Сибирь — Урал намечается осуществить по трассе Алтай — Карасук — Омск — Курган — Челябинск;
усиление межсистемного транзита по линиям 500 кВ, соединяющего ОЭС Средней Волги, Центра (Волгоградская система) и Северного Кавказа (сооружение ВЛ Балаковская АЭС — Курдюм — Фролово — Шахты);
повышение пропускной способности системообразующих связей по линиям 500 кВ между ОЭС Урала и Средней Волги (путем строительства двух ВЛ 500 кВ Северная — Вятка и Газовая — Преображенская — Красноармейская) с целью сокращения затрат на ввод генерирующей мощности;
сооружение в перспективе ВЛ 500 кВ Чита — Могоча — Зейская ГЭС, которая позволит увеличить обмены мощностью и электроэнергией между ОЭС Сибири и Востока.
В настоящее время политику и стратегию в области электроэнергетики на европейском континенте в основном определяют два крупнейших энергообъединения объединение электрических сетей Европы и ЕЭС России. Выполненные экономические и технические исследования указывают на эффективность создания энергомоста «Восток — Запад» и формирование общеевропейского рынка электроэнергии.
 |
Схема электрической системы с наивысшим напряжением 220кВ(рис.В1).
От районной конденсационной электростанции ГРЭС1 и теплоэлектроцентрали ТЭЦ2 через повышающие подстанции электрическая энергия направляется в кольцевую сеть напряжением 220 кВ, где расположены понижающие подстанции А и Б. От них получают питание крупные и средние потребители. Связь кольцевой сети 110 кВ с удаленной и мощной гидроэлектростанцией ГЭСЗ осуществлена с помощью автотрансформаторов 110/242 кВ по двухцепной линии электропередач ЛЭП 220кВ.
Применение трехобмоточных трансформаторов позволяет на подстанции В иметь два вторичных напряжения (38,5 и 10,5 кВ) и питать от нее соответствующие электрические сети.
По ЛЭП 10 кВ получает энергию подстанция Г, от шин 0,4/0,23 кВ которой питаются электроприемники: двигатели, освещение, бытовые приборы и т.д. От подстанции Д по линии 10,5 кВ питается распределительный пункт (РП), от шин которого энергия направляется по линиям 10,5 кВ к трансформаторным пунктам (ТП) с вторичным напряжением 10/0,4 кВ.
Контактная сеть получает питание от тяговой подстанции переменного тока с первичным напряжением 110 кВ через трехобмоточные трансформаторы. Тяговые подстанции питаются от ЛЭП 110 кВ.
Из рисунка видно, что в современных системах электрическая энергия, прежде чем достичь потребителя, проходит не менее трех-четырех трансформаций. Часть электроприемников может получать ее непосредственно от шин ТЭЦ2 по кабельной сети напряжением 6 кВ, проложенной на территории промышленного предприятия или по кварталам городской застройки.
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ
Перенапряжения — это кратковременные превышения напряжения, опасные для изоляции. Они могут возникать при оперативных переключениях электрических цепей, нарушениях нормальной работы электроустановок в результате возникновения замыканий линии на землю, грозовых разрядах, ударов молний в линию или вблизи нее и ряде других случаев. Перенапряжения разделяются на внутренние и атмосферные.
КЛАССИФИКАЦИЯ И ПРИРОДА ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Внутренние перенапряжения
Внутренние перенапряжения возникают в электроустановках в процессе их эксплуатации при включении и отключении цепей, дуговых замыканиях на землю, резонансе участков пени на рабочей частоте и на частоте высших гармоник. Чаще всего коммутационные перенапряжения возникают в результате действия противоаварийной автоматики и релейной защиты. Источником внутренних перенапряжений является э.д.с. генераторов.
 |
Аварийные или нормальные коммутации сопровождаются колебательными процессами или резонансными явлениями. Всякая электросистема обладает колебательными свойствами, но в нормальном режиме работы они проявиться не могут. Колебательные свойства электрических систем, которые вызывают перенапряжения, возникают при нарушении баланса вырабатываемой и поглощаемой энергии. Причиной этого является внезапное отключение активной нагрузки или сосредоточенных и распределенных сопротивлений — элементов электрической цепи, способных поглощать
энергию. Любая электрическая система содержит элементы, способные накапливать энергию — индуктивности и емкости линий, генераторов, трансформаторов, реакторов, конденсаторных батарей и др. (рис. 1.1).
На рис. 1.1 а приведена упрощенная однофазная схема, иллюстрирующая один из случаев возникновения перенапряжений. В этой схеме Lи — индуктивность источника; Lл и Сл — индуктивность и емкость линии; Lc — индуктивность приемной системы; Zн = Rн + wLн — комплексное сопротивление нагрузки. При замкнутом выключателе В2 емкостное сопротивление зашунтировано сопротивлением нагрузки Rн. При разомкнутом выключателе схема содержит в основном только реактивные элементы и превращается в колебательный контур Lл—Сл. Любое внезапное возмущение в этой схеме (например, включение ненагруженной линии или повышение напряжения в схеме) приведет к возникновению колебаний напряжения на емкости Сл, т.е. к перенапряжениям. Эти перенапряжения будут обусловлены емкостным эффектом.
Режим одностороннего питания при отключенном выключателе В2 может осуществиться при включении ненагруженной линии выключателем В1, и может продолжаться до тех пор, пока на разомкнутом конце не будет выполнена синхронизация. При аварийных и послеаварийных коммутациях режим одностороннего питания возникает при неодновременном срабатывании выключателей на разных концах линии, а также при включении их в режиме рассинхронизации.
Процесс коммутации в электрической системе, например включение разомкнутой линии толчком, можно разбить на несколько этапов (рис. 1.1,б). До тех пор пока регуляторы возбуждения генераторов в силу инерционности не изменят возбуждение генераторов, их э.д.с. можно считать неизменными (области I и II). Первая
стадия (область I) характеризуется переходным процессом, продолжительность которого порядка нескольких полупериодов промышленной частоты 50 Гц. После затухания свободных колебаний наступает вторая стадия (область II), которая условно может быть названа «установившимся режимом». Если установившееся напряжение выше длительно допустимого напряжения системы, то благодаря действию регуляторов напряжения установившееся напряжение постепенно уменьшается (область III), пока не установится новый стационарный режим (область IV).
В другом случае, если в какой-либо установке происходит замыкание фазы на землю в момент прохождения напряжения на этой фазе через нуль, то напряжения на других фазах будут возрастать от значения 0,5Uф до значения 1,5Uф (рис. 1.2, а, б). Процесс установления нового напряжения происходит с колебаниями. Максимальное значение напряжения на неповрежденных фазах в переходном процессе, т.е. перенапряжение, может достигать значения 2,5Uф. Это значение может быть описано уравнением
uа max = uпер = uу +( uу -uн) =
= 1,5Uф + (1,5Uф - 0,5Uф) =2,5Uф, (1.1)
где uу — устанавливающееся на неповрежденной фазе напряжение;
uн — начальное напряжение на этой фазе.
Переходный процесс быстро затухает, его продолжительность составляет всего несколько периодов. После этого действует длительное повышение напряжения. На неповрежденных фазах устанавливается напряжение, равное междуфазовому напряжению √3 Uф.
Величины и длительность таких перенапряжений зависят от номинального напряжения установки, фазы коммутации, параметров
 |
электрической цепи, характеристик и типов выключателей, наличия разрядников и поэтому носят статический характер.
Опытами установлено, что в сетях напряжением 110 кВ при отключении ненагруженных линий масляными выключателями могут возникать повторные многократные зажигания дуги в выключателе и перенапряжения, достигающие (2,5 - 3,1)Uф; при использовании быстродействующих выключателей тока перенапряжения не превышают 2,5 Uф. В настоящее время на линиях напряжением 110 кВ применяются масляные выключатели, имеющие собственное время отключения 0,035 с, поэтому многократного зажигания дуги в них не происходит. При отключении ненагруженных трансформаторов возможны перенапряжения больше 3 Uф. В линиях электропередач напряжением 500 кВ и выше необходимо учесть появление перенапряжений, которые связаны со спецификой передачи энергии по протяженным линиям. Характерным для подобных воздушных линий является то, что они имеют большую емкость по отношению к земле, и на разомкнутом конце холостой линии напряжение будет значительно превышать напряжение в начале линии. Высокие значения перенапряжений наблюдаются в аварийных режимах при разрыве линий электропередачи.
Величины внутренних перенапряжений характеризуются кратностью перенапряжений.
Кратность перенапряжений — это отношение амплитуды перенапряжения к действующему значению наибольшего фазового рабочего напряжения. Кратность внутренних перенапряжений уменьшается при увеличении номинального напряжения электроустановки, применении ряда мероприятий по ограничению внутренних перенапряжений и, в первую очередь, новейших конструкций ограничителей перенапряжений, вентильных разрядников. Например, такие мероприятия позволили снизить кратность внутренних перенапряжений до 2,5Uф в электроустановках напряжением более 500 кВ.
Вероятность перекрытия изоляции электропередачи напряжением 330 кВ и выше при прямом ударе молнии в опоры и тросы значительно меньше, чем у линий напряжением 35, 110 и 220 кВ. Поэтому для установок напряжением 330 кВ и выше перенапряжения внутреннего происхождения являются определяющими при выборе уровней изоляции.