Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> СИГРЭ-72 - Подстанции переменного тока

КРУЭ более 1000 кВ - СИГРЭ-72 - Подстанции переменного тока

Оглавление
СИГРЭ-72 - Подстанции переменного тока
Приспособление подстанций к окружающей местности
Снижение шума от трансформаторных подстанций
Предотвращение загрязнения почвы на подстанциях трансформаторным маслом
Способы ограждения ошиновки и оборудования, находящихся под напряжением
Безопасные расстояния в неогражденных установках
Воздействие электрического поля 500 и 750 кВ на персонал и средства защиты
Электрическое поле на подстанциях 500 и 750 кВ
Гигиеническое нормирование воздействия электрического поля 500 и 750 кВ
Средства защиты и мероприятия по охране труда от воздействия электрического поля 500 и 750 кВ
Автоматическое проектирование ЛЭП и подстанций
Автоматическое проектирование подстанций
Обзор международного опыта монтажа и эксплуатации КРУ
Применяемые в КРУ изоляционные материалы и их выбор
Параметры газа в КРУ, деление на отсеки, дугообразование, эксплуатационная безопасность
Транспортировка, монтаж, испытания и ввод в эксплуатацию КРУ
Результаты и опыт применения КРУЭ 220 кВ
Испытания и ввод в эксплуатацию КРУЭ 220 кВ
Опыт эксплуатации КРУЭ 220 кВ, выключатели нагрузки
КРУЭ для подземных гидроэлектростанций в Норвегии
Ячейка полюса выключателя, исследования изоляции КРУЭ для подземных гидроэлектростанций в Норвегии
Опыт эксплуатации прототипов КРУЭ для подземных гидроэлектростанций в Норвегии
Конструкция КРУЭ 420 кВ
Конструкция КРУЭ 420 кВ - утечка элегаза, внутренние повреждения
КРУЭ 420 кВ - Конструкция выключателя и системы подачи газа
Разработка мини-КРУ 500 кВ
Использование в сетях мини-КРУ 500 кВ, данные элементов
Конструкция мини-КРУ 500 кВ, система контроля газа
Эксплуатационные и сейсмические испытания мини-КРУ 500 кВ
КРУЭ более 1000 кВ
Проблемы перенапряжений КРУЭ более 1000 кВ

КОМПЛЕКТНЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА С ЭЛЕГАЗОВОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ ДЛЯ УЛЬТРАВЫСОКИХ НАПРЯЖЕНИЙ (СВЫШЕ 1 000 кВ) *
В. БЕК, X. ТРОГЕР (ФРГ)
* W. Boeck, Н. Troger. SF6 insulated metalclad switchgear for ultrahigh voltages (UHV). СИГРЭ, сессия 1972 г.,
доклад 23-08. Перевод с английского А. И. Гершенгорна.

Конструкция КРУ

  1. Схема электрических соединений. Большое число возможных схем соединений имеет небольшое влияние на рассматриваемые вопросы. Поэтому была принята только одна схема, которая соответствует результатам работы временной группы по ультравысоким напряжениям (УВН) Комитета № 23. Схема предусматривает рабочую и обходную системы шин с четырьмя ячейками для блоков «генератор—трансформатор» мощностью по 3 000 МВ-А, двумя линейными ячейками и ячейкой обходного выключателя (рис. 1). Пропускная способность каждой линии 6000 MB-А соответствует току 2 650 А.

схема электрических соединений распределительного устройства
Рис. 1. Однолинейная схема электрических соединений распределительного устройства 1 300 кВ электростанции.
1 — рабочая система шин; 2 — обходная система шин; 3 — выключатель; 4 — трансформатор напряжения; 5 — силовой трансформатор; 6 — шунтирующий реактор; 7 — вентильный разрядник.
1.2.           КРУ с элегазовой изоляцией. На рис. 2 показано КРУ 1 300 кВ с элегазовой изоляцией. Как и в некоторых исполнениях для более низких рабочих напряжений, трехфазная система шин помещена в общем кожухе и расположена внизу. Разъединители, заземляющие ножи, трансформаторы тока и выключатели размещены на более высокой отметке. Выключатель расположен горизонтально и снабжен специальной площадкой для его обслуживания.
Из-за большой занимаемой площади и необходимости отвода тепла трансформаторы и шунтирующие реакторы установлены на открытом воздухе, хотя КРУ размещено в здании. Если трансформаторы должны перевозиться по железной дороге, то для получения общей мощности группы в 3 000 MB • А каждая фаза должна состоять из двух включенных параллельно единиц (рис. 3). При перевозках морем как для генераторных трансформаторов, так и для автотрансформаторов могут применяться однофазные единицы мощностью по 1 000 MB • А (рис. 2).
Шунтирующие реакторы в линейных ячейках компенсируют емкость линии.

Присоединение реакторов к отдельным линиям более целесообразно, так как возникающие перенапряжения в этом случае ниже, чем при компенсации с помощью реакторов, присоединенных к третичным обмоткам трансформаторов.

Установка КРУ 1 300 кВ с элегазовой изоляцией
Рис. 2. Установка КРУ 1 300 кВ с элегазовой изоляцией в здании. а — поперечный разрез; б — план; в—схема электрических соединений; I — рабочая система шин; 2 — обходная система шин; 3 — выключатель; 4 — трансформатор напряжения; 5 — силовой трансформатор; 6 — шунтирующий реактор.

Наружная установка КРУ 1 300 кВ с элегазовой изоляцией
Рис. 3. Наружная установка КРУ 1 300 кВ с элегазовой изоляцией.
а — поперечный разрез; б— план; в — схема электрических соединений; 1 — рабочая система шин; 2 —обходная система шин; 3 — выключатель; 4 — трансформатор напряжения; 5 — силовой трансформатор; 6 — шунтирующий реактор.

В связи с меньшими размерами и для исключения возможности загрязнения элегазовая изоляция применена у максимально возможного числа элементов. Это было сделано для всего оборудования, кроме вводов и вентильных разрядников (рис. 2). Коммутационные перенапряжения были снижены с помощью реакторов и предвключаемых сопротивлений у выключателей, так что вентильные разрядники предназначаются главным образом для защиты от атмосферных перенапряжений. Поэтому их целесообразно устанавливать перед КРУ с элегазовой изоляцией.
В современных КРУ отсутствуют разрядники с элегазовой изоляцией, так как КРУ преимущественно применяются в кабельных сетях, где разрядники не обязательны. Поэтому компоновку рис. 3 следует рассматривать как одно из возможных решений, в котором используется сочетание оборудования с элегазовой изоляцией с оборудованием с воздушной изоляцией. Оптимальное решение можно найти только с учетом стоимостей.
Закрытое и открытое исполнение. Важным является вопрос об установке КРУ с элегазовой изоляцией в здании или на открытом воздухе. Оба варианта показаны на рис. 2 и 3.
Преимуществом закрытой установки является то, что на работы по монтажу, ремонту и обслуживанию не оказывают влияние условия погоды. Это имеет особое значение при напряжении 1 300 кВ, так как позволяет при монтаже и ремонте тщательно соблюдать чистоту и осторожность. Недостатком является то, что относительная стоимость сооружения здания здесь выше, чем в установках более низкого напряжения. В то время как для КРУ 132 кВ стоимость здания составляет 2—3% общей стоимости установки, при 1 300 кВ она достигает примерно 10%. Стоимость здания приблизительно пропорциональна его объему. Однако объем здания при увеличении номинального напряжения возрастает не пропорционально (рис. 7).
Наружная установка требует относительно больших затрат на предотвращение возможности проникновения атмосферных осадков внутрь металлических кожухов, приводных механизмов, аппаратуры управления, а, возможно, также и временного здания на время монтажа. Такие здания в некоторых случаях уже использовались. Только 6% эксплуатируемых в настоящее время КРУ для напряжений до 362 кВ выполнены для наружной установки.
Конструкция кожуха. Решение вопроса относительно того, следует ли токопроводы заключать в общий или отдельные для каждой фазы кожухи, зависит от выбора материалов, токовой нагрузки и возможностей завода-поставщика. Для этой цели используются сталь и алюминий. Из-за высокой стоимости применение немагнитной стали является экономически целесообразным только в специальных случаях. Сталь обеспечивает должную герметичность и выдерживает высокие температуры, возникающие при горении дуги, в то время как алюминий легче и потери в нем меньше. Из-за больших размеров устройств УВН пофазные стальные кожухи экономически целесообразны при токах до 4 000 А. Для общих металлических кожухов сборных шин, например, применение стали допустимо при номинальных токах выше 4 000 А. Так как коммутационные перенапряжения между фазами выше, чем по отношению к земле, должно быть обращено внимание на выбор изоляционных расстояний.

Таблица 1


Наибольшее рабочее напряжение оборудования кВ.

Нормированное выдерживаемое напряжение при коммутационных волнах кВ

Наибольшее нормированное выдерживаемое напряжение при грозовых волнах U , кВ

300

750

950

420

950

1 175

525

1 050

1 425

765

1 300

1 800

(1 300)

(1 950)

(2 550)

Зависимость критического пробивного градиента коаксиальных цилиндрических электродов с элегазовой изоляцией от давления газа
Рис. 4. Зависимость критического пробивного градиента коаксиальных цилиндрических электродов с элегазовой изоляцией от давления газа [Л. 6].
1 — положительное и отрицательное напряжение при грозовых импульсах и коммутационных волнах; 2 — отрицательное напряжение при грозовых импульсах; 3 — отрицательное напряжение при коммутационных волнах
Выбор изоляционных расстояний. Прочность элегаза возрастает с повышением давления. Найдено, что в настоящее время оптимальным давлением следует считать 1,5—3,5 бар. Давления больше, чем 5            бар, могут увеличивать усилия в твердой изоляции, пределы которых при длительных воздействиях изучены еще не достаточно; уменьшать остаточную прочность изоляции при снижении давления до 1 бар даже в большей степени; увеличивать чувствительность к точности допусков и к чистоте; требовать дополнительных издержек на отопление при низких температурах для того, чтобы избежать недопустимого понижения давления при сжижении элегаза. 1300 кВ с элегазовой изоляцией прежде всего должны быть определены размеры диаметров коаксиальных цилиндрических электродов.

Для грубой оценки приняты в расчет (Л. 5] рекомендуемые уровни изоляции (табл. 1), в настоящее время рассматриваемые в МЭК- Выбрано нормированное значение наибольшего напряжения, выдерживаемого при атмосферных (перенапряжениях. Причины этого поясняются ниже. Согласно (Л. 6] среднее значение стандартного отклонения  вероятности пробоя принято равным 0,05 для обоих видов импульсных напряжений. При вероятности перекрытия 1,6Х Х10-3 может быть определено значение 3 вероятности пробоя для нормированного значения, выдерживаемого (при импульсах напряжения Uil. Принимая нормальное гауссово распределение, находим, что вероятность перекрытия на практике все же меньше для более низких напряжений.
Для предварительной оценки размеров КРУ пятидесятипроцентное пробивное напряжение С/50% может быть поэтому определено из уравнения

Рис. 5. Минимальный диаметр внешнего цилиндрического электрода при различных давлениях изолирующего газа.

Была исследована зависимость 50%-ного пробивного напряжения от приложенного напряжения до 1,7MB при грозовых импульсах и до 1 MB при коммутационных волнах для коаксиальных цилиндрических электродов. На рис. 4 показана зависимость критического пробивного градиента на поверхности внутреннего электрода от давления.
Экстраполируя эти значения для перенапряжений, соответствующих рабочему напряжению 1 300 кВ, можно определить минимальный диаметр внешнего цилиндра из следующего уравнения,
Сравнение ячеек 1 300 кВ трансформатора
Рис. 6. Сравнение ячеек 1 300 кВ трансформатора мощностью 3 000 MB-А обычного типа и с элегазовой изоляцией.
1 — разрез по ОРУ обычной конструкции; 2—разрез по КРУ с элегазовой изоляцией: 3 — схема электрических соединений; 4 — площадь, занимаемая ячейкой обычного ОРУ; 5 — площадь, занимаемая ячейкой КРУ с элегазовой изоляцией.

Принимая оптимальное соотношение е (2,71) для диаметров электродов (см. рис. 5):
Сравнение площади и объема ячеек
Рис. 7. Сравнение площади и объема ячеек.
I — площадь ячейки ОРУ обычного типа; 2 —объем ячейки КРУ с элегазовой изоляцией; 3 — площадь ячейки КРУ с элегазовой изоляцией.

(2)
Результаты точных измерений до настоящего времени не опубликованы.
Имеет существенное значение, что требуемый диаметр определяется грозовыми импульсами отрицательной полярности для всего диапазона рабочих напряжений. В (противоположность этому (минимальные изоляционные расстояния в распределительных устройствах обычного типа только при рабочих напряжениях ниже 420 кВ определяются грозовыми импульсами положительной полярности, в то время как при более высоких рабочих напряжениях определяющее значение имеют коммутационные волны положительной полярности. Такое противоречивое поведение может быть объяснено совершенно различной конфигурацией электродов. КРУ характеризуются почти равномерным электрическим полем с небольшим изолирующим промежутком. Электрическое поле открытых распределительных устройств обычно очень неравномерно, и воздушные промежутки имеют большие размеры.
На рис. 5 показана теоретическая величина диаметра внешнего цилиндра 0,6 м для давления изолирующего газа 4 бар.
Этот диаметр был определен с точки зрения изоляции для идеальной конфигурации коаксиальных цилиндрических электродов. Твердые изоляторы, присоединения и другие детали конструкции, вызывающие неравномерность поля, требуют больших размеров. Влияние других факторов, как, например, больших токов и состояния поверхности электродов, также должно быть учтено при определении требуемого коэффициента запаса.
При этих условиях при давлении 4 бар, токе примерно 3 000 А, испытательном напряжении промышленной частоты 1 200 кВ, при коммутационных волнах 1 950 кВ и грозовых импульсах 2 550 кВ диаметр цилиндра практически будет равен 1 м. Необходимо исследовать более детально, будет ли достаточна электрическая прочность твердых изолирующих материалов при длительных воздействиях. Для того чтобы гарантировать отсутствие частичных разрядов, необходимо провести тщательное наблюдение за воздействием напряжений на твердые изолирующие материалы.

  1. Сравнение с обычным распределительным устройством. Выбор изоляционных расстояний для открытых установок при таких высоких напряжениях приводит к очень большим размерам из-за сильной неравномерности полей. Для уменьшения этой неравномерности представляется целесообразным устанавливать все опорные изоляторы и оборудование на конструкциях высотой около 5 м. Даже в этом случае при нормальном уровне загрязнения высота изоляторов получается все же равной 10 м. Для компоновки, показанной на рис. 6, были приняты минимальные изоляционные расстояния 8 м до земли и 14 м между фазами.

Безопасный подход ко всем элементам распределительного устройства может оказаться невозможным даже при высоте конструкций 5 м. Помимо влияния электрических полей на человеческий организм, которое в настоящее время еще недостаточно изучено, при высоте подвески проводов 15 м существует определенная вероятность перекрытия на землю. Поэтому выход персонала допускается только на фиксированные безопасные площадки, которые удалены по крайней мере на 20 м от частей, находящихся под напряжением. Эти безопасные расстояния должны соблюдаться также во время монтажных и ремонтных работ.
При этих условиях для ячейки может потребоваться площадь размерами 286 X 58=16 600 м2, в то время как для ячейки КРУ с элегазовой изоляцией (без трансформаторов) 315 м2. Как видно из рис. 7, при увеличении напряжения площадь, требуемая для размещения ОРУ, возрастает не пропорционально. Поэтому представляется невозможным получение таких больших площадок, которые для ОРУ с семью ячейками могут равняться 120 000 м2. Помимо загрязнения, это представляет собой самую серьезную проблему для подстанции 1 300 кВ обычного типа. Требуемая площадь для КРУ с элегазовой изоляцией также возрастает с увеличением напряжения, но (без учета трансформаторов) меньше почти на два порядка.



 
« Сварка шин   Силовые трансформаторы - СИГРЭ-2002 »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.