Элегазовый генераторный выключатель 10 кВ, 63 кА, 8000 А

Санкт-Петербургский государственный политехническийуниверситет
Электромеханический факультет
Кафедра электрических и электронных аппаратов
Работадопущена к защите
Зав.кафедрой Г.Н.Александров
«___»__________2007 г.
ВЫПУСКНАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА
Тема: Элегазовый генераторный выключатель 10кВ, 63кА,8000А
Направление:
Выполнилстудент гр. 4025/1 (подпись) Д.К.Климачев
Руководитель,к.т.н., проф. (подпись) Е.Н.Тонконогов
Рецензент(подпись) В.А.Соснин
Санкт-Петербург
2007 г.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение
Глава 1. Анализконструкций генераторных выключателей     
1.1 Основные параметры генераторныхвыключателей
1.2 Схемы применения генераторныхвыключателей
1.3 Токоведущая система и система контактов
1.4 Параметры современных генераторныхвыключателей
Выводы
Глава 2. Взаимодействиевыключателя с сетью       
2.1. Анализ переходноговосстанавливающего напряжения     
2.2. Расчет переходноговосстанавливающего напряжения      
2.3. Анализ влияниямалых индуктивных токов
2.4. Анализ влияниясквозных токов короткого замыкания     
Выводы
Глава 3. Расчёт иоптимизация дугогасительного устройства элегазового генераторного выключателя
3.1Конструкция и принцип работы дугогасительного устройства
3.2 Математическаямодель и расчет параметров выключателя
Выводы
Глава 4. Расчёт иоптимизация приводного устройства элегазового генераторного выключателя
4.1 Анализ начальногорежима разгона гидропривод    
4.2.Анализ торможениягидропривода
4.3. Расчет трогания иторможения гидропривод
Выводы
Заключение
Список литературы
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Текстпрограммы расчета ДУ и графики результатов расчета
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Свойстваэлегаза

Введение
В связи с необходимостью повышения номинальных параметров инадежности высоковольтного коммутационного оборудования для атомныхэлектростанций необходима разработка современных генераторных выключателей наповышенные параметры.
Генераторнымивыключателями (ГВ) обычно называются выключатели на номинальный ток 3150А иболее и на напряжение 10—36 кВ. Они предназначены для оперативной и аварийной коммутации нагрузочныхтоков и токов короткого замыкания (к.з.) в трехфазных цепях переменного тока нагенераторном напряжении. Те генераторные выключатели, которые не предназначеныдля аварийного отключения токов к.з., называются выключателями нагрузки.
Проблемаприменения ГВ на электростанциях весьма сложна. На ранней стадии развития энергетикигенератор электростанции соединялся с повышающим трансформатором или сборнымишинами генераторного напряжения. Вырабатываемая генераторами электроэнергиявыдавалась через повышающий трансформатор в сеть 110 или 220 кВ. При этом ГВ неприменялись. Такой принцип конструирования распределительного устройства (РУ)использовался примерно до второй половины 60-х годов. К концу 60-ых, началу 70-ыхгодов мощность турбогенераторов возросла до 500 МВт и более. Вырабатываемаяэтими генераторами энергия стала выдаваться в сети с напряжением 330—500 кВ.Для облегчения эксплуатационного разграничения функций производства (машинный агрегат)и передачи (подстанция) энергии, а также получения существенноготехнико-экономического эффекта появилась целесообразность применения ГВ. Поэтим же причинам при реконструкции электростанций, работавших ранее без ГВ,предусматривается установка этих выключателей.
Сегодняшироко используется установка генераторных выключателей между генератором истороной низкого напряжения повышающего трансформатора, т.к. это обеспечиваетлучшую защиту от перенапряжений. Одна из основных причин установки такихвыключателей – улучшенная защита, которую он обеспечивает как для генератора,так и для повышающего трансформатора от повреждений от токов короткогозамыкания, разбаланса нагрузки и несогласования фаз.
Однако,установка выключателя между генератором и повышающим трансформатором тем неменее оказывает влияние на тип и величину возникающих перенапряжений. Возникаетвопрос о возникновении перенапряжений, инициированных выключателем в течение операцийкоммутации и в отключенном состоянии.
Современный генераторныйвыключатель должен выполнять множество различных функций, к которым относятся:
• синхронизация генератора с основной энергетической системой
• отделение генератора от энергетической системы
• отключение токов нагрузки (с величиной, доходящей до уровнятока полной нагрузки генератора)
• отключение тока короткого замыкания, независимо от того,произошло оно на стороне энергосистемы или на стороне генератора
 •прерывание тока при выходе из синхронизма (при сдвигах по фазе до 180°).
Таким образом, применениеГВ влияет на технический уровень применяемых схем собственных нужд станции,обеспечивает существенное повышение надежности работы блоков и электростанции вцелом.

Глава1. Анализ конструкций генераторных выключателей
1.1Основные параметры генераторных выключателей
Генераторныевыключатели, устанавливаемые в цепях генераторов энергоблоков(генератор-трансформатор, укрупненных электрических блоках — несколькогенераторов — трансформатор), осуществляют следующие функции:
- оперативные:включение, отключение генератора с рабочими токами; отключение ненагруженноготрансформатора; отключение генератора в режиме синхронного двигателя, т.е.обеспечивают процессы пуска, останова агрегатов;
- защитныеотключение токов КЗ в генераторе, трансформаторе и в цепях генераторногонапряжения; включение на токи КЗ и отключение; включение в условияхпротивофазы; отключение в условиях рассогласования фаз вплоть до противофазыпри ошибочной синхронизации или при выпадении генератора из синхронизма.
Кхарактеристикам генераторных выключателей, предназначенных для работы вэксплуатации, предъявляются более высокие требования, чем к силовымвыключателям на средние классы напряжения.
Проблемаприменения ГВ на электростанциях весьма сложна. На ранней стадии развития энергетикигенератор электростанции соединялся с повышающим трансформатором или сборнымишинами генераторного напряжения. Вырабатываемая генераторами электроэнергиявыдавалась через повышающий трансформатор в сеть 110 или 220 кВ. При этом ГВ неприменялись. Такой принцип конструирования распределительного устройства (РУ)использовался примерно до второй половины 60-х годов. К концу 60-ых, началу70-ых годов мощность турбогенераторов возросла до 500 МВт и более.Вырабатываемая этими генераторами энергия стала выдаваться в сети с напряжением330—500 кВ. Для облегчения эксплуатационного разграничения функций производства(машинный агрегат) и передачи (подстанция) энергии, а также получениясущественного технико-экономического эффекта появилась целесообразность примененияГВ. По этим же причинам при реконструкции электростанций, работавших ранее безГВ, предусматривается установка этих выключателей.
Сегодняшироко используется установка генераторных выключателей между генератором истороной низкого напряжения повышающего трансформатора, т.к. это обеспечиваетлучшую защиту от перенапряжений. Одна из основных причин установки такихвыключателей – улучшенная защита, которую он обеспечивает как для генератора,так и для повышающего трансформатора от повреждений от токов короткогозамыкания, разбаланса нагрузки и несогласования фаз.
Однако,установка выключателя между генератором и повышающим трансформатором тем неменее оказывает влияние на тип и величину возникающих перенапряжений. Возникаетвопрос о возникновении перенапряжений, инициированных выключателем в течение операцийкоммутации и в отключенном состоянии.
Существуютпубликации о перенапряжениях, возникающих на высоковольтной стороне повышающихтрансформаторов. Такие перенапряжения возникают, например, из-за воздействиямолнии, быстрого срабатывания разъединителя, токов намагничивания. Есть такжесведения о перенапряжениях, появляющихся на стороне генератора и другогооборудования, подключающегося к шине генератора. Особо выделяют перенапряжения,возникающие на низковольтной стороне повышающего трансформатора наэлектростанции, оснащенной генераторным выключателем.
Различают:
1. Кратковременныеперенапряжения
2. Коммутационныеперенапряжения
3. Переходныеперенапряжения, проходящие через повышающий трансформатор.
Набольшинстве электростанций повышающий трансформатор защищен ограничителямиперенапряжения. Эти ограничители не могут во всех случаях обеспечитьдостаточную защиту от перенапряжений оборудования на низковольтной стороне имогут понадобиться дополнительные меры для защиты шины генератора и оборудования,подключенного к ней.
Последствияиспользования генераторного выключателя на подстанции при нормальных иаварийных режимах показаны в табл.1.1.
Таблица1.1.
Последствияиспользования генераторного выключателя: нормальный режим и режим аварийногоотключенияРежим Соединение с генераторным выключателем Устройства Генераторный выключатель Высоковольтный выключатель Высоковольтный выключатель Нормальный рабочий режим 1.1Разгрузка повышающего трансформатора на стороне высокого напряжения ___ Протекание пускового тока1. Возможна высокочастотная генерация на стороне высокого напряжения повышающего трансформатора (если выключатель расположен на некотором расстоянии от электростанции), феррорезонанс на стороне низкого напряжения повышающего трансформатора. ___ 1.2. Устройство синхронизации со стороной высокого напряжения. Сравнительно низкое напряжение, приложенное к выключателю перед отключением ___ Сравнительно высокое напряжение, приложенное к выключателю перед отключением (особенно плохо для выключателя наружной установки с сильным загрязнением). 1.3. Съемный блок, вышедший из строя. Выключатель отключает небольшой ток (несколько процентов от номинального тока генератора). ПВН 1 Величинапускового тока может быть снижена синхронизированным отключением
2Использовать информацию относительно предотвращения феррорезонанса на стороненизкого напряжения повышающего трансформатора.
3 Относитсятолько к элегазовым генераторным выключателям, т.к. воздушные и вакуумные выключателимогут вызвать большие перенапряжения.
Однимиз основных параметров, определяющих выбор выключателя, является номинальныйток отключения (Iо ном), обеспечивающий выполнение защитных функций. Какправило, при выборе выключателя принимается условие отключение максимального токаКЗ, протекающего через выключатель.
Требования к номинальному току и токуотключения генераторного выключателя зависят от того, в каких генераторных цепяхон установлен и какие оперативные и защитные функции на него возлагаются.Примерные современные и прогнозируемые величины номинальных токов и токов к.з.приведены в табл.1.2.[4].
Номинальное напряжение должно быть в пределах 16-30 кВ. Классизоляции генераторных выключателей обычно устанавливается один на всеноминальные напряжения – 24 или 36 кВ.
Номинальный ток в пределах 12-50 кА. Номинальный токотключения, в зависимости от защитных функций, от номинального тока генераторадо 400 кА.
Таблица1.2.Параметры Тип и характеристика Гидростанций Тепловых электростанций АЭС Номинальная мощность генераторов, МВА 200-300 200-1000 600-900 1650 2300 Номинальное напряжение, кВ 16 18-24
/>22
/>24-18
/>           27 Номинальный ток, кА 7-12 7-24 16-24 40-50 50 Ток к.з. генератора, кА 50 50-100 60-100 150 180
Ток генератора, поступающий через трансформатор из сети:
Действующее значение, кА 100 200 200 310 380 Амплитудное значение, кА 270 540 540 870 1030
Ток динамической стойкости и токвключения от 270 до 1000 кА (амплитуда).
В дальнейшем предполагается работагенераторных выключателей в режиме АПВ.
УстановкаГВ в цепях генераторов имеет следующие основные преимущества:
1. Достигается существенное повышениенадежности эксплуатации, так как при аварийных отключениях генератора обеспечиваетсянепрерывность питания системы собственных нужд 6—10 кВ. Без ГВ любое отключениегенератора, в том числе и по режимным условиям, должно сопровождатьсяпереключением ТСН с рабочего на резервный ТСН. Это существенно снижаетнадежность работы энергоблоков и электростанции в целом.
2. Обеспечивается возможностьсинхронизации генератора с сетью посредством ГВ, а не высоковольтнымивыключателями, установленными за повышающим трансформатором.
3. Обеспечивается возможностьотключения генераторов по режимным условиям посредством генераторныхвыключателей, не затрагивая схем и высоковольтного оборудования открытогораспределительного устройства (ОРУ) повышенного напряжения.
4. Представляется возможным применятьболее экономичные схемы электрических соединений с использованием укрупненныхтрансформаторов и с попарным присоединением турбогенераторов к ОРУ повышенногонапряжения.
5. Обеспечивается возможностьприменения рабочих и резервных ТСН одинаковой мощности, что приводит к снижениютоков к.з. В ряде случаев, например для тепловых электростанций стурбогенераторами мощностью 320 МВт, обеспечивается возможность примененияболее дешевых серий КРУ с меньшими токами отключения.
6. При наличии на электростанции болеедвух генераторов согласно нормам технологического проектирования ТЭСдопускается установка одного резервного ТСН. Без ГВ требуется установка двухТСН, что увеличивает стоимость и усложняет схему питания системы собственныхнужд станции.
1.2Схемы применения генераторных выключателей
Выбортипа и места установки ГВ определяется схемой и режимом работы блокаэлектростанции, а также способом питания и ответственностью системы собственныхнужд. При чисто блочной схеме выдачи мощности (генератор Г—повышающийтрансформатор ПТ) генераторный выключатель в ряде случаев можно неустанавливать, а выполнение необходимых коммутационных операций возложить накоммутационный аппарат со стороны высшего напряжения. На рис. 1.2 показанасхема соединения генератора с повышающим трансформатором без ГВ [5].
/>
Рис.1.2.Схема блока генератор — повышающий трансформатор без генераторного выключателя
Питаниесистемы собственных нужд блока в нормальных условиях обеспечивается черезвыключатель высшего напряжения (В1). В случае планового или аварийногоотключения блока питание системы собственных нужд автоматически переключается странсформатора собственных нужд ТСН1 на ТСН2 через выключатели В2, ВЗ и В4. Вовремя строительства и ввода в эксплуатацию станции питание ее системысобственных нужд также осуществляется от общестанционного ТСН2. При поврежденииТСН1 ток к.з., текущий от генератора через место повреждения в ТСН1,отключается на стороне высшего напряжения выключателем В1. За счет большойэнергии, выделяемой в ТСН1 при повреждении, бак его может быть разрушен доотключения тока к.з. выключателем В1. Для защиты от повреждений в системесобственных нужд генератора Г и ПТ применяется ГВ (рис. 1.3).
/>
Рис.1.3.
/>
/>
/>
Длясхем с укрупненными электрическими блоками на ГЭС (рис.1.4 – 1.6) токи КЗ отсистемы и других генераторов через выключатель превышают токи КЗ от генераторав 3-6 раз.
УстановкаГВ в схеме блока Г—ПТ уменьшает перегрузки генератора и ТСН при несимметричныхк.з. в сети высшего напряжения и при неправильной синхронизации. Это связано стем, что выключатели на стороне высшего напряжения имеют обычно меньшее времяотключения по сравнению со временем отключения ГВ. Поэтому при повреждении вцепи ГВ сначала отключается выключатель В1 па стороне высшего напряжения, азатем ГВ. ТСН коммутируется выключателем В2 схемы собственных нужд. Защита отповреждений в ПТ или ТСН может осуществляться либо с помощью ГВ, либо снятиемвозбуждения с генератора. Применение ГВ в данном случае предпочтительно, таккак позволяет сократить продолжительность тока к.з. с 4—5 с до 0,06—0,1 с. Приэтом на несколько порядков уменьшается выделяемая энергия, пропорциональная />, где I—ток к.з., t—длительность тока к.з., что позволяетрезко уменьшить объем и последствия повреждений.
Имеются решения, когда по указанным причинам в цепи генератораустановлен выключатель нагрузки — аппарат, рассчитанный на выполнение толькооперативных функций выключателя, а защитные функции возложены на выключательВН. Это облегчает условия работы выключателя ВН и управления агрегатом.
Как показывают расчеты, указанные решения недостаточны длязащиты трансформатора при внутренних КЗ, так как продолжительность тока КЗ приотсутствии выключателя определяется временем гашения поля генератора, котороесоставляет порядка 1,5 с. Такое время подпитки дуги КЗ в трансформаторе приводитк разрушению бака, возгоранию масла и обмоток трансформатора. Отечественный изарубежный опыт это подтверждает, после такой аварии трансформатор не восстанавливается.
При наличии выключателя в цепи генератора ток КЗ прерываетсяза 0,05-0,1 с. В этом случае, как показывает практика, разрушение бака трансформаторане происходит и поврежденный трансформатор восстанавливается.
Поэтому установку в цепи генератора выключателя,обеспечивающего отключение тока КЗ от генератора, следует считать обязательнойи это будет соответствовать ГОСТ 12.1.010 «Взрывобезопасность. Общиетребования.» Пункт 2.6 «Предотвращение возникновения источникаинициирования взрыва должно быть обеспечено:… применением быстродействующихсредств защитного отключения возможных электрических источников инициированиявзрыва.»
Что касается отключения тока КЗ от системы, то как показываетпрактика, оно может быть возложено на выключатель ВН, при этом времявоздействия на оборудование тока подпитки КЗ от энергосистем будет снижено, а ощутимыхпоследствий по снижению надежности из-за перевода питания сети собственных нуждна резервный трансформатор не ожидается.
ПрименениеТСН на станциях выполняется по схемам с верхней (вариант I) и нижней (вариантII) перемычкой (рис. 1.7). Особенности упомянутых схем хорошо иллюстрируются всхеме объединенного блока. При повреждении ТСН1 или ТСН2 в схеме с верхней перемычкойнеобходимо отключать весь блок. При повреждении ТСН1 или ТСН2 в схеме с нижнейперемычкой ГВ1 или ГВ2 соответственно отключают аварийно только один блок издвух. Оба варианта по надежности и затратам практически равноценны. Выбор схемывключения ТСН определяется ответственностью системы собственных нужд. В связи сэтим на АЭС предпочтение отдается схеме с нижней перемычкой.
/>
Рис.1.7.Упрощенная схема электростанции с двумя повышающими трансформаторами.

Имеютсяи другие схемы, в которых применение ГВ обеспечивают высокую гибкость,надежность системы и экономическую эффективность. Так, в схеме объединенных иукрупненных блоков применяется чередование схем с верхней и нижней перемычками.Ряд отечественных и зарубежных станций с крупными блоками для повышения надежностипитания системы собственных нуждкомплектуется дополнительным резервным дизель-генераторным источником питания.
Для схем с генераторными выключателями, обеспечивающимиотключение токов КЗ только от генераторов, необходимо применениесоответствующей логики действия электрических защит.
Проведенные предварительные проработки показывают, чтоизменения в логике действия защит будут в основном касаться дифференциальныхзащит генератора, блочного трансформатора и блока.
Дифференциальная защита генератора и дифференциальная защитаблока должны сначала действовать на отключение выключателя ВН в укрупненныхэлектрических блоках и на отключение выключателей неповрежденных цепей генераторов.После отключения указанных выключателей должен отключаться выключательповрежденной цепи, затем должен включаться выключатель ВН для восстановленияпитания собственных нужд, а в укрупненных электрических блоках могут включатьсяв сеть генераторы с неповрежденными цепями.
Дифференциальная защита блочного трансформатора должнадействовать одновременно на отключение выключателя ВН и выключателя генератораповрежденной цепи.
В зону действия дифференциальной защиты генератора следуетвключать генераторный выключатель.
1.3Токоведущая система и система контактов
Выпускаемые промышленностью ГВ имеют различные электрическиесхемы. Рассмотрим основные из них, поясняющие принцип работы ГВ.
Наиболеепростая схема (рис. 1.8, а) содержит главные 1 и дугогасительные 2 контакты.Для этой схемы в отключенном положении выключателя контакты 2 всегдаразомкнуты.
Включениевыключателя выполняют либо главными контактами 1 (контакты 2 при этом могутоставаться в разомкнутом состоянии или замыкаться после замыкания контактов 1),либо дугогасительными контактами 2, после которых замыкают главные контакты 1.
Порядокоперирования при отключении: размыкаются контакты 1, ток из главной цепипереходит в цепь контактов 2, а затем размыкаются контакты 2. Если вовключенном положении контакты 2 разомкнуты, то по команде на отключениевыключателя до начала размыкания контактов 1 замыкаются контакты 2 (только навремя оперирования). После этого отключение происходит, как описано выше.
/>
Рис.1.8.Основные электрические схемы генераторных выключателей.
Всхеме рис. 1.8, б при включенном положении выключателя контакты 1, 2 и 3 замкнуты.Обязательным элементом такого выключателя является отделитель 3. Порядокоперирования при отключении: размыкаются контакты 1, после этого — контакты 2 изатем уже без тока размыкаются контакты 3, после чего замыкаются контакты 2.Контакты 2, размыкающиеся только на время оперирования, принято называтьимпульсными. Включение осуществляется либо главными контактами 1, либоконтактами отделителя 3.
Схемырис. 1.8, а и б обычно применяются при Iо.ном, не большем 100 кА. Электрическая схема ГВ с Iо.ном, большим 100 кА, приведена на рис.1.8, в. По сравнению с описанными выше схемами она снабжена шунтирующимрезистором 4 и вспомогательным контактом 5. Включение ГВ осуществляется либоконтактом 1, либо контактом 3. Отключение отличается тем, что после размыканиядугогасительных контактов 2 ток переходит в цепь резистора 4, ограничиваетсяим, а затем прерывается вспомогательным контактом 5. [5].
Одним из основных недостатков ГВ является проблема перебросатока из главной токоведущей цепи в цепь дугогасительных контактов. Так какгенераторное напряжение не велико, а мощность большая, то возникают большиетоки. При перебросе 95% тока должно быть отправлено в дугогасительную цепь, чтовызывает большое возмущение в системе. За счет этого возмущения возникает, такназываемая дуга переброса, что приводит к оплавлению контактов.
Так как ГВ являются выключателями на большие токи, товозникает проблема с контактными системами. Происходит оплавление, свариваниеконтактов, что приводит к отказу аппарата при отключении. Решением являетсяиспользование контактов из тугоплавких материалов (кирита); использованиенескольких ярусов контактов в токоведущей системе с целью последовательногопереброса тока из большего контура в меньший, что уменьшает индуктивность иоблегчает условия переброса, при которых не возникает дуга переброса. Необычноерешение этой проблемы реализовано в выключателе НЕ фирмы «АВВ» на напряжение24кВ, отключаемый ток до 100кА, номинальный ток 12кА. На рис. 1.9 изображена схема его дугогасительногоустройства.

/>
Рис. 1.9. Дугогасительное устройство генераторноговыключателя НЕ «АВВ»
I — вводы; 2 – катушка магнитного дутья; 3 – неподвижныйдугогасительный контакт, он же металлическое дугогасительное сопло; 4 –подвижной дугогасительный контакт, он же – второе сопло; 5 – главныйнеподвижный контакт; 6 – главный мостиковый контакт; 7 — изоляторы; 8 –компрессионный поршень; 9 – изоляционный вал-тяга; 10 – камера высокогодавления;
При отключении производится перемещение детали, котораявыполняет одновременно функции Главного и дугогаситепьного контакта,дугогасительного сопла и компрессионного поршня. Сначала размыкаются главныеконтакты 5 и 6, потом дугогаситепьные 3 и 4. Внутри неподвижного соплообразногодугогаситепьного контакта помещена катушка магнитного дутья 2. При размыканииконтактов дуга приходит в движение в магнитном поле и перекачивает газ в камерувысокого давления. Благодаря этому снижается эрозия и разрушениедугогасительных контактов. В случае, когда приходится отключать малый ток,небольшое давление в этой камере создается с помощью компрессионного поршня.
Также при отключении присутствует большое значениеапериодической составляющей. На примере французкого генераторного выключателя FKG2S 24кВ, 63кА на рис. 1.10 видно что ток не проходит черезноль.
/>
Рис. 1.10 Ток короткого замыкания с апериодическойсоставляющей
На рис. 1.11,1.12 показано отключение дуги выключателем FKG2S за 18.4 мс, напряжение на дуге достигает 4.8 кВ в моментотключения.
/>/> 
Рис. 1.11. Осциллограммы тока Рис. 1.12. Напряжение на дуге вкороткого замыкания и напряжения момент отключения.
Благодаря запасу давления газа за счет энергии дуги и эффектаавтогенерации выключатель FKG2S успешно гасит дугу при повторномпроходе тока через ноль. Это дает возможность отключать токи с большойпостоянной времени апериодической составляющей.
В качестве примера отключения можно рассмотреть отключениегенераторного блока 800 МВт выключателем нагрузки КАГ-24 [7].
Выключатель нагрузки КАГ-24 имеет четыре контакта,размыкающихся в определенной последовательности. Схема контактов полюсавыключателя нагрузки КАГ-24 показана на рис. 1.10. При отключении генераторасначала начинает расходиться главный токоведущий контакт выключателя нагрузки1. Через 20 — 30 мс после начала расхождения главного токоведущего контактаначинает отключаться основной дугогасительный контакт 2. Еще через 20 — 30 мсначинает расходиться вспомогательный дугогасительный контакт 3, последовательнос которым включен резистор 140 Ом. К этому времени должно произойти отключениетока основным дугогасительным контактом. Ток генератора, ограниченныйрезистором, окончательно гасится вспомогательными дугогасительными контактами.Затем отключаются контакты отделителя 4.
/>
Рис. 1.10 Схема контактов выключателя нагрузки КАГ-24:
I — главный токоведущий контакт; 2 — контакт основнойдугогасительной камеры; 3 — контакт вспомогательной дугогасительной камеры; 4 — контакт отделителя

Ни в одном из случаев отказов выключателя нагрузки КАГ-24повреждений его дугогасительных камер не было. Все повреждения отмечалисьтолько в камере главных токоведущих контактов. Эти контакты размыкаются безнапряжения на них, поскольку в начале расхождения контактов они шунтированызамкнутыми контактами основной дугогасительной камеры. Отключение тока нагрузкидугогасительными камерами происходит при еще не полностью разошедшихся главныхтоковедущих контактах. Камера главных токоведущих контактов не имеет дутья. Всеэти обстоятельства требуют определения выдерживаемого напряжения главныхтоковедущих контактов в процессе коммутаций.
Осциллограммы токов и напряжений генератора в моментотключения показаны на рис. 1.11. /> />
Рис. 1.11. Осциллограммы токови напряжений в процессе отключения КАГ-24 НВГРЭС с применением РОМ
Из рис. 1.11 видно, что до отключения амплитуды фазных токовгенератора составляли 450 — 470 А при амплитуде фазного напряжения 18,6 кВ.Приблизительно за два периода до отключения выключателя нагрузки амплитудытоков возрастают до 3,5 кА, а амплитуда фазного напряжения несколько снижается(до 18,2 кВ). Такое увеличение тока связано, видимо, с работой автомата гашенияполя и переходом генератора из режима синхронного двигателя в режимасинхронного электродвигателя, в результате чего генератор набирает нагрузку(до 90 Мвар)
Ток отключения, измеряемый через трансформатор тока,практически воспроизводит ток отключения основной дугогасительной камерой,поскольку ток, отключаемый вспомогательной дугогасительной камерой,несоизмеримо меньше и воспринимается на осциллограмме как нулевая линия.
В зависимости от времени подачи импульса на автомат гашенияполя отключение выключателем нагрузки генератора может происходить как придостаточно малом токе, так и при большом.
Для выяснения влияния отключаемого тока навосстанавливающееся напряжение были проведены расчеты по общепринятой методике.Программа расчета учитывала параметры всех основных элементов схемыгенераторного присоединения:
генератор (индуктивность Ld" и эквивалентнаяемкость Соэ);
блочный трансформатор (индуктивность рассеяния с учетом ееуменьшения при высоких частотах и эквивалентная емкость на землю с учетомемкости между обмотками ВН и НН);
емкости оборудования генераторного блока на стороне 24 кВ.
Основные результаты расчетов при отключении генераторногоблока 800 МВт в двигательном режиме приведены далее (числитель — восстанавливающееся напряжение на контактах основной дугогасительной камеры,знаменатель — вспомогательной).

/>
Расчеты показывают, что восстанавливающиеся напряжения приотключении генераторного блока в двигательном режиме, хотя и зависят ототключаемого тока (500 или 3500 А), но существенно ниже нормируемой величиныПВН (переходного восстанавливающегося напряжения).
Следует, однако, учитывать, что расчеты проводились дляотключения токов при естественном переходе его через нуль. Мощное дутье вдугогасительных камерах, которое рассчитано на отключение номинального тока нагрузки(24 кА), существенно меньшая амплитуда отключаемых токов с применением РОМ посравнению с номинальным током не позволяют исключить возможность среза тока.
Расчеты показывают, что срез тока 90 А дополнительнойдугогасительной камерой (амплитуда тока, отключаемая дополнительнойдугогасительной камерой в рассматриваемом режиме) может увеличитьперенапряжения на контактах выключателя нагрузки до 18 кВ, что ниже нормированнойвеличины ПВН 24,5 кВ.
Если отключение генератора происходит до повышения токов, т.е.при токах до 500 А, то снижается ток, отключаемый вспомогательнойдугогасительной камерой, до 10 — 20 А. Срез таких токов не приводит кперенапряжениям выше 5 кВ.
Меньшие отключаемые токи могут сократить время гашения дугидугогасительными камерами. В этом случае расстояния между главными токоведущимиконтактами уменьшаются по сравнению с таковыми при гашении номинального тока, аследовательно, отключение может происходить при более низком значениимежконтактной электрической прочности.
1.4 Параметры современных генераторных выключателей
Элегазовыйвыключатель с двумя ступенями давления изготовляется японской фирмой Mitsubishi на напряжение 24 и 36 кВ,номинальные токи 16кА при естественном охлаждении и 36 кА при обдуве воздухомсовместно с токопроводом пофазно-экранированного шинопровода. Давление элегаза1,5/0,3 МПа. Он может применяться как выключатель на ГАЭС и ГЭС с генераторамидо 300 МВА, на ТЭС и АЭС он может применяться как генераторный выключательнагрузки, или как генераторный выключатель с ограниченной мощностью отключенияотключающий только ток к.з. генератора мощностью до1000 МВА. Достоинством этоговыключателя является относительная бесшумность в работе и допустимость большогоколичества отключений номинального тока (16кА – 1000 раз). Недостатком являютсяотносительная сложность конструкции, наличие компрессора (для рекомпрессииэлегаза), значительно осложненная процедура ревизии и ремонта, заключающаяся внеобходимости откачки элегаза, затрудненности доступа к токоведущим деталям приревизии и ремонте и необходимости осушки внутренней поверхности кожуха иэлегаза перед повторным вводом в эксплуатацию. Масса полюса выключателя в двараза превышает массу полюса выключателя Brown, Boveriна такие же параметры.
ФирмаBrown, Boveri (Швейцария) начала выпускать мощные генераторныевыключатели серии DR с 1969 г. Благодаря постоянно проводимым исследованиям и опытно-конструкторским работам номинальный токвыключателей серии DR доведен до50000 А, а ток отключения до 250 кА.
Токиот 10 до 50 кА охватывает 7 типоисполнений. Главная токоведущая системавыключателя и отделителя состоит из подвижного контакта, выполненного в виде меднойтрубы, и неподвижных контактов в виде розетки, содержащей около 200посеребренных, подпружиненных контактных пальцев. Это основное типоисполнениепри естественном охлаждении обеспечивает номинальный ток 10 кА при частоте 60Гц и 11 кА при частоте 50 Гц. При установке выключателя впофазно-экранированный продольно-продуваемый шинопровод, когда выключательобдувается тем же потоком воздуха, что и шинопровод, номинальный токвыключателя увеличивается до 20 кА. Номинальный ток 24 кА достигаетсяохлаждением токоведущего контура деионизированной проточной водой. Есливыключатель установлен в продольно-продуваемый шинопровод, то его номинальныйток достигает 34 кА.
Увыключателей на номинальные токи 40 и 45 кА, кроме водяного охлаждениятоковедущих частей, охлаждается также и кожух.
Номинальныйток 50 кА обеспечивается, если выключатель водяного охлаждения смонтирован впродольно-продуваемом шинопроводе. Все контакты главной токоведущей цепи имеютнадежное серебряное покрытие, поэтому максимальное превышение температурынагрева принято равным 65/>при расчетной окружающейтемпературе 40/>(допустимая температура нагрева105/>).
Допустимыкратковременные температуры нагрева до 150/>без повреждения изоляции,ухудшения переходных сопротивлений и нарушения механических характеристик.
Характеристики,присвоенные выключателям серии DR,были подтверждены типовыми испытаниями. Испытания на механическую стойкостьпроводились 5000 циклами ВО при нагретой контактной системе до предельно допустимойпо нормам температуре.
ФирмаMitsubishi разработала генераторный выключательтип 20-SFW-110.В табл.1.3. приведены основныепараметры выключателя [4].

Таблица1.3.Параметры Значения Номинальное напряжение, кВ 24 и 36
Номинальный ток, кА
при естественном охлаждении 16 при принудительной конвекции, охлаждение потоком продольно обдуваемого шинопровода 36 Номинальный ток отключения, кА симметричный ток 110 асимметричный ток 144 Время отключения, периоды 5 Время включения, с 0,15 Ток включения и динамической стойкости, кА (амплитуда) 360 Двухсекундная термическая стойкость, кА 144
Выключательпрошел все предусмотренные нормами виды типовых испытаний.
Прииспытании на нагрев оболочка выключателя выполняла роль «обратного» провода.
Придлительной нагрузке током 16 кА и естественном охлаждении наибольшее превышениетемпературы контактных деталей было равно 44/>(при допустимой норме 65 /> для посеребренныхконтактов). При длительном токе нагрузки 36 кА и продольном обдуве шинопроводаи выключателя воздухом, при производительности вентилятора 250/>наибольшее превышениетемпературы было в пределах 53/>. Как показали дополнительныерасчеты, выключатель будет соответствовать номинальному току 36 кА, если длинапофазно-экранированных шинопроводов не превышает 35 м.
Возможностьотключения токов с большой апериодической составляющей, когда ток в одной изфаз не переходит через нулевое значение, было проверено расчетным путем, притом в расчет были введены величины падения напряжения на дуге, полученныеэкспериментальным путем (порядка 9 мОм при отключаемом токе 110 кА и 25 мОм притоке 60 кА). Большое внимание при исследованиях было уделено коммутационномуресурсу контактов. В условиях эксплуатации выключателей на ГАЭС дважды в суткипроисходит переключение с генераторного на двигательный режим, причем поусловиям работы гидротурбин при этом практически должен отключаться номинальныйток 16 кА.
Посколькупо техническим условиям ревизия и смена контактов должна осуществляться нечаще, чем один раз в три года, то ресурс контактов должен обеспечить не менее365*2*3=2200 отключений до ревизии.
Дляподтверждения этого требования было проведено 1000 отключений в однофазномрежиме тока 16,3 кА при длительности горения дуги 0,65-0,75 периода. В процессеиспытаний была установлена минимальная длительность горения дуги 0,2-0,35периода.
Технические характеристики элегазовыхгенераторных выключателей, выпускаемых компанией АББпредставлены в табл.1.4 и табл. 1.5. Конструкции выключателей и их основныеразмеры показаны на рис.1.17 – 1.19.
/>
Рис1.17. Генераторный выключатель типа HEK
1– трансформатор тока, 2 – заземлитель, 3 – силовой выключатель, 4 – разъединитель,5 – корпус выключателя.

Таблица1.4.
Технические данные выключателя типа HEK/HEI.Параметры выключателя HEK1 HEI1 HEK2 HEI2 HEK3 HEK4 HEK5 HEK6 Номинальное напряжение кВ 24 24 24 24 24 24 24 24 Испытательное напряжение относительно земли 50Гц, 1 мин кВ 60 60 60 60 80 80 80 80
Для промежутка разъединителя 1 кВ 70 70 70 70 88 88 88 88 Испытательное напряжение грозового импульса 1,2/50 мкс кВ 125 125 125 125 150 150 150 150
Для промежутка разъединителя 1 кВ 145 145 145 145 165 165 165 165
Номинальный ток2 3 при естественном охлаждении 50 Гц А 7000 8000 8500 10000 11000 13000 11500 13500
Номинальный ток2 3 при естественном охлаждении 60 Гц А 7000 8000 8000 9500 11000 12500 11500 13000
Номинальный ток2 3 при вынужденном охлаждении 50+60 Гц А - - - - 16500 20000 16500 20000 Номинальный ток отключения кА 63 63 63 63 100 100 120 120 Номинальный ток включения кА 190 190 190 190 300 300 360 360
1 только дляварианта с разъединителем
2 номинальныйток соответствует окружающей температуре мах 40оС.
3 Температурадля токоведущей части выключателя: для проводников 90оС;
/>

/>
Рис1.18. Генераторный выключатель типа НЕК с встраиваемым заземлителем итрансформатором тока в баковом исполнении.
1– трансформатор тока, 2 – заземлитель, 3 – силовой выключатель, 4 – приводсилового выключателя, 5 – разъединитель, 6 – бак высокого давления, 7 – компрессор,8 – блок управления, 9 – окно для ремонта, 10 – предохранительные окна.
Таблица1.5.
Монтажныепараметры для генераторного выключателя типа НЕК, мм.Тип
A1
B3
C3 D
F2 G H
HEK1
HEK2 1200 396 4133 900
1600-
2867 740 1320
HEK3
HEK4 1400 4020 4800 1124
1600-
2867 872 1320
HEK5
HEK6 1400 4020 4800 1124
1700-
2967 872 1320
1 Возможныдругие размеры
2 Послеустановки
3 Зависит отрасстояния между фазами

/>
Рис1.19. Схема генераторного выключателя типа HG в баковом исполнении с встраиваемыми трансформатором тока итрансформатором напряжения.
1– дугогасительная камера, 2 – привод, 3 – портал, 4 – камера (бак), 5 – блокуправления, 6 – шина заземления, 7 – заземлительный выход для корпуса, 8 –подножник, 9 – механический указатель положения, 10 – основной токоподвод, 11 –трансформатор напряжения, 12 – трансформатор тока электромагнитный.
Таблица1.6.
Техническиеданные для генераторных выключателей типа HG.Параметры Номинальное напряжение кВ 17,5 Испытательное напряжение относительно земли 50/60Гц, 1 мин кВ 50 Испытательное напряжение грозового импульса 1,2/50 мкс кВ 110
Номинальный ток 50/60 Гц1 для конструкции в корпусе при естественном охлаждении А 5000 Номинальный ток отключения кА 50 Номинальный ток включения (амплитуда) кА 138
1 Номинальныйток соответствует окружающей температуре мах 40оС.Температурадля токоведущей части выключателя: для проводников 90оС;
 
Для выявления областей больших токов и больших потерь, атакже степени ограничения тока на разных частотах под влиянием поверхностногоэффекта был проведен двумерный конечно-элементный анализраспределения тока в отдельных компонентах.
Для повышения точности модели итерационный процессподкреплялся физической проверкой результатов, что позволило в конечном итогенайти оптимальное поперечное сечение проводника и идеальное распределениетепловых нагрузок в конструкции.
Ребра специальной конструкции, расположенные вокруг корпусавыключателя, увеличивают площадь его поверхности, способствуя тем самым максимальнойтеплоотдаче. Принудительное воздушное охлаждение,улучшающее конвективный теплообмен, позволяетповысить номинальный ток с 24 кА (при естественномохлаждении) до 38 кА.
Выводы
Вданной главе рассмотрены особенности конструкции генераторных выключателей ипреимущества установки их в генераторных цепях. При анализе отключаемых токовгенераторных выключателей на различные классы напряжения при протекании токовк.з. от генератора и от системы выяснено, что современные генераторныевключатели на напряжение 16-30 кВ способны отключить токи к.з. до 275кА. Наосновании этого были рассмотрены основные схемы включения ГВ на подстанциях.Приведены параметры и конструкции элегазовых генераторных выключателей ведущихзарубежных фирм. На основе чего можно говорить об актуальности проектирования элегазовогогенераторного выключателя 10кВ, 63кА, 8000А.

Глава2. Взаимодействие выключателя с сетью
2.1Анализ переходного восстанавливающего напряжения
Приотключении короткого замыкания любого вида на контактах выключателя послепогасания дуги восстанавливается переходное напряжение, обусловленноесобственными параметрами сети в месте установки выключателя.
ФормыПВН в реальных сетях могут быть обобщены и заданы в виде огибающих,определяемых двумя параметрами: напряжением />, условным временем его достиженияПВН /> (рис.2.1)для выключателей с />кВ. Из-за влияния емкости состороны источника питания происходит запаздывание роста ПВН на нормированноевремя /> [1].
/>
Рис.2.1. Номинальные характеристики ПВН, определяемого двумя параметрами
1– условная граничная линия ПВН; 2 – линия запаздывания ПВН (параллельнаяграничной линии)
ПараметрыПВН определяются следующими соотношениями:
/> (2.1)
/>, (2.2)
длявыключателей с /> кВ:
/>                                                                           (2.3)
/>                                                                                        (2.4)
где/> -полюсное возвращающее напряжение, /> - коэффициент первого гасящегополюса (при трехфазном коротком замыкании), /> - коэффициент превышения амплитуды.
Длявыключателей с />35 кВ />=1,5.
Значения/>,составляющее от 1,4 до 1,54, приведены в ГОСТ Р 5265 – 2006.
Номинальныехарактеристики ПВН для генераторных выключателей приведены в табл. 2.1
Таблица2.1
Номинальныехарактеристики генераторных выключателей
/>,
кВ
/>,
кА
/>,
кВ
/>,
мкс
/>,
мкс
/>,
кВ/мкс 6/7,2 80 13,3 3,8 1 3,5 10/12 50 22,0 6,2 1 3,5 10/12 63 22,0 5,5 1 4,0 15/17,5 100 32,2 7,2 1 4,5 20/24 100 44,2 9,9 1 4,5 20/24 125 44,2 8,8 1 5,0 20/24 160 44,2 8,8 1 5,0 24/26,5 160 48,8 8,9 1 5,5 24/26,5 200 48,8 8,9 1 5,5
/>/> - скорость ПВН.
2.2Расчет переходного восстанавливающего напряжения
Поданным табл. 2.1
/>=22 кВ, />=5,5 мкс, />=1 мкс и />=4 кВ/мкс
Находим:
/> кВ
/> мкс
/> мкс
Пополученным данным строим характеристику ПВН (рис. 2.2)

/>
Рис.2.2. Характеристика переходного восстанавливающего напряжения
1– условная граничная линия ПВН; 2 – линия запаздывания ПВН; 3 — криваяреального ПВН
2.3Анализ влияния малых индуктивных токов
Приотключении малых токов, дуга, как правило, подвергающаяся интенсивномувоздействию дугогасящего вещества, может погаснуть ранее момента переходаотключаемого тока через нулевое значение. Это явление, называемое обычно срезомтока, возникает чаще всего при отключении токов намагничивания холостыхтрансформаторов или реакторов, составляющих единицы-десятки ампер.
Физическаякартина рассматриваемого явления может быть проанализирована в расчетной схемерис.2.1, а.
Вэтой схеме />,/> — индуктивностьи емкость источника ЭДС; /> - индуктивность соединительныхшин; />, /> и /> - параметрысхемы замещения отключаемого электрооборудования (трансформатора или реактора).
/>
Рис.2.3. Стилизованные осциллограммы тока и напряжения (б) в схеме замещения (а)
Срезтока, как правило, происходящий на ниспадающей части отключаемогосинусоидального тока (рис.2.3, б), обусловлен возбуждением высокочастотныхколебаний в контуре /> - /> - /> при интенсивной деионизацииканала дуги и резком изменении падения напряжения на нем. При этом суммарныйток (высокочастотная составляющая, наложенная на составляющую промышленнойчастоты) проходит через нулевое значение и дуга гаснет. После обрыва тока ввыключателе возникает колебательный процесс в контуре/> — />, обусловленный энергией, восновном запасенной в магнитной цепи трансформатора или реактора — /> (/> — ток виндуктивном элементе в момент обрыва тока в выключателе). В колебательномпроцессе обмена эта энергия оказывается запасенной в электростатическом полеемкости />,что может привести к существенному повышению напряжения на ней. Максимальноенапряжение на отключаемом оборудовании может быть определено, исходя из выражениядля энергетического баланса (при пренебрежении потерями энергии во времяпереходного процесса, моделируемыми в виде потерь на сопротивлении /> ( рис. 2.3, а):
/> , (2.5)
где/> -напряжение на емкости /> в момент обрыва тока ввыключателе.
Извыражения (2.5) следует
/> (2.6)
где/> -характеристическое сопротивление схемы замещения отключаемого элемента.
Стилизованныеосциллограммы отключаемого тока и напряжений показаны на рис. 2.3, б.
Состороны источника также возникает высокочастотный процесс/>обмена энергии определяемыйотносительно небольшой энергией, запасенной в индуктивности источника/>, и,следовательно, характеризующийся малой амплитудой колебаний. Частотавысокочастотных колебаний в схеме замещения отключаемого оборудованияопределяется как />. Напряжение, восстанавливающеесяна контактах выключателя,/>показано на рис. 2.3, б штриховкой.Первый пик этого напряжения называется пиком гашения, второй — восстановлениянапряжения, зависящим в основном от величины тока среза /> и параметровотключаемой цепи.
Повышениекоммутационного ресурса комбинированных генераторных выключателей может бытьдостигнуто путем применения вакуумных дугогасительных камер, характеризующихсянестабильностью горения дуги при малых отключаемых токах. Ток среза в этихкамерах колеблется в диапазоне 5…30 А. Согласно экспериментальным данным токсреза зависит не только от типа дугогасительного устройства, но и от величиныемкости, шунтирующей выключатель />:
/> (2.6)
( /> — в фарадах, /> - в амперах),
где/> -экспериментальный коэффициент; />=0,5 – для воздушных, маломасляныхи элегазовых выключателей, />=0,03 – для вакуумных выключателей.
Явлениесреза тока является актуальным не только для элегазовых выключателей. Одним изспособов решения это проблемы является установка ограничителей перенапряжения,по обе стороны от выключателя.
2.4Анализ влияния сквозных токов короткого замыкания
Стойкостьаппарата при сквозных токах к.з. определяет его способность противостоятьмеханическим и тепловым воздействиям, возникающим при прохождении этих токовчерез включенный аппарат. Стойкость аппарата характеризуется наибольшим пиком(электродинамическая стоимость) />, равные />, начальным действующим значениемпериодической составляющей /> равным />, среднеквадратическим значениемтока за время его протекания (термическая стойкость) />, которое обычно не менее />, и временемпротекания тока к.з. /> (временем к.з.).
Учитывая сказанное, параметр /> выключателя может приниматься потоку КЗ от генератора при условии обеспечения выключателем электродинамическойи термической стойкости к сквозному току КЗ — току КЗ от системы.
В качестве примера в табл.2.2 приведены параметры выпускаемыхв настоящее время в РФ и фирмами «ABB High voltage Technologies» и«GEC ALSTHOM» выключателей, которые выбраны отдельно с привязкой ктокам КЗ от системы и к току КЗ от генератора, последние отмечены знаком *.
Таблица 2.2№ Параметры генераторных цепей Параметры выключателей Тип
Изготовитель/>
/>, кВ
/>, А Токи КЗ, кА
/>, кВ
/>, А
/>, А
/> К-1 К-2 1 18,0 6640 93,6 27,3
20,0
20,0
24,0
17,5
12500 12500
8000 12000
8000
160 *63 *63 100
*63
2,55 3,79 3,79 3,00
3,79
ВВГ-20
ВЭГ-20 НЕК2
НЕСЗ
HG1 3
ОАО, ЭА, С-П
ОАО, ЭА, С-П
ABB
ABB
ABB 2 15,75 9490 79 38,6
20,0
20,0
24,0 12500 12500 10000
160
*63
100
2,55
3,2
2,55 ВВГ- 20 ВЭГ- 20 IKCNI
ОАО, ЭА, С-П ОАО, ЭА, С-П
G-A 3 20,0 11950 92,0 55,0
20,0
20,0 24,0 12500 12500 12000
160
*63
100 2,55 3,72 3,00 ВВГ- 20 ВЭГ- 20 НЕСЗ ОАО, ЭА, С-П ОАО, ЭА, С-П ABB 4 20,0 18700 138 76,6
20,0
36,0 24,0 20000 24000 24000
160
160
*100 2,55 2,55 3,52 ВВГ- 20 НЕС 7/8 НЕС 4
ОАО, ЭА, С-П
ABB
ABB 5 24,0 23500 154 99,1
36,0
24,0 24000 24000
160
*100 2,55 3,93 НЕС 7/8 НЕС 4
ABB
ABB 6 24,0 23500 169 99,1
36,0
24,0 24000 24000
*160
*100 2,69 4,30 НЕС 7/8 НЕС 4
ABB
ABB 7 10,5 7400 140 20,3
20,0
20,0
17,5
20,0
12500
12500
8000
8000
160
*63
*63
*90 2,55 5,66 5,66 4,00 ВВГ- 20 ВЭГ- 20 HG1 3 ВГМ-20
ОАО, ЭА, С-П ОАО, ЭА, С-П ABB
ОАО, ЭА, Н-Т 8 10,5 3600 80 15,0
20,0
10,0
24,0
17,5
6300
5000
10000
8000
90
*63
100
*63 2,55 3,23 2,80 3,20 МГУ-20 МГГ- 10 IKCNI HG1 3
ОАО, ЭА, Н-Т ОАО, ЭА, Н-Т
G-A
ABB 9 13,8 5350 100 16,1
20,0
20,0
20,0
24,0
17,5
12500 12500
6300 12000
6300
160
*63
105
100
*50 2,55 4,00 2,55 3,00 5,10
ВВГ-20
ВЭГ- 20 МГУ-20 НЕСЗ HG12
ОАО, ЭА, С-П ОАО, ЭА, С-П ОАО, ЭА, Н.Т ABB
ABB 10 13,8 7700 170 32,0
20,0
24,0
17,5
12500 12000
8000
*63
*100
*63 6,88 4,34 6,88 ВЭГ- 20 НЕСЗ HG1 3
ОАО, ЭА, С-П ABB
ABB 11 15,75 10400 190 42,0 20,0 24,0 12500 12000
*63
*100 7,69 4,85 ВЭГ- 20 НЕСЗ ОАО, ЭА, С-П ABB
ОАО,ЭА, С-П — ОАО высоковольтного оборудования, С-Петербург;
ОАО,ЭА, Н-Т — ОАО «Нижнетуринский электроаппаратный завод»;
ABB — «ABBHigh Voltage Technologies»;
G — A — «GEC ALSTHOM»
Из табл.2.2 видно, что /> - коэффициенты электродинамическойстойкости выключателей, обеспечивающих отключение только тока КЗ от генератора,должны превышать стандартное значение 2,5 в 1,05-3 раза для обеспеченияэлектродинамической стойкости выключателей к токам КЗ от системы. Термическаястойкость должна быть увеличена в /> раза или должно быть уменьшеновремя протекания тока КЗ от системы по отношению к нормативу (3 с) в /> раза.Последнее целесообразно использовать, если время протекание тока КЗ сокращаетсяне более чем до 1,5 с, что при современных средствах защиты вполне приемлемо. Востальных случаях следует учитывать совместно уменьшение времени воздействия токаКЗ и конструктивное увеличение термической стойкости выключателя.
Исполнение выключателей с повышеннойэлектродинамической и термической стойкостью предусматривается пп. 3.5.1, 3.5.2ГОСТ 687 «Выключатели переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Общиетехнические условия».
Анализ конструкций современных выключателейпоказывает, что эти требования выполнимы, у ряда выключателей />=3, а установленный на Усть-Илимской ГЭСвыключатель нагрузки имеет />=13.
Повышение требований к электродинамической итермической стойкости для существующего ряда генераторных выключателей идоработка выпускаемых выключателей до уровня, отвечающего этим требованиям,позволит применять один и тот же аппарат в электрических схемах с разнымизначениями токов КЗ.
Выводы
Вданной главе рассмотрено взаимодействие выключателя с сетью. По данным ГОСТ Р52565-2006 была рассчитана и построена характеристика переходноговосстанавливающегося напряжения для 100% к.з. Рассмотрено отключение малыхиндуктивных токов, при этом возможен срез тока, который приводит кперенапряжениям. Была проанализирована стойкость при сквозных токах к.з.Причем, если выключатель обеспечивает отключение только токов к.з отгенератора(порядка 100кА), то коэффициент электродинамической стойкости долженпревышать стандартное значение 2,5 в 1,05-3 раза для обеспеченияэлектродинамической стойкости выключателей к токам к.з. от системы.

Глава3. Расчёт и оптимизация дугогасительного устройства элегазового генераторноговыключателя
При электродуговом размыкании в дугогасителе происходитсложный комплекс взаимосвязанных физических процессов:
— изменение межконтактного промежутка (или длины дуги) при горении и погасаниидуги;
— горение электрической дуги в течение полупериода тока при взаимодействии на неёокружающей среды;
— изменение физико-химического состава и состояния дугогасящей среды в областиразмыкания;
— образование потоков газообразных или жидких дугогасящих сред (газ, газопароваясмесь, масло) в рабочих объёмах и каналах дугогасителя на отдельных стадияхэлектродугового размыкания;
— изменение давления, температуры дугогасящей среды;
— изменение характеристик магнитного потока внешнего магнитного поля, воздействующегона дугу;
— распад остаточного ствола и нарастание электрической прочности межконтактногопромежутка при одновременном воздействии на него восстанавливающегосянапряжения.
Ходи взаимное сочетание этих процессов характеризуют основные функциональныесвойства дугогасителя, в частности его дугогасящую способность. С другойстороны, физические свойства дугогасителя зависят от принципа его действия,выбранных конструктивных форм, геометрических параметров главных элементов и отисходных и расчётных характеристик.
В задачу расчёта дугогасительного устройства входит определениепо заданным исходным данным оптимальных параметров и рабочих характеристикдугогасителя, основанного на том или ином принципе гашения дуги. Полученныерасчётные данные могут служить основой для детальной разработки конструкциидугогасителя. Кроме того, полученные данные необходимы как исходные данные длярасчёта и конструирования других узлов выключателя.
3.1 Конструкция и принцип работы дугогасительногоустройства
Рассмотримдугогасительное устройство генераторного газонаполненного выключателя.
На рис. 3.1. изображено дугогасительное устройство высоковольтногогазонаполненного автокомпрессионного выключателя. Дугогасительноеустройство содержит главные неподвижный 1 и подвижный 2 контакты, подвижной дугогасительный контакт 3, неподвижный поршень 4,неподвижный дугогасительный контакт 5, изоляционное сопло 6, Г — образную цилиндрическую изоляционную втулку 7, внутренняяповерхность которой образует с внешней цилиндрической поверхностью подвижногодугогасительного контакта 3 камеру автодутья, при этом втулка 7 ограничиваетвнутренней оконечностью с диаметром d полость автогенерации в пространстве вверх по потоку, а внешнейповерхностью камеру автогенерации, образованную в теле изоляционного сопла, исоединенную с надпоршневым объемом камеры сжатия каналом 8, образованнымвнутренней цилиндрической поверхностью изоляционного сопла и внешнейцилиндрической поверхностью Г-образной цилиндрической изоляционной втулки.Камера сжатия находится между подвижной системой выключателя, включающей в себяизоляционное сопло 6, главный подвижной контакт 2, жестко связанный с подвижнымдугогасительным контактом 3 и штоком привода, и неподвижным поршнем 4.
/>
Рис. 3.1. Дугогасительное устройство элегазовогогенераторного выключателя
Дугогасительное устройство генераторного газонаполненноговыключателя работает следующим образом:
Отключение:
При подаче команды на отключение перемещается подвижнаясистема выключателя с главным подвижным контактом 2, подвижным дугогасительнымконтактом 3 и изоляционным соплом 6 справа на лево. Сначала размыкаются главныеконтакты 1,2, затем ток перебрасывается в зону контактирования дугогасительныхконтактов неподвижного 5 и подвижного 3. По мере движения подвижной системывыключателя относительно неподвижного поршня 4 происходит сжатие элегаза вкамере сжатия. После размыкания дугогасительных контактов 3 и 5 электрическаядуга горит в полости автогенерации между дугогасительными контактами 3 и 5 вовнутренней поверхности изоляционного сопла 6. В полости автогенерации за счетэнергии излучения, воздействующей на внутреннюю поверхность изоляционного сопла6 и внутреннюю поверхность как оконечности Г — образной цилиндрическойизоляционной втулки 7, так и внутреннюю изоляционную поверхность камерыавтодутья, а также на внутреннюю поверхность камеры автогенерации, возникаетзначительный эффект автогенерации, связанный с абляцией изоляционных стенок ивозникновением массового расхода паровой фазы, что приводит к повышениюдавления в межконтактном промежутке и расходному эффекту ограничивающего доступдугогасящей среды в межконтактный промежуток в максимуме отключаемого тока. Вмомент перехода тока через нуль обеспечивается восстановление потока газа изкамеры сжатия через канал 8, и далее через сопло подвижного дугогасительногоконтакта 3 и изоляционное сопло 6 в общий объем выключателя с повышенныммассовым расходом дугогасящей среды, что повышает эффективность дугогашения.
Включение:
При включении выключателя вначале имеется контактированиеподвижного дугогасительного контакта 3 с дугогасительным контактом 5, а затемглавных контактов 1,2.
Характернойособенностью автокомпрессионных элегазовых выключателей является взаимная связьмеханических и термогазодинамических дуговых процессов при выполнении операцииотключения. Для повышения отключающей способности и уменьшения временисрабатывания при отключении, а также уменьшения габаритов дугогасительногоустройства необходимо определить влияние параметров выключателя на егодинамические характеристики.
Припроектировании автокомпрессионного элегазового генераторного выключателя задачуоптимизации можно представить как поиск параметров элегазового выключателя,обеспечивающих малое время отключения при заданном токе отключения, скоростивосстановления напряжения на контактах.

3.2Математическая модель и расчет параметров выключателя
Дляоценки эффективности сформулируем критерий оптимизации:
/>
/> – исходноедавление;
/> – температураэлегаза;
/> – эффективнаяплощадь поршня;
/> – площадьсечения горловины сопла;
/> – площадьсопла подвижного контакта;
/> – массаподвижной системы;
/> – активноеусилие привода;
/> – длина камерысжатия;
/> – ход вконтактах;
/>
Рис.3.2. Схема математической модели
Балансэнергий в системе (см. рис. 3.2) выглядит следующим образом:

/> (3.1)
где:/> (5.2) -энергиядуги; />-внутренняяэнергия газа; /> - эмпрический коэффициент.
Внутреннююэнергию газа можно расписать через температуру и теплоемкость газа припостоянном объеме
/>;
/>;
/>
/>
Такжеиспользуются уравнения состояния рабочей среды, расхода газа через сопло, атакже уравнения движения подвижной системы ЭВ. Эти уравнения имеют вид [1, стр.77,3.6]
/>;
/>;
/>, при />;
/>, при />;
/>
где/> -газовая постоянная; /> — объем камеры сжатия, /> - мacсoвый расход элегаза черезсуммарную эффективную площадь сечения сопла, кГ/с; /> - коэффициент адиабаты.
Подставимв (3.6.) уравнение (3.2.), а также /> после преобразований получим:
/> (3.8)
Сучетом соотношений
/> (3.9)
/> (3.10)
Получим
/> (3.11)
Вуравнении (3.7) раскроем дифференциал />, и /> после преобразований получим:
/> (3.12)
Используясоотношение /> (3.13) получим
/> (3.14)
Cучетом />где /> – напряженность поля в элегазе, /> – ход замкнутых контактов
Окончательносистема примет вид
/>
/>
/>, при />;
/>, при />;
/>

Распределения/> и /> на рис. 3.3. и 3.4. соответственно
/>
Рис.3.3. Распределение /> Рис. 3.4. Распределение />
Далее математическая модель преобразуется к безразмерномувиду путем выражения через базисные величины.
/>, />, />
/>,      />,     />,     где    />,
/>, />,     />,      />
На первом этапе проектирования расчёт дугогасительногоустройства будем рассматривать относительно следующих обобщенных параметров[2]:
/>; />.
Рассчитаемхарактеристики элегазового выключателя при следующих исходных данных:
/>0,7МПа;
/> = 100 кг;
/> =7 м/с;
/> = 0,2 м;
/> = 0,6 м;
/>= 293 ˚К;
/> = 63 кА.
Максимальныйотключаемый ток – амплитуда номинального тока отключения, равный:
/>
/> кА.
Дляэлегазового выключателя относительные оптимальные расстояния между расстояниемвверх по потоку z0(расстояние между горловинами металлическогои изоляционного сопла) и диаметром сопла d определяются соотношением:
/>
Исходяиз того, что обычно z0лежит в пределах 1,5-2,0 см принимаем
/>м.
Тогдадиаметр дуги вычисляется по формуле:
/>,
где/> –эмпирический коэффициент (для элегазовых ДУ при температуре дуги />=20000 К, />=0,4 – 0,8 Мпа расчетноезначение />=0,0057).
/>м
Всвязи с экономической выгодой необходимо обеспечить повышение давления в камерепри неизменных параметрах выключателя. Этого можно достичь уменьшением размерасопла, т.е. за счет эффекта автогенерации. Таким образом, диаметрметаллического сопла выбирается равным 1,1/>:
/> мм.
Тогдадиаметр изоляционного сопла:
/>мм.
Сечениесопел:
/> />.
/>/>.
Суммарноесечение сопел (эффективное):
/> />.
Находимобобщённые параметры для номинального режима.
Выбираем/>=1,8. Таккак />, то из формулы находим объём камерысжатия:
/>/>.
Знаяобъем, можем найти площадь поршня
/>/>,
идиаметр поршня
/>м.
Тогда
/>
Позависимостям />и /> [2] находим
/>=0,82 />=1,2
Знаяобобщенные параметры можно вычислить среднее давление в камере сжатия, времясрабатывания и время движения подвижной системы на контрольном участке хода:
/> ; /> ; /> .
Вычисляемсреднее значение давления в камере сжатия
/> МПа,
ивремя движения подвижной системы на контрольном участке хода
/>с; /> с.
Площадьсечения сопла при частичной блокировке электрической дугой
/>/>.
Вэтом случае обобщенный параметр
/>
Позависимостям />и /> [2] находим
/>=0,88 />=2,5
Такимобразом, получаем:
/> МПа,
/>с; /> с.
Дляприближенных расчетов предельной отключающей способности ДУ при dU/dt>1,5кВ/мкс можно использовать формулу [6]:
/>,
где/>, /> – эмпирическиекоэффициенты; />=25-40, />=0,8-1,8;
/> для />0,5
/> для 0,9/>0,5
где/> –изменение давления в камере ДУ.
Таккак />=0,59, то />0,172МПа
Такимобразом, предельная отключающая способность данного выключателя:
/>кВ/мкс
Дляопределения предельной отключающей способности следует провести корректировкудавления в камере по результатам эксперимента.
Для уточнения параметров конструкциибыли произведены численные расчеты, результаты которых представлены на рис.3.5., рис. 3.6.

/>
Рис. 3.5. Результаты численногорасчета пневмомеханических характеристик: 1 — ход контактов, 2 — изменениескорости, 3 — изменение давления, 4 – температура, 5 – активное сечение сопел

/>
Рис. 3.6. Результаты численногорасчета пневмомеханических характеристик (закупорка сопла 63кА): 1 — ходконтактов, 2 — изменение скорости, 3 — изменение давления, 4 – температура, 5 –активное сечение сопел
Анализ диаграмм выявил большоевлияние энергии дуги на процесс отключения. При отключении номинального тока(12кА) средняя скорость на контрольном участке (12 мс) 11,1 м/с, среднеедавление 2,08 МПа. Однако при 63 кА происходит закупорка сопла средняя скоростьпадает и составляет 6,4 м/с, за счет энергии дуги среднее давление растет, напервом участке (12мс) составляет 4,2Мпа, на втором (9мс) 1,46 МПа, а скорость2,56 м/с. В численных расчетах были использованы зависимости Rг и Кг от температуры, а также введенкоэффициент сжимаемости. Это позволило повысить точность расчетов т.к. после1400К эти коэффициенты уже не постоянны. На примере рис. 3.6. видно чтотемпература в ДУ достигает 23390К, поэтому было необходимо ввести поправки этихкоэффициентов от температуры. Полные времена хода поршня составили 23мс и 33мссоответственно при токах 12кА и 63кА. Это говорит об осложнении процессагашения при предельных токах.
Такимобразом, предельная отключающая способность данного выключателя после численныхрасчетов на ЭВМ:
/>кВ/мкс
Графикичисленных расчетов, исходные данные и текст программы представлены в Приложении1.
Выводы
Задачейданной главы являлось определение динамических характеристик ДУ проектируемоговыключателя. В рамках этого была произведена разработка пневмомеханическоймодели ДУ, то есть была разработана система нелинейных дифференциальныхуравнений. Решение данной системы предполагает использование численных методов.По данной системе производился расчет обобщенных динамических характеристикпроектируемого элегазового генераторного выключателя. Численный расчет спомощью программы на языке FORTRAN.Отключающая способность при численных расчетах оказалась выше чем впредварительных и составила 0,2 кВ/мкс. Рассчитанные параметры дугогасительногоустройства: диаметр поршня />=0,16 м, время срабатывания />=23-25 мс. Дляулучшения дугогашения использовался эффект генерации газа фторопластом при воздействиина него высокой температуры электрической дуги.
Глава 4. Расчёт и оптимизация приводного устройстваэлегазового генераторного выключателя
Всоответствии с расчетом дугогасительного устройства, приведенного в гл.3 дляобеспечения времени срабатывания, хода контактов при отключении необходиморазработать мощный гидропривод.
Вкачестве базовой конструкции примем конструкцию гидравлического приводногоустройства с торможением «по пути».
Гидравлические привода элегазовых выключателей предназначеныдля быстрого включения и отключения контактов высоковольтных выключателей.
Привода должны обладать относительно высокой мощностью, таккак им необходимо как совершать работу по переводу контактов выключателя из одногоположения в другое, обеспечивая при этом скорость их перемещения при отключении,так и производить при отключении работу по сжатию элегаза в цилиндрахдугогасительных устройств с целью создания потока элегаза, направленного в зонугорения электрической дуги.
Такому требованию в полной мере удовлетворяют гидравлическиеприводные устройства, имеющие малые занимаемые объемы, малую массу, гибкоерегулирование динамических характеристик.
Известны гидромеханические приводы, в которых в качестве носителязапасенной энергии для создания высокого давления рабочей жидкости используютсяследующие аккумуляторы запасенной энергии:
-пневмогидроаккумуляторы высокого давления;
-пневмогидроаккумуляторы низкогодавления;
-аккумулятор энергии, запасаемой впакете сжатых пружин.
 Пневмогидроаккумулятор высокого давления состоит из стального цилиндра, двухкрышек и поршня с уплотнениями. Поршень разделяет цилиндр на две полости — газовую и жидкостную. Газовую полость заполняют сжатым азотом, а жидкостнуюсоединяют с гидравлической системой. Давление сжатого азота соответствуетдавлению рабочей жидкости в гидроцилиндре привода.
Пневмогидроаккумулятор низкого давления представляет собойсильфон, герметично закрытый с торцов крышками, заполненный сжатым газом, давлениекоторого значительно ниже давления рабочей жидкости в гидроцилиндре.
Привод, в котором в качестве системы накопления энергии, илиаккумулятора, используется сжимаемый пакет тарельчатых пружин, действует следующимобразом: накопленная энергия сжатого пакета тарельчатых пружин передается вгидравлическую систему рабочей жидкости в гидроцилиндр привода.
Гидропривод работает на использовании энергии сжатого газа(азота), находящегося в двух энергоблоках.
Рассмотрим схему ГУ, представленную на рис. 4.1. в исходномположении пневмогидроаккумулятор 1 постоянно связан с полостями />, /> гидроцилиндра, идавление />МПа.
При подачи сигнала на электромагнит ЭМ гидроклапана 2аполости /> и/> соединяютсячерез сливную гидроцепь в – с с баком 4, и происходит отвод жидкости из-подпоршня ГУ.
Одновременно жидкость из пневмогидроаккумулятора поступает вобъем А по напорной гидроцепи а – б. Под действием усилия /> поршень движется вниз.Поршень ГУ имеет тормозную втулку, и, по мере перемещения поршня, втулкаперекрывает сечение />, что вызывает увеличение местногогидравлического сопротивления />. Давление в объеме /> растет и в конце путискорость поршня уменьшается до допустимой величины. Возврат поршня впервоначальное положение происходит после срабатывания электромагнита ЭМ исоединения объемов /> и /> с пневмогидроаккумулятором черезклапан 2б. Рост давления в объеме /> вызывает движение поршня 3 вверх.
/>
Рис. 4.1. Схема гидравлического устройства
Обычнообъем пневмогидроаккумулятора достаточно велик, чтобы обеспечить стабильность /> для выполненияопераций. Подзарядку пневмогидроаккумулятора обеспечивает маломощная насоснаястанция.
4.1Анализ начального режима разгона ГУ
БыстродействиеГУ на начальном этапе движения поршня зависит от выбора схемы ГУ, исходныхпараметров и конструктивных размеров ГУ.
Уравнениедвижения выглядит следующим образом:
/> , (4.1)
где/> – рабочиеплощади поршня; /> – сечение пускового клапана;
/> – суммарное противодействующие усилие.
 />,                                                              (4.2)
где/> - площадьпоршня, /> -площадь штока
Установившаясяскорость поршня:
/> , (4.3)
где/> -активное усилие привода, /> - противодействующее усилие,/> — коэффициентсопротивления клапана, /> — плотность жидкости.
Эквивалентнаядлина трубопровода:
/>, (4.4)
где/>– коэффициенттрения, /> -диаметр проходного отверстия клапана
Массажидкости приведенная к рабочей площади поршня:
/>, (4.5)
где/> -проходное сечение отверстия клапана.
Времяразгона поршня
/>, (4.6)
где/> -суммарная масса.
4.2Анализ торможения гидропривода
Ввысокоскоростных ГУ электрических аппаратов используется торможение «по пути»,когда по ходу поршня тормозной хвостовик на поршне ГУ или тормозная втулкауменьшает проходное сечение окна в тормозном устройстве. Местное гидравлическоесопротивление увеличивается, и в результате повышения давления жидкости вобъеме сжатия скорость поршня уменьшается. Изменение щели окна на этапеторможения вызывает увеличение потерь давления.
Среднеедавление на этапе торможения
/> (4.7)
Рекомендуемоезначение не должно превышать />,
где/> - сечениепроходного окна
Путьторможения:
/> (4.8)
Длинахвостовика:
/>, (4.9)
где/> - длинацилиндрической части хвостовика, /> - длина начального участказакругления.
Времяторможения:
/> (4.10)
Геометрическоесечение начальной щели:
/> (4.11)
Геометрическоесечение начальной щели:
/>, (4.12)
где/>=0,5/>
Геометрическоесечение профильной части, для />=0,5
/> (4.13)
4.3Расчет трогания и торможения гидропривода
Определитьвремя разгона поршня ГУ на ход />=200 мм при исходном давлении впневмогидроаккумуляторе />=30 МПа. Масса металлическихподвижных частей ГУ />=100 кг, диаметр поршня />=75 мм, диаметрштока />=35мм, противодействующие усилие /> Н, диаметр проходного отверстияклапана КП />=25мм, коэффициент сопротивления клапана />=5, плотность жидкости />=850 />
Определимплощадь поршня
/> />,
иплощадь штока
/> />.
Знаякоторые определяем рабочую площадь поршня:
/> />.
Проходноесечение отверстия клапана КП
/> />.
Установившаяся скорость поршня
/>/>
Будем считать только потери давления вклапане КП и примем, что течение жидкости через него турбулентное, акоэффициент трения />=0,025. Далее определимэквивалентную длину трубопровода, замещающего это местное гидросопротивление.
/>м.
Массажидкости, приведенная к рабочей площади поршня
/> кг.
Времяразгона поршня на />=15 мм.

/>
Определить путь торможения, времяторможения и основные размеры хвостовика для ГУ при равнозамедленном движении.Установившаяся скорость перед этапом торможения />=8/>, коэффициент сопротивлениящелевого зазора />=3, проходное окно имеет диаметр />=20 мм.
Максимальноедопустимое давление в объеме сжатия
/>МПа
Путьторможения
/>м.
Времяторможения
/>с.
Принимаяцилиндрическую часть хвостовика />3 мм, и начальный участокзакругления />мокончательно получим длину хвостовика
/>мм.
Сечениеи диаметр начальной щели (x=0)
/>/>.
/>м.
Сечениеи диаметр начальной щели(/>=0,5/>)
/>
/>м.
Сечениеи диаметр профильной части
/>
/>м.
Выводы
Гидравлическиеприводные устройства являются наиболее мощными, энергоемкими приводнымиустройствами, от других приводных устройств отличаются малым объемом и массой,гибким регулированием динамических характеристик. Как правило, ГУ применяют внаиболее ответственных силовых выключателях.
Определеныследующие размеры и параметры ГУ:
Рабочуюплощадь поршня />/>, диаметр поршня />=75 мм, диаметрпускового клапана />=25 мм, хвостовик 3,7 мм (начальный диаметр), 15 мм (конечный диаметр), максимальное давление на этапе торможения />=45 МПа.
Времяразгона: />=7,9 мс, время торможения: />= 4,3 мс.

Заключение
В данной работе был рассмотренэлегазовый генераторный выключатель 10 кВ и ток отключения 63 кА.
Дан краткий обзор конструкции,целесообразности производства и особенности эксплуатации этих выключателей.Рассмотрены их достоинства и недостатки. Элегазовые выключатели обладаютзначительными преимуществами, перед воздушными, такими как меньшие габариты иколичество деталей, меньше интенсивность отказов, больше межремонтный срок исрок службы.
Проанализировано взаимодействиевыключателя с сетью. Были рассмотрены параметры перехдного восстанавливающегосянапряжения для 100% к.з. Была проанализирована стойкость при сквозных токахк.з., а также рассмотрено отключение малых индуктивных токов.
В третьей главе рассмотренодугогасительное устройство выключателя, а также принцип работы. На основанииисходных данных произведен предварительный расчет времени срабатываниявыключателя и давление в камере сжатия. Разработана математическая модельдугогасительного устройства. Произведен численный расчет параметров на ЭВМ.Время срабатывания 23-25 мс.
В четвертой главе произведен расчетгидравлического приводного устройства с торможением «по пути». Определеныгеометрические размеры основных элементов, время разгона 7,9 мс и времяторможения 4,3 мс.
Результаты расчета и анализапоказывают, что элегазовые генераторные выключатели имеют большую перспективуиспользования в России. В этом случае примером являются зарубежные фирмы,которые с успехом создают и используют элегазовые генераторные выключатели вовсем мире.

Списоклитературы
1.Электрические аппаратывысокого напряжения. Учебное пособие для вузов. Под редакцией Г.Н.Александрова. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1989.-344с.
2.Проектированиеэлектрических аппаратов. Учебник для вузов. Под редакцией Г.Н. Александрова. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1985.-448с.
3.Теория электрическихаппаратов. Учебник для вузов. Под редакцией проф. Г.Н. Александрова. 2-е изд.,перераб. и доп. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2000. 540с.
4.Коммутационныеаппараты для главных цепей генераторов. Бронштейн А.М. — ВНИИ информации, 1982.
5. Генераторныевыключатели и аппаратные комплексы высокого напряжения. Н.М. Адоньев, В.В.Афанасьев, А.Ш. Локш. – СПб.: Энергоатомиздат: С-Петербургское отд-ние1992.-160с.
6. Электрическиеаппараты высокого напряжения с элегазовой изоляцией. Под редакцией Ю.И.Вишневского. – СПб.: Энергоатомиздат. СПб. отд.-ние 2002.-728с.
7. «Условия отключениягенераторного блока 800 МВт выключателем нагрузки КАГ-24» Журавлев С. В., инж.,КузьмичеваК.И., канд. техн. Наук. ОАО Тюменьэнерго — Научно-исследовательскийинститут электроэнергетики (ВНИИЭ). – Электрические станции. Энергопрогресс. №22004г.
8. ГОСТ 525665-2006Выключатели переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Общие техническиеусловия. – Стандартинформ, 2007.-67с.
9. Каталог фирмыMulti-Contact (№6), 2002.
10. Воздушныевыключатели. В.В. Афанасьев, Ю.И. Вишневский. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр.Отд-ние, 1981.-384с
11. О коммутации токапри размыкании одной из двух параллельных цепей электрических аппаратов.Кандидат техн. наук Н. Н. НИКИФОРОВСКИЙ -Электричество №12, 1959.
12. Электрическиеаппараты управления. Таев И.С. – Высшая школа: Москва 1984г.
13. Генераторныевыключатели в цепи мощных энергоблоков и требования, предъявляемые к ним ЗОРИНЛ.М. (ОАО «Гидропроект»), ПОДЪЯЧЕВ В.Н. (ОАО «ИнститутЭнергосетьпроект»), ШЛЕЙФМАН И.Л. (АББ Электроинжиниринг) — «ЭЛЕКТРОТЕХНИКА» №11/03.

Приложение 1. Текст программы расчета ДУи графики результатов расчета.
INTEGER*2 npoint/10000/,ncurv/5/,k3,i
REAL,ALLOCATABLE:: XARR(:),YARR(:,:)
REAL,ALLOCATABLE:: XARR1(:),YARR1(:,:)
REALdelenx/1.3/,deleny/1.3/,alfa/0/,alfa2/1/,w/314/,fi/0.0/,t,AMax
LOGICAL*1 poligrf/.FALSE./
DIMENSION Y(4),DY(4)
DIMENSION XOD(10),SILA(10)
DIMENSIONXD(10),SSLA(10),TEMP(20),TEMP2(20),CP(20),RO(20),TEMP3(20),zh(20)
COMMONP0,P,S,S1,V,AM,AL,U,SS,ALX,alfa,alfa2,XOD,SILA,XD,SSLA,alx1,ALK,TEMP,CP,TEMP2,RO,CPVUX,ROVUX,TEMP3,zh,h
common /comA/ w,AMax NAMELIST/DATA/S,S1,V,P0,AM,AK2,AL,R,AMax,U,alx1,ALX,ALK,Y,XOD,SILA,XD,SSLA
NAMELIST/DATA2/TEMP,CP,TEMP2,RO,TEMP3,zh
OPEN(1,FILE='aa52.inp')
READ(1,NML=DATA)
READ(1,NML=DATA2)
WRITE(*,NML=DATA)
WRITE(*,NML=DATA2)
ALLOCATE ( XARR(npoint),YARR(NCURV,npoint),STAT=I)
ALLOCATE ( XARR1(npoint),YARR1(NCURV,npoint),STAT=I)
 IF (I.NE.0) STOP'error'
                    K3=0
 OPEN(3,FILE='results.txt')
X=0.
99 CONTINUE
 Ht=0.0001
          K3=K3+1
          CALL RKYT(Y,Ht,X,DY)
 WRITE(*,*) 'X=',X,'Y=',Y
 XARR(K3)=X
 YARR(1,K3)=-Y(1)
 YARR(2,K3)=Y(2)
 YARR(3,K3)=Y(3)
 YARR(4,K3)=Y(4)
 YARR(5,K3)=-SS
 XARR1(K3)=Y(4)
 YARR1(1,K3)=Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX)
 YARR1(2,K3)=CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX))
 YARR1(3,K3)=0
 YARR1(4,K3)=0
 YARR1(5,K3)=0
 WRITE(3,15)X,Y(1),Y(2),Y(3),Y(4),P,SS,CPVUX,ROVUX
15 FORMAT(2X,G12.4,8(2X,G8.3))
IF(Y(1)>=ALK)then
         CALL EGRAFIC(K3,XARR,NCURV,YARR,DELENX,DELENY,poligrf)
         CALL EGRAFIC(K3,XARR1,5,YARR1,DELENX,DELENY,poligrf)
 STOP
endif
                  
         goto 99
 END
 SUBROUTINE FN(Y,X,DY)
 DIMENSION Y(4),DY(4)
 DIMENSION XOD(10),SILA(10)
 DIMENSIONXD(10),SSLA(10),TEMP(20),TEMP2(20),CP(20),RO(20),TEMP3(20),zh(20)
 COMMONP0,P,S,S1,V,AM,AL,U,SS,ALX,alfa,alfa2,XOD,SILA,XD,SSLA,alx1,ALK,TEMP,CP,TEMP2,RO,CPVUX,ROVUX,TEMP3,zh,h
 Z=0.
                   CALL LINAP(10,Y(1),XOD,SILA,P)
                   CALL LINAP(10,Y(1),XD,SSLA,SS)
                   CALL LINAP(20,Y(4),TEMP,CP,CPVUX)
                   CALL LINAP(20,Y(4),TEMP2,RO,ROVUX)
                   CALL LINAP(20,Y(4),TEMP3,zh,h)
 IF(P0/Y(3)>=0.59)then
 Z=SQRT(abs(2.*(CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX)))/(((CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX)))-1)*(Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX))*Y(4))*((P0/Y(3))**(2./(CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX))))-(P0/Y(3))**(((CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX)))+1)/(CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX)))))))
 
 RAS=SS*Y(3)*Z
 else
 Z=SQRT(abs(2.*(CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX)))/(((CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX)))+1)*(Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX))*Y(4))*(2./((CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX)))+1))**(2./((CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX)))-1))))
 RAS=SS*Y(3)*Z
 endif
                  
                   IF(Y(1)
                   B1=0.
                   else
                   B1=1.
                   endif
        
 DY(1)=Y(2)
 DY(2)=(P-S*(Y(3)-P0))/AM
 DY(3)=((CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX)))/(S*(AL-Y(1))))*((1-1/(CPVUX/(CPVUX-Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX))))*AD(Y(1))*(B1*B2*(5000.*(Y(1)-ALX)/1.0))*abs(AI(X))+Y(3)*S*DY(1)-(Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX))*RAS*B1*Y(4))
                   DY(4)=(-DY(1)*Y(4)/(AL-Y(1))+DY(3)*Y(4)/Y(3)+(Y(3)/(Y(4)*h*ROVUX))*Y(4)*Y(4)*B1*RAS/(Y(3)*S*(AL-Y(1))))
          RETURN
 END
 SUBROUTINE RKYT(Y,H,X,DY)
 DIMENSION Y(4),DY(4),AA(4),S(4),D(4)
 AA(1)=Y(1)
 AA(2)=Y(2)
 AA(3)=Y(3)
 AA(4)=Y(4)
 
 CALL FN(Y,X,DY)
 DO 3 I=1,4
 S(I)=H*DY(I)
 D(I)=S(I)
3 Y(I)=AA(I)+S(I)/2.
 X=X+H/2.
 CALL FN(Y,X,DY)
 DO 4 I=1,4
 S(I)=H*DY(I)
 D(I)=D(I)+2.*S(I)
4 Y(I)=AA(I)+S(I)/2.
 CALL FN(Y,X,DY)
 DO 5 I=1,4
 S(I)=H*DY(I)
 D(I)=D(I)+2.*S(I)
5 Y(I)=AA(I)+S(I)
 X=X+H/2.
 CALL FN(Y,X,DY)
 DO 6 I=1,4
 Y(I)=AA(I)+(D(I)+H*DY(I))/6.
6 AA(I)=Y(I)
 RETURN
 END
 SUBROUTINE LINAP(N,U,X,Y,ZN)
 DIMENSION X(N),Y(N)
 I=N-1
 IF(U.GE.X(N)) GO TO 20
 I=1
 IF(U.LE.X(1)) GO TO 20
 J=N+1
10 K=(I+J)/2
 IF(U.LT.X(K)) J=K
 IF(U.GE.X(K)) I=K
 IF(J.GT.I+1) GO TO 10
20 CONTINUE
 UU=ABS(U)
          ZNAKU=SIGN(1.0,U)
 DX=UU-X(I)
 ZN=Y(I)+DX*(Y(I+1)-Y(I))/(X(I+1)-X(I))
 ZN=SIGN(ZN,ZNAKU)
 RETURN
 END
         REAL FUNCTION AI(t)
 REAL w,t,AMax
          common /comA/ w,AMax
          COMMON P0,P,S,S1
         AI=AMax*sin(w*t+S1)
 END
         REAL FUNCTION AD(t)
 COMMON P0,P,S,S1,V,AM,AL,U,SS,ALX
 REAL t
                                      if(t>ALX)then
                                      AD=0.4*SQRT(SQRT((t-ALX)/ALX))
                                      else
                                      AD=0.0
                                      endif
         END
Исходные данные:&data
 S=0.043
 S1=0.5
 P0=7.E05
 AM=100.
 AL=0.21
 AMax=12000.
 ALX=.100
 ALK=0.199
 Y=0.0,0.0,7.E05,293.0
 XOD=.00,.02,.04,.06,.08,.10,.12,.14,.16,.20
 SILA=90000.,90000.,90000.,90000.,90000.,90000.,90000.,70000.,30000.,10000.
 XD=.00,.02,.04,.06,.08,.10,.11,.14,.16,.20
 SSLA=.0000,.0000,.0000,0.00E-00,0.00E-00,2.12E-03,2.12E-03,4.4E-03,4.4E-03,4.4E-03
/
 &data2
TEMP=300.,500.,1000.,1700.,2300.,3000.,4000.,6000.,8000.,10000.,12000.,14000.,16000.,18000.,20000.,22000.,26000.,30000.,35000.,40000.
CP=138.1,175.5,245.6,335.6,662.0,978.0,1418.0,1965.0,2227.0,2387.0,2575.,2797.,3006.,3304.,3714.,4180.,5030.,5650.,6110.,6910.
TEMP2=300.,500.,1000.,1700.,2300.,3000.,4000.,6000.,8000.,10000.,12000.,14000.,16000.,18000.,20000.,22000.,26000.,30000.,35000.,40000.
RO=93.76,56.16,28.48,15.26,4.21,1.972,1.068,0.679,0.508,0.401,0.325,0.267,0.220,0.179,0.142,0.113,0.082,0.066,0.053,0.04
TEMP3=300.,500.,1000.,1700.,2300.,3000.,4000.,6000.,8000.,10000.,12000.,14000.,16000.,18000.,20000.,22000.,26000.,30000.,35000.,40000.
zh=1.,1.,1.,1.098,2.94,4.814,6.665,6.989,7.015,7.096,7.306,7.634,8.086,8.866,10.065,11.42,13.31,14.26,15.3,17.4
/
/>
Рис. П1.1. Результаты численногорасчета пневмомеханических характеристик (12kA): 1 — ход контактов, 2 — изменение скорости, 3 — изменениедавления, 4 – температура, 5 – активное сечение сопел

/>
Рис.П1.2. Распределениягазодинамических функций (12kA): 1– Rг(Т), 2 – Кг(Т)
/>
Рис.П1.3. Результаты численногорасчета пневмомеханических характеристик (63kA): 1 — ход контактов, 2 — изменение скорости, 3 — изменениедавления, 4 – температура, 5 – активное сечение сопел
/>
Рис.1.4. Распределениягазодинамических функций (100kA): 1– Rг(Т), 2 – Кг(Т)

Приложение2. Свойства элегаза
Наиболеераспространёнными изоляционными, дугогасительными и охлаждающими средами,которые применяются в электротехническом оборудовании, является минеральноемасло и воздух. Газы по сравнению с маслом и твёрдыми изоляционными материаламиимеют определённые преимущества, главные из которых — ничтожнейшая проводимостьи практическое отсутствие диэлектрических потерь, независимость в однородномполе электрической прочности от частоты, неповреждённость газовой изоляциизаметным остаточным изменениям и малая загрязнённость под действием дуги икороны.
Электрическаяпрочность газовой изоляции в однородных или слабо неоднородных поляхувеличивается с ростом давления и при определённых условиях может превыситьэлектрическую прочность трансформаторного масла, фарфора и высокого вакуума.
Дляупрощения конструкций оборудования с газовой изоляцией желательно, чтобы необходимаяэлектрическая прочность была обеспечена при сравнительно небольшом избыточномдавлении. Однако при применении газа в электротехническом оборудовании, помимоизоляционных, необходимо учитывать и другие свойства газов, а именно: сам газ ипродукты его разложения не должны быть токсичными; газ должен быть химическинейтрален по отношению к применённым в устройстве материалам; газ должен иметьнизкую температуру сжижения, чтобы его можно было использовать при повышенныхдавлениях и требуемых по условиям эксплуатации температурах; газ долженобладать хорошей теплоотводящей способностью; диссоциация газа должна бытьнезначительной; газ должен быть пожаро- и взрывобезопасным; газ должен бытьлегкодоступным и недорогим.
Прииспользовании газа в коммутационных аппаратах необходимо, кроме того, чтобы газобладал хорошей дугогасительной способностью. С точки зрения доступности воздухимеет неоспоримое преимущество по сравнению со всеми другими газами, однако посовокупности требований он не всегда приемлем. Некоторые газы и пары обладаютзначительно более высокой электрической прочностью, чем воздух. Однако лишьнекоторые из них удовлетворяют требованиям, предъявляемым к электрическойизоляции. Так, многие вещества в обычных условиях находятся в жидком состоянии,как, например, />, имеющее в газообразном состоянииэлектрическую прочность, в 6,3 раза большую, чем воздух. Многим веществам,кроме того, свойственно более или менее интенсивное разложение в условияхэлектрического разряда. Наконец, некоторые вещества при разложении выделяютсвободный углерод, который, оседая на поверхности твёрдых изоляционныхэлементов конструкции, делает их проводящими.
Единственнымгазом, наиболее полно удовлетворяющим поставленным требованиям, являетсяэлегаз. Чистый газообразный элегаз совершенно безвреден, химически не активен, поэтому в обычных эксплуатационных условиях он недействует ни на какие материалы, применяемые в аппаратостроении, обладаетповышенной теплоотводящей способностью и является очень хорошей дугогасительнойсредой, позволяющей производить отключение очень больших токов при большихскоростях восстановления напряжения.
Низкиетемпературы сжижения и сублимации дают возможность при обычных условияхэксплуатировать элегазовые аппараты без специального подогрева. Элегаз не горити не поддерживает горения, следовательно, элегазовые аппараты являются взрыво-и пожаробезопасными.
Элегаз— нетоксичное, стойкое, химически инертное, негорючее соединение, не имеющеецвета, запаха и вкуса. При нормальных условиях (20 °С и 1 бар) — это тяжелыйгаз.
Однакос понижением температуры и повышением давления он сжижается. Границей междугазообразной и жидкой фазами является кривая конденсации, на которой происходитрезкий скачок плотности элегаза (рис. П2.1.). При температуре t=45,56 °C идавлении р=37,7 бар (критическая
/>
Рис. П2.1. — Фазоваядиаграмма состояния элегаза (давление абсолютное).
Кривыеравновесия фаз:
ОК- жидкость — пар (газ), линия парообразования (конденсации); ОА -твердое тело —пар, линия сублимации; ОВ — твердое тело — жидкость, линия плавления.
Характерныеточки диаграммы:
К- критическая точка: />= 45,56 °С; p = 37,7 бар (3,77 МПа); плотность p = 722,5 кг/м3.
O — тройная точка: /> = — 50,8 °С, p = 2,25 бар (0,225 МПа).
точка)граница между газом и жидкостью стирается и элегаз находится в парообразномсостоянии. При снижении температуры до минус 50,8 °С и давлении 2,25 бар элегазможет находиться в трех агрегатных состояниях — газ, жидкость, лед. Эта точканазывается тройной. При температуре ниже минус 50,8 °С элегаз из газообразного состоянияпереходит в твердое, минуя жидкую фазу, и наоборот (кривая АО). При нормальномдавлении возгонка элегаза из твердого в газообразное состояние происходит притемпературе минус 62,8 °С. Пунктиром ОВ обозначена предполагаемая граница междутвердой и жидкой фазами.
Диаграммасостояния элегаза исследовалась многими авторами и фирмами в основномэкспериментальными методами. Расхождения между данными различных источниковдостаточно велики и увеличиваются при низких температурах, особенно вблизикривой конденсации, что связано с точностью проведения эксперимента и степеньюочистки элегаза от примесей.
Элегаз- это очень стойкий и инертный газ, который при нормальных условиях не вступаетв реакцию ни с одним веществом, с которым контактирует, не растворяется в воде.Это тяжелый газ, его молекулярный вес — 146,0 г/моль (21,95 % серы и 78,05 %фтора).
Структурамолекулы восьмигранная с шестью атомами фтора в вершинах, связи в молекуле — ковалентные, диаметр молекулы — 4,77/>, температура начала интенсивногоразложения — 500°С, потенциал ионизации I — 19,3 эв, энергия сродства молекулык электрону (-1,49±0,22) эв.
Электроотрицательностьмолекул равна сумме потенциала ионизации и сродства к электрону.
Сродствок электрону у молекулы SF6 имеет положительный знак, благодаря чемусвободный электрон, попавший в поле молекулы элегаза, захватывается ею иобразуется устойчивый отрицательный ион.
Благодаряположительному сродству молекулы SF6 к электрону и устойчивостиполучившегося отрицательного иона объясняется высокая электрическая прочностьэлегаза по сравнению с другими газами, например азотом или воздухом. На рисункеП2.2 приведены зависимости пробивного напряжения для трансформаторного масла,элегаза и воздуха.
/>
Рис.П2.2. – Пробивное напряжение трансформаторного масла, воздуха и /> в зависимости от давления
Каквидно, электрическая прочность элегаза при давлении 3 бара (кг/см ) примерно в2,5 раза выше, чем для воздуха, и равняется электрической прочноститрансформаторного масла. Поэтому габариты элегазового оборудования более чем напорядок ниже габаритов воздушного оборудования такого же класса напряжения. Этопозволяет создать закрытые подстанции, снабженные комплектнымираспределительными устройствами с элегазовой изоляцией (КРУЭ), которые занимаютна порядок меньшую площадь, чем открытые подстанции с воздушными выключателями.Также подстанции являются незаменимы для больших густонаселенных городов иоборонных объектов.
Подвоздействием электрических разрядов происходит разложение элегаза собразованием свободного фтора, газообразных и твёрдых фторидов, многие изкоторых весьма токсичны.
Однимиз необходимых условий возможности использования того или иного соединения вэлектрических аппаратах является его химическая инертность. Оно не должновступать в реакцию ни с каким материалом, применяемым вэлектроаппаратостроении. Чистый элегаз при обычных условиях удовлетворяет этомутребованию, несмотря на то, что в состав его молекулы входит фтор, являющийсяодним из наиболее активных химических элементов. По химической инертностичистый элегаз при нормальных условиях сравним с азотом или даже инертнымигазами. Строение молекулы и её энергетическое состояние определяют высокуюстабильность элегаза.
Хотятеплопроводность и теплоемкость элегаза ниже, чем у воздуха, однако общиетеплопередающие свойства в несколько раз выше благодаря более высокойплотности.
Объемныйкритический расход для элегаза в 2,3 раза меньше, чем для воздуха, благодаряэтому в значительной степени стало возможным создание мощных автопневматическихэлегазовых выключателей.
Такимобразом, высокая электрическая прочность, имеющая значительно меньший разброспробивного напряжения (/>вместо 12), повышеннаятеплоотводящая способность, химическая инертность, электроотрицательность,высокий массовый расход и относительно низкий объемный расход — это тепреимущества по сравнению с воздухом, которые позволяют создатьавтокомпрессионные дугогасительные устройства большей мощности при значительноменьших размерах дугогасительной камеры, чем у воздушных выключателей.
Всоответствии с международными нормами состав элегаза для использования ввысоковольтном оборудовании должен быть не хуже приводимых ниже норм, а именно:
SF6                                                  >99,9% по массе;
O2; N2; воздух                        >500 ррм по массе;
СF4                                                  >500ррм по массе;
вода                                                 >15ррм по массе
минеральныемасла                        >10 ррм по массе
кислотностьв пересчёте на HF      >0,3ррм по массе;
гидролизуемыефториды
впересчёте на HF                           >0,3ррм по массе;
Техническиеусловия на отечественный элегаз повышенной чистоты ТУ-6-02-1249-83 практическисоответствуют указанным нормам. Изготовленный по этим ТУ элегаз называетсятоварным и может быть использован как показали разработки НИИВА в любомэлегазовом высоковольтном оборудовании вплоть до 1150 кВ на переменном токе идо 1500 кВ на постоянном токе. Его производителями являются Пермский химическийкомбинат и Кирово-Чепецкий химкомбинат (Россия).
Стоимость элегаза сравнительно не высока. В производстве элегазана заводе “Галоген” (завод Пермь) стоимость его составляет 122 руб./кг.