Режим

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 <1,0 pU 3

___

Выключатель отключает небольшой ток (несколько процентов от номинального тока генератора). ПВН <1,0 pU 3

1.4. Снятие возбуждения с повышающего трансформатора на стороне высокого напряжения.

___

Выключатель отключает ток намагничивания, небольшое перенапряжение переключения < 2,5pU.

___

Аварийный режим

2.1. Снятие возбуждения с повышающего трансформатора на стороне высокого напряжения

Выключатель отключает ток намагничивания, очень небольшое перенапряжение переключения < 2,0pU3

Выключатель отключает ток намагничивания, небольшое перенапряжение переключения < 2,5pU

___

2.2. Сброс нагрузки.

Временное перенапряжение (1,4 pU). Выключатель отключает ток нагрузки, ПВН<1,9 pU3

___

Временное перенапряжение (1,4 pU). Выключатель отключает ток нагрузки ПВН <1,7 pU

Аварийные отключения

3.1. К.з. между генераторным выключателем и генератором.

Выключатель отключает ток к.з. от системы ПВН <2,7pU. Для снятия возбуждения с генератора необходимо отключить ток к.з. генератора.

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

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

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

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

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

,

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

- скорость ПВН.

2.2 Расчет переходного восстанавливающего напряжения

По данным табл. 2.1

=22 кВ, =5,5 мкс, =1 мкс и =4 кВ/мкс

Находим:

кВ

мкс

мкс

По полученным данным строим характеристику ПВН (рис. 2.2)

Рис. 2.2. Характеристика переходного восстанавливающего напряжения

1 – условная граничная линия ПВН; 2 – линия запаздывания ПВН; 3 - кривая реального ПВН

2.3 Анализ влияния малых индуктивных токов

При отключении малых токов, дуга, как правило, подвергающаяся интенсивному воздействию дугогасящего вещества, может погаснуть ранее момента перехода отключаемого тока через нулевое значение. Это явление, называемое обычно срезом тока, возникает чаще всего при отключении токов намагничивания холостых трансформаторов или реакторов, составляющих единицы-десятки ампер.

Физическая картина рассматриваемого явления может быть проанализирована в расчетной схеме рис.2.1,а.

В этой схеме , - индуктивность и емкость источника ЭДС; - индуктивность соединительных шин; , и - параметры схемы замещения отключаемого электрооборудования (трансформатора или реактора).

Рис. 2.3. Стилизованные осциллограммы тока и напряжения (б) в схеме замещения (а)

Срез тока, как правило, происходящий на ниспадающей части отключаемого синусоидального тока (рис.2.3,б), обусловлен возбуждением высокочастотных колебаний в контуре - - при интенсивной деионизации канала дуги и резком изменении падения напряжения на нем. При этом суммарный ток (высокочастотная составляющая, наложенная на составляющую промышленной частоты) проходит через нулевое значение и дуга гаснет. После обрыва тока в выключателе возникает колебательный процесс в контуре - , обусловленный энергией, в основном запасенной в магнитной цепи трансформатора или реактора - ( - ток в индуктивном элементе в момент обрыва тока в выключателе). В колебательном процессе обмена эта энергия оказывается запасенной в электростатическом поле емкости , что может привести к существенному повышению напряжения на ней. Максимальное напряжение на отключаемом оборудовании может быть определено, исходя из выражения для энергетического баланса (при пренебрежении потерями энергии во время переходного процесса, моделируемыми в виде потерь на сопротивлении ( рис. 2.3,а):

, (2.5)

где - напряжение на емкости в момент обрыва тока в выключателе.

Из выражения (2.5) следует

(2.6)

где - характеристическое сопротивление схемы замещения отключаемого элемента.

Стилизованные осциллограммы отключаемого тока и напряжений показаны на рис. 2.3,б.

Со стороны источника также возникает высокочастотный процессобмена энергии определяемый относительно небольшой энергией, запасенной в индуктивности источника, и, следовательно, характеризующийся малой амплитудой колебаний. Частота высокочастотных колебаний в схеме замещения отключаемого оборудования определяется как . Напряжение, восстанавливающееся на контактах выключателя, показано на рис. 2.3,б штриховкой. Первый пик этого напряжения называется пиком гашения, второй - восстановления напряжения, зависящим в основном от величины тока среза и параметров отключаемой цепи.

Повышение коммутационного ресурса комбинированных генераторных выключателей может быть достигнуто путем применения вакуумных дугогасительных камер, характеризующихся нестабильностью горения дуги при малых отключаемых токах. Ток среза в этих камерах колеблется в диапазоне 5…30 А. Согласно экспериментальным данным ток среза зависит не только от типа дугогасительного устройства, но и от величины емкости, шунтирующей выключатель :

(2.6)

( - в фарадах, - в амперах),

где - экспериментальный коэффициент; =0,5 – для воздушных, маломасляных и элегазовых выключателей, =0,03 – для вакуумных выключателей.

Явление среза тока является актуальным не только для элегазовых выключателей. Одним из способов решения это проблемы является установка ограничителей перенапряжения, по обе стороны от выключателя.

2.4 Анализ влияния сквозных токов короткого замыкания

Стойкость аппарата при сквозных токах к.з. определяет его способность противостоять механическим и тепловым воздействиям, возникающим при прохождении этих токов через включенный аппарат. Стойкость аппарата характеризуется наибольшим пиком (электродинамическая стоимость) , равные , начальным действующим значением периодической составляющей равным , среднеквадратическим значением тока за время его протекания (термическая стойкость) , которое обычно не менее , и временем протекания тока к.з. (временем к.з.).

Учитывая сказанное, параметр выключателя может приниматься по току КЗ от генератора при условии обеспечения выключателем электродинамической и термической стойкости к сквозному току КЗ - току КЗ от системы.

В качестве примера в табл.2.2 приведены параметры выпускаемых в настоящее время в РФ и фирмами "ABB High voltage Technologies" и "GEC ALSTHOM" выключателей, которые выбраны отдельно с привязкой к токам КЗ от системы и к току КЗ от генератора, последние отмечены знаком *.

Таблица 2.2

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 электродинамической стойкости выключателей, обеспечивающих отключение только тока КЗ от генератора, должны превышать стандартное значение 2,5 в 1,05-3 раза для обеспечения электродинамической стойкости выключателей к токам КЗ от системы. Термическая стойкость должна быть увеличена в раза или должно быть уменьшено время протекания тока КЗ от системы по отношению к нормативу (3 с) в раза. Последнее целесообразно использовать, если время протекание тока КЗ сокращается не более чем до 1,5 с, что при современных средствах защиты вполне приемлемо. В остальных случаях следует учитывать совместно уменьшение времени воздействия тока КЗ и конструктивное увеличение термической стойкости выключателя.

Исполнение выключателей с повышенной электродинамической и термической стойкостью предусматривается пп. 3.5.1, 3.5.2 ГОСТ 687 "Выключатели переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Общие технические условия".

Анализ конструкций современных выключателей показывает, что эти требования выполнимы, у ряда выключателей =3, а установленный на Усть-Илимской ГЭС выключатель нагрузки имеет =13.

Повышение требований к электродинамической и термической стойкости для существующего ряда генераторных выключателей и доработка выпускаемых выключателей до уровня, отвечающего этим требованиям, позволит применять один и тот же аппарат в электрических схемах с разными значениями токов КЗ.

Выводы

В данной главе рассмотрено взаимодействие выключателя с сетью. По данным ГОСТ Р 52565-2006 была рассчитана и построена характеристика переходного восстанавливающегося напряжения для 100% к.з. Рассмотрено отключение малых индуктивных токов, при этом возможен срез тока, который приводит к перенапряжениям. Была проанализирована стойкость при сквозных токах к.з. Причем, если выключатель обеспечивает отключение только токов к.з от генератора(порядка 100кА), то коэффициент электродинамической стойкости должен превышать стандартное значение 2,5 в 1,05-3 раза для обеспечения электродинамической стойкости выключателей к токам к.з. от системы.

Глава 3. Расчёт и оптимизация дугогасительного устройства элегазового генераторного выключателя

При электродуговом размыкании в дугогасителе происходит сложный комплекс взаимосвязанных физических процессов:

- изменение межконтактного промежутка (или длины дуги) при горении и погасании дуги;

- горение электрической дуги в течение полупериода тока при взаимодействии на неё окружающей среды;

- изменение физико-химического состава и состояния дугогасящей среды в области размыкания;

- образование потоков газообразных или жидких дугогасящих сред (газ, газопаровая смесь, масло) в рабочих объёмах и каналах дугогасителя на отдельных стадиях электродугового размыкания;

- изменение давления, температуры дугогасящей среды;

- изменение характеристик магнитного потока внешнего магнитного поля, воздействующего на дугу;

- распад остаточного ствола и нарастание электрической прочности межконтактного промежутка при одновременном воздействии на него восстанавливающегося напряжения.

Ход и взаимное сочетание этих процессов характеризуют основные функциональные свойства дугогасителя, в частности его дугогасящую способность. С другой стороны, физические свойства дугогасителя зависят от принципа его действия, выбранных конструктивных форм, геометрических параметров главных элементов и от исходных и расчётных характеристик.

В задачу расчёта дугогасительного устройства входит определение по заданным исходным данным оптимальных параметров и рабочих характеристик дугогасителя, основанного на том или ином принципе гашения дуги. Полученные расчётные данные могут служить основой для детальной разработки конструкции дугогасителя. Кроме того, полученные данные необходимы как исходные данные для расчёта и конструирования других узлов выключателя.

3.1 Конструкция и принцип работы дугогасительного устройства

Рассмотрим дугогасительное устройство генераторного газонаполненного выключателя.

На рис. 3.1. изображено дугогасительное устройство высоковольтного газонаполненного автокомпрессионного выключателя. Дугогасительное устройство 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, внутренняя поверхность которой образует с внешней цилиндрической поверхностью подвижного дугогасительного контакта 3 камеру автодутья, при этом втулка 7 ограничивает внутренней оконечностью с диаметром d полость автогенерации в пространстве вверх по потоку, а внешней поверхностью камеру автогенерации, образованную в теле изоляционного сопла, и соединенную с надпоршневым объемом камеры сжатия каналом 8, образованным внутренней цилиндрической поверхностью изоляционного сопла и внешней цилиндрической поверхностью Г-образной цилиндрической изоляционной втулки. Камера сжатия находится между подвижной системой выключателя, включающей в себя изоляционное сопло 6, главный подвижной контакт 2, жестко связанный с подвижным дугогасительным контактом 3 и штоком привода, и неподвижным поршнем 4.

Рис. 3.1. Дугогасительное устройство элегазового генераторного выключателя

Дугогасительное устройство генераторного газонаполненного выключателя работает следующим образом:

Отключение:

При подаче команды на отключение перемещается подвижная система выключателя с главным подвижным контактом 2, подвижным дугогасительным контактом 3 и изоляционным соплом 6 справа на лево. Сначала размыкаются главные контакты 1,2, затем ток перебрасывается в зону контактирования дугогасительных контактов неподвижного 5 и подвижного 3. По мере движения подвижной системы выключателя относительно неподвижного поршня 4 происходит сжатие элегаза в камере сжатия. После размыкания дугогасительных контактов 3 и 5 электрическая дуга горит в полости автогенерации между дугогасительными контактами 3 и 5 во внутренней поверхности изоляционного сопла 6. В полости автогенерации за счет энергии излучения, воздействующей на внутреннюю поверхность изоляционного сопла 6 и внутреннюю поверхность как оконечности Г - образной цилиндрической изоляционной втулки 7, так и внутреннюю изоляционную поверхность камеры автодутья, а также на внутреннюю поверхность камеры автогенерации, возникает значительный эффект автогенерации, связанный с абляцией изоляционных стенок и возникновением массового расхода паровой фазы, что приводит к повышению давления в межконтактном промежутке и расходному эффекту ограничивающего доступ дугогасящей среды в межконтактный промежуток в максимуме отключаемого тока. В момент перехода тока через нуль обеспечивается восстановление потока газа из камеры сжатия через канал 8, и далее через сопло подвижного дугогасительного контакта 3 и изоляционное сопло 6 в общий объем выключателя с повышенным массовым расходом дугогасящей среды, что повышает эффективность дугогашения.

Включение:

При включении выключателя вначале имеется контактирование подвижного дугогасительного контакта 3 с дугогасительным контактом 5, а затем главных контактов 1,2.

Характерной особенностью автокомпрессионных элегазовых выключателей является взаимная связь механических и термогазодинамических дуговых процессов при выполнении операции отключения. Для повышения отключающей способности и уменьшения времени срабатывания при отключении, а также уменьшения габаритов дугогасительного устройства необходимо определить влияние параметров выключателя на его динамические характеристики.

При проектировании автокомпрессионного элегазового генераторного выключателя задачу оптимизации можно представить как поиск параметров элегазового выключателя, обеспечивающих малое время отключения при заданном токе отключения, скорости восстановления напряжения на контактах.

3.2 Математическая модель и расчет параметров выключателя

Для оценки эффективности сформулируем критерий оптимизации:

– исходное давление;

– температура элегаза;

– эффективная площадь поршня;

– площадь сечения горловины сопла;

– площадь сопла подвижного контакта;

– масса подвижной системы;

– активное усилие привода;

– длина камеры сжатия;

– ход в контактах;

Рис. 3.2. Схема математической модели

Баланс энергий в системе (см. рис. 3.2) выглядит следующим образом:

(3.1)

где: (5.2) -энергия дуги; -внутренняя энергия газа; - эмпрический коэффициент.

Внутреннюю энергию газа можно расписать через температуру и теплоемкость газа при постоянном объеме

;

;

Также используются уравнения состояния рабочей среды, расхода газа через сопло, а также 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 через суммарную эффективную площадь сечения сопла, кГ/с; - коэффициент адиабаты.

Подставим в (3.6.) уравнение (3.2.), а также после преобразований получим:

(3.8)

С учетом соотношений

(3.9)

(3.10)

Получим

(3.11)

В уравнении (3.7) раскроем дифференциал , и после преобразований получим:

(3.12)

Используя соотношение (3.13) получим

(3.14)

C учетом где – напряженность поля в элегазе, – ход замкнутых контактов

Окончательно система 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 безразмерному виду путем выражения через базисные величины.

, ,

, , , где ,

, , ,

На первом этапе проектирования расчёт дугогасительного устройства будем рассматривать относительно следующих обобщенных параметров [2]:

; .

Рассчитаем характеристики элегазового выключателя при следующих исходных данных:

0,7МПа;

= 100 кг;

=7 м/с;

= 0,2 м;

= 0,6 м;

= 293 ˚К;

= 63 кА.

Максимальный отключаемый ток – амплитуда номинального тока отключения, равный:

кА.

Для элегазового выключателя относительные оптимальные расстояния между расстоянием вверх по потоку z₀ (расстояние между горловинами металлического и изоляционного сопла) и диаметром сопла d определяются соотношением:

Исходя из того, что обычно z₀ лежит в пределах 1,5-2,0 см принимаем

м.

Тогда диаметр дуги вычисляется по формуле:

,

где – эмпирический коэффициент (для элегазовых ДУ при температуре дуги =20000 К, =0,4 – 0,8 Мпа расчетное значение =0,0057).

м

В связи с экономической выгодой необходимо обеспечить повышение давления в камере при неизменных параметрах выключателя. Этого можно достичь уменьшением размера сопла, т.е. за счет эффекта автогенерации. Таким образом, диаметр металлического сопла выбирается равным 1,1:

мм.

Тогда диаметр изоляционного сопла:

мм.

Сечение сопел:

.

.

Суммарное сечение сопел (эффективное):

.

Находим обобщённые параметры для номинального режима.

Выбираем =1,8. Так как , то из формулы находим объём камеры сжатия:

.

Зная объем, можем найти площадь поршня

,

и диаметр поршня

м.

Тогда

По зависимостям и [2] находим

=0,82 =1,2

Зная обобщенные параметры можно вычислить среднее давление в камере сжатия, время срабатывания и время движения подвижной системы на контрольном участке хода:

; ; .

Вычисляем среднее значение давления в камере сжатия

МПа,

и время движения подвижной системы на контрольном участке хода

с; с.

Площадь сечения сопла при частичной блокировке электрической дугой

.

В этом случае обобщенный параметр

По зависимостям и [2] находим

=0,88 =2,5

Таким образом, получаем:

МПа,

с; с.

Для приближенных расчетов предельной отключающей способности ДУ при dU/dt>1,5 кВ/мкс можно использовать формулу [6]:

,

где , – эмпирические коэффициенты; =25-40, =0,8-1,8;

для 0,5

для 0,90,5

где – изменение давления в камере ДУ.

Так как = 0,59, то 0,172 МПа

Таким образом, предельная отключающая способность данного выключателя:

кВ/мкс

Для определения предельной отключающей способности следует провести корректировку давления в камере по результатам эксперимента.

Для уточнения параметров конструкции были произведены численные расчеты, результаты которых представлены на рис. 3.5., рис. 3.6.

Рис. 3.5. Результаты численного расчета пневмомеханических характеристик: 1 - ход контактов, 2 - изменение скорости, 3 - изменение давления, 4 – температура, 5 – активное сечение сопел

Рис. 3.6. Результаты численного расчета пневмомеханических характеристик (закупорка сопла 63кА): 1 - ход контактов, 2 - изменение скорости, 3 - изменение давления, 4 – температура, 5 – активное сечение сопел

Анализ диаграмм выявил большое влияние энергии дуги на процесс отключения. При отключении номинального тока (12кА) средняя скорость на контрольном участке (12 мс) 11,1 м/с, среднее давление 2,08 МПа. Однако при 63 кА происходит закупорка сопла средняя скорость падает и составляет 6,4 м/с, за счет энергии дуги среднее давление растет, на первом участке (12мс) составляет 4,2Мпа, на втором (9мс) 1,46 МПа, а скорость 2,56 м/с. В численных расчетах были использованы зависимости Rг и Кг от температуры, а также введен коэффициент сжимаемости. Это позволило повысить точность расчетов т.к. после 1400К эти коэффициенты уже не постоянны. На примере рис. 3.6. видно что температура в ДУ достигает 23390К, поэтому было необходимо ввести поправки этих коэффициентов от температуры. Полные времена хода поршня составили 23мс и 33мс соответственно при токах 12кА и 63кА. Это говорит об осложнении процесса гашения при предельных токах.

Таким образом, предельная отключающая способность данного выключателя после численных расчетов на ЭВМ:

кВ/мкс

Графики численных расчетов, исходные данные и текст программы представлены в Приложении 1.

Выводы

Задачей данной главы являлось определение динамических характеристик ДУ проектируемого выключателя. В рамках этого была произведена разработка пневмомеханической модели ДУ, то есть была разработана система нелинейных дифференциальных уравнений. Решение данной системы предполагает использование численных методов. По данной системе производился расчет обобщенных динамических характеристик проектируемого элегазового генераторного выключателя. Численный расчет с помощью программы на языке FORTRAN. Отключающая способность при численных расчетах оказалась выше чем в предварительных и составила 0,2 кВ/мкс. Рассчитанные параметры дугогасительного устройства: диаметр поршня =0,16 м, время срабатывания =23-25 мс. Для улучшения дугогашения использовался эффект генерации газа фторопластом при воздействии на него высокой температуры электрической дуги.

Глава 4. Расчёт и оптимизация приводного устройства элегазового генераторного выключателя

В соответствии с расчетом дугогасительного устройства, приведенного в гл.3 для обеспечения времени срабатывания, хода контактов при отключении необходимо разработать мощный гидропривод.

В качестве базовой конструкции примем конструкцию гидравлического приводного устройства с торможением «по пути».

Гидравлические привода элегазовых выключателей предназначены для быстрого включения и отключения контактов высоковольтных выключателей.

Привода должны обладать относительно высокой мощностью, так как им необходимо как совершать работу по переводу контактов выключателя из одного положения в другое,обеспечивая при этом скорость их перемещения при отключении, так и производить при отключении работу по сжатию элегаза в цилиндрах дугогасительных устройств с целью создания потока элегаза, направленного в зону горения электрической дуги.

Такому требованию в полной мере удовлетворяют гидравлические приводные устройства, имеющие малые занимаемые объемы, малую массу, гибкое регулирование динамических характеристик.

Известны гидромеханические приводы, в которых в качестве носителя запасенной энергии для создания высокого давления рабочей жидкости используются следующие аккумуляторы запасенной энергии:

-пневмогидроаккумуляторы высокого давления;

-пневмогидроаккумуляторы низкого давления;

-аккумулятор энергии, запасаемой в пакете сжатых пружин.
Пневмогидроаккумулятор высокого давления состоит из стального цилиндра, двух крышек и поршня с уплотнениями. Поршень разделяет цилиндр на две полости - газовую и жидкостную. Газовую полость заполняют сжатым азотом, а жидкостную соединяют с гидравлической системой. Давление сжатого азота соответствует давлению рабочей жидкости в гидроцилиндре привода.

Пневмогидроаккумулятор низкого давления представляет собой сильфон, герметично закрытый с торцов крышками, заполненный сжатым газом, давление которого значительно ниже давления рабочей жидкости в гидроцилиндре.

Привод, в котором в качестве системы накопления энергии, или аккумулятора, используется сжимаемый пакет тарельчатых пружин, действует следующим образом: накопленная энергия сжатого пакета тарельчатых пружин передается в гидравлическую 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 исходном положении пневмогидроаккумулятор 1 постоянно связан с полостями , гидроцилиндра, и давление МПа.

При подачи сигнала на электромагнит ЭМ гидроклапана 2а полости и соединяются через сливную гидроцепь в – с с баком 4, и происходит отвод жидкости из-под поршня ГУ.

Одновременно жидкость из пневмогидроаккумулятора поступает в объем А по напорной гидроцепи а – б. Под действием усилия поршень движется вниз. Поршень ГУ имеет тормозную втулку, и, по мере перемещения поршня, втулка перекрывает сечение , что вызывает увеличение местного гидравлического сопротивления . Давление в объеме растет и в конце пути скорость поршня уменьшается до допустимой величины. Возврат поршня в первоначальное положение происходит после срабатывания электромагнита ЭМ и соединения объемов и с пневмогидроаккумулятором через клапан 2б. Рост давления в объеме вызывает движение поршня 3 вверх.

Рис. 4.1. Схема гидравлического устройства

Обычно объем пневмогидроаккумулятора достаточно велик, чтобы обеспечить стабильность для выполнения операций. Подзарядку пневмогидроаккумулятора обеспечивает маломощная насосная станция.

4.1 Анализ начального режима разгона ГУ

Быстродействие ГУ на начальном этапе движения поршня зависит от выбора схемы ГУ, исходных параметров и конструктивных размеров ГУ.

Уравнение движения выглядит следующим образом:

, (4.1)

где – рабочие площади поршня; – сечение пускового клапана;

– суммарное противодействующие усилие.

, (4.2)

где - площадь поршня, - площадь штока

Установившаяся скорость поршня:

, (4.3)

где - активное усилие привода, - противодействующее усилие, - коэффициент сопротивления клапана, - плотность жидкости.

Эквивалентная длина трубопровода:

, (4.4)

где – коэффициент трения, - диаметр проходного отверстия клапана

Масса жидкости приведенная к рабочей площади поршня:

, (4.5)

где - проходное сечение отверстия клапана.

Время разгона поршня

, (4.6)

где - суммарная масса.

4.2 Анализ торможения гидропривода

В высокоскоростных ГУ электрических аппаратов используется торможение «по пути», когда по ходу поршня тормозной хвостовик на поршне ГУ или тормозная втулка уменьшает проходное сечение окна в тормозном устройстве. Местное гидравлическое сопротивление увеличивается, и в результате повышения давления жидкости в объеме сжатия скорость поршня уменьшается. Изменение щели окна на этапе торможения вызывает увеличение потерь давления.

Среднее давление на этапе торможения

(4.7)

Рекомендуемое значение не должно превышать ,

где - сечение проходного окна

Путь торможения:

(4.8)

Длина хвостовика:

, (4.9)

где - длина цилиндрической части хвостовика , - длина начального участка закругления.

Время торможения:

(4.10)

Геометрическое сечение начальной щели:

(4.11)

Геометрическое сечение начальной щели:

, (4.12)

где =0,5

Геометрическое сечение профильной части, для =0,5

(4.13)

4.3 Расчет трогания и торможения гидропривода

Определить время разгона поршня ГУ на ход =200 мм при исходном давлении в пневмогидроаккумуляторе =30 МПа. Масса металлических подвижных частей ГУ =100 кг, диаметр поршня =75 мм, диаметр штока =35 мм, противодействующие усилие Н, диаметр проходного отверстия клапана КП =25 мм, коэффициент сопротивления клапана =5, плотность жидкости =850

Определим площадь поршня

,

и площадь штока

.

Зная которые определяем рабочую площадь поршня:

.

Проходное сечение отверстия клапана КП

.

Установившаяся скорость поршня

Будем считать только потери давления в клапане КП и примем, что течение жидкости через него турбулентное, а коэффициент трения =0,025. Далее определим эквивалентную длину трубопровода, замещающего это местное гидросопротивление.

м.

Масса жидкости, приведенная к рабочей площади поршня

кг.

Время разгона поршня на =15 мм.

Определить путь торможения, время торможения и основные размеры хвостовика для ГУ при равнозамедленном движении. Установившаяся скорость перед этапом торможения =8, коэффициент сопротивления щелевого зазора =3, проходное окно имеет диаметр =20 мм.

Максимальное допустимое давление в объеме сжатия

МПа

Путь торможения

м.

Время торможения

с.

Принимая цилиндрическую часть хвостовика 3 мм, и начальный участок закругления м окончательно получим длину хвостовика

мм.

Сечение и диаметр начальной щели (x=0)

.

м.

Сечение и диаметр начальной щели(=0,5)

м.

Сечение и диаметр профильной части

м.

Выводы

Гидравлические приводные устройства являются наиболее мощными, энергоемкими приводными устройствами, от других приводных устройств отличаются малым объемом и массой, гибким регулированием динамических характеристик. Как правило, ГУ применяют в наиболее ответственных силовых выключателях.

Определены следующие размеры и параметры ГУ:

Рабочую площадь поршня , диаметр поршня =75 мм, диаметр пускового клапана =25 мм, хвостовик 3,7 мм (начальный диаметр), 15 мм (конечный диаметр), максимальное давление на этапе торможения =45 МПа.

Время разгона: =7,9 мс, время торможения: = 4,3 мс.

Заключение

В данной работе был рассмотрен элегазовый 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 обладают значительными преимуществами, перед воздушными, такими как меньшие габариты и количество деталей, меньше интенсивность отказов, больше межремонтный срок и срок службы.

Проанализировано взаимодействие выключателя с сетью. Были рассмотрены параметры перехдного восстанавливающегося напряжения для 100% к.з. Была проанализирована стойкость при сквозных токах к.з., а также рассмотрено отключение малых индуктивных токов.

В третьей главе рассмотрено дугогасительное устройство выключателя, а также принцип работы. На основании исходных данных произведен предварительный расчет времени срабатывания выключателя и давление в камере сжатия. Разработана математическая модель дугогасительного устройства. Произведен численный расчет параметров на ЭВМ. Время срабатывания 23-25 мс.

В четвертой главе произведен расчет гидравлического приводного устройства с торможением «по пути». Определены геометрические размеры основных элементов, время разгона 7,9 мс и время торможения 4,3 мс.

Результаты расчета и анализа показывают, что элегазовые генераторные выключатели имеют большую перспективу использования в России. В этом случае примером являются зарубежные фирмы, которые с успехом создают и используют элегазовые генераторные выключатели во всем мире.

Список литературы

1.Электрические аппараты высокого напряжения. Учебное пособие для вузов. Под редакцией Г.Н. Александрова. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1989.-344с.

2.Проектирование электрических аппаратов. Учебник для вузов. Под редакцией Г.Н. Александрова. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1985.-448с.

3.Теория электрических аппаратов. Учебник для вузов. Под редакцией проф. Г.Н. Александрова. 2-е изд., перераб. и доп. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2000. 540с.

4.Коммутационные аппараты для главных цепей генераторов. Бронштейн А.М. - ВНИИ информации, 1982.

5. Генераторные выключатели и аппаратные комплексы высокого напряжения. Н.М. Адоньев, В.В. Афанасьев, А.Ш. Локш. – СПб.:Энергоатомиздат: С-Петербургское отд-ние 1992.-160с.

6. Электрические аппараты высокого напряжения с элегазовой изоляцией. Под редакцией Ю.И. Вишневского. – СПб.: Энергоатомиздат. СПб. отд.-ние 2002.-728с.

7. «Условия отключения генераторного блока 800 МВт выключателем нагрузки КАГ-24» Журавлев С. В., инж., КузьмичеваК.И., канд. техн. Наук. ОАО Тюменьэнерго - Научно-исследовательский институт электроэнергетики (ВНИИЭ). – Электрические станции. Энергопрогресс. №2 2004г.

8. ГОСТ 525665-2006 Выключатели переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Общие технические условия. – Стандартинформ, 2007.-67с.

9. Каталог фирмы Multi-Contact (№6), 2002.

10. Воздушные выключатели. В.В. Афанасьев, Ю.И. Вишневский. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1981.-384с

11. О коммутации тока при размыкании одной из двух параллельных цепей электрических аппаратов. Кандидат техн. наук Н. Н. НИКИФОРОВСКИЙ -Электричество №12, 1959.

12. Электрические аппараты управления. Таев И.С. – Высшая школа: Москва 1984г.

13. Генераторные выключатели в цепи мощных энергоблоков и требования, предъявляемые к ним ЗОРИН Л.М. (ОАО «Гидропроект»), ПОДЪЯЧЕВ В.Н. (ОАО «Институт Энергосетьпроект»),ШЛЕЙФМАН И.Л. (АББ Электроинжиниринг) - «ЭЛЕКТРОТЕХНИКА» № 11/03.

Приложение 1. Текст программы расчета ДУ и графики результатов расчета.

INTEGER*2 npoint/10000/,ncurv/5/,k3,i

REAL,ALLOCATABLE:: XARR(:),YARR(:,:)

REAL,ALLOCATABLE:: XARR1(:),YARR1(:,:)

REAL delenx/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)

DIMENSION XD(10),SSLA(10),TEMP(20),TEMP2(20),CP(20),RO(20),TEMP3(20),zh(20)

COMMON P0,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)

DIMENSION XD(10),SSLA(10),TEMP(20),TEMP2(20),CP(20),RO(20),TEMP3(20),zh(20)

COMMON P0,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)<ALX)then

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 численного расчета пневмомеханических характеристик (12kA): 1 - ход контактов, 2 - изменение скорости, 3 - изменение давления, 4 – температура, 5 – активное сечение сопел

Рис.П1.2. Распределения газодинамических функций (12kA): 1 – Rг(Т), 2 – Кг(Т)

Рис.П1.3. Результаты численного расчета пневмомеханических характеристик (63kA): 1 - ход контактов, 2 - изменение скорости, 3 - изменение давления, 4 – температура, 5 – активное сечение сопел

Рис.1.4. Распределения газодинамических функций (100kA): 1 – Rг(Т), 2 – Кг(Т)

Приложение 2. Свойства элегаза

Наиболее распространёнными изоляционными, дугогасительными и охлаждающими средами, которые применяются в электротехническом оборудовании, является минеральное масло и воздух. Газы по сравнению с маслом и твёрдыми изоляционными материалами имеют определённые преимущества, главные из которых - ничтожнейшая проводимость и практическое отсутствие диэлектрических потерь, независимость в однородном поле электрической прочности от частоты, неповреждённость газовой изоляции заметным остаточным изменениям и малая загрязнённость под действием дуги и короны.

Электрическая прочность газовой изоляции в однородных или слабо неоднородных полях увеличивается с ростом давления и при определённых условиях может превысить электрическую прочность трансформаторного масла, фарфора и высокого вакуума.

Для упрощения конструкций оборудования с газовой изоляцией желательно, чтобы необходимая электрическая прочность была обеспечена при сравнительно небольшом избыточном давлении. Однако при применении газа в электротехническом оборудовании, помимо изоляционных, необходимо учитывать и другие свойства газов, а именно: сам газ и продукты его разложения не должны быть токсичными; газ должен быть химически нейтрален по отношению к применённым в устройстве материалам; газ должен иметь низкую температуру сжижения, чтобы его можно было использовать при повышенных давлениях и требуемых по условиям эксплуатации температурах; газ должен обладать хорошей теплоотводящей способностью; диссоциация газа должна быть незначительной; газ должен быть пожаро- и взрывобезопасным; газ должен быть легкодоступным и недорогим.

При использовании газа в коммутационных аппаратах необходимо, кроме того, чтобы газ обладал хорошей дугогасительной способностью. С точки зрения доступности воздух имеет неоспоримое преимущество по сравнению со всеми другими газами, однако по совокупности требований он не всегда приемлем. Некоторые газы и пары обладают значительно более высокой электрической прочностью, чем воздух. Однако лишь некоторые из них удовлетворяют требованиям, предъявляемым к электрической изоляции. Так, многие вещества в обычных условиях находятся в жидком состоянии, как, например, , имеющее в газообразном состоянии электрическую прочность, в 6,3 раза большую, чем воздух. Многим веществам, кроме того, свойственно более или менее интенсивное разложение в условиях электрического разряда. Наконец, некоторые вещества при разложении выделяют свободный углерод, который, оседая на поверхности твёрдых изоляционных элементов конструкции, делает их проводящими.

Единственным газом, наиболее полно удовлетворяющим поставленным требованиям, является элегаз. Чистый газообразный элегаз совершенно безвреден, химически не активен, поэтому в обычных эксплуатационных условиях он не действует ни на какие материалы, применяемые в аппаратостроении, обладает повышенной теплоотводящей способностью и является очень хорошей дугогасительной средой, позволяющей производить отключение очень больших токов при больших скоростях восстановления напряжения.

Низкие температуры сжижения и сублимации дают возможность при обычных условиях эксплуатировать элегазовые аппараты без специального подогрева. Элегаз не горит и не поддерживает горения, следовательно, элегазовые аппараты являются взрыво- и пожаробезопасными.

Элегаз — нетоксичное, стойкое, химически инертное, негорючее соединение, не имеющее цвета, запаха и вкуса. При нормальных условиях (20 °С и 1 бар) - это тяжелый газ.

Однако с понижением температуры и повышением давления он сжижается. Границей между газообразной и жидкой фазами является кривая конденсации, на которой происходит резкий скачок плотности элегаза (рис. П2.1.). При температуре t=45,56 °C и давлении р=37,7 бар (критическая

Рис. П2.1. — Фазовая диаграмма состояния элегаза (давление абсолютное).

Кривые равновесия фаз:

ОК - жидкость - пар (газ), линия парообразования (конденсации); ОА -твердое тело — пар, линия сублимации; ОВ - твердое тело - жидкость, линия плавления.

Характерные точки 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 парообразном состоянии. При снижении температуры до минус 50,8 °С и давлении 2,25 бар элегаз может находиться в трех агрегатных состояниях - газ, жидкость, лед. Эта точка называется тройной. При температуре ниже минус 50,8 °С элегаз из газообразного состояния переходит в твердое, минуя жидкую фазу, и наоборот (кривая АО). При нормальном давлении возгонка элегаза из твердого в газообразное состояние происходит при температуре минус 62,8 °С. Пунктиром ОВ обозначена предполагаемая граница между твердой и жидкой фазами.

Диаграмма состояния элегаза исследовалась многими авторами и фирмами в основном экспериментальными методами. Расхождения между данными различных источников достаточно велики и увеличиваются при низких температурах, особенно вблизи кривой конденсации, что связано с точностью проведения эксперимента и степенью очистки элегаза от примесей.

Элегаз - это очень стойкий и инертный газ, который при нормальных условиях не вступает в 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).

Структура молекулы восьмигранная с шестью атомами фтора в вершинах, связи в молекуле - ковалентные, диаметр молекулы - 4,77, температура начала интенсивного разложения — 500°С, потенциал ионизации I - 19,3 эв, энергия сродства молекулы к электрону (-1,49±0,22) эв.

Электроотрицательность молекул равна сумме потенциала ионизации и сродства к электрону.

Сродство к электрону у молекулы SF₆ имеет положительный знак, благодаря чему свободный электрон, попавший в поле молекулы элегаза, захватывается ею и образуется устойчивый отрицательный ион.

Благодаря положительному сродству молекулы SF₆ к электрону и устойчивости получившегося отрицательного иона объясняется высокая электрическая прочность элегаза по сравнению с другими газами, например азотом или воздухом. На рисунке П2.2 приведены зависимости пробивного напряжения для трансформаторного масла, элегаза и воздуха.

Рис. П2.2. – Пробивное напряжение трансформаторного масла, воздуха и в зависимости от давления

Как видно, электрическая прочность элегаза при давлении 3 бара (кг/см ) примерно в 2,5 раза выше, чем для воздуха, и равняется электрической прочности трансформаторного масла. Поэтому габариты элегазового оборудования более чем на порядок ниже габаритов воздушного оборудования такого же класса напряжения. Это позволяет создать закрытые подстанции, снабженные комплектными распределительными устройствами с элегазовой изоляцией (КРУЭ), которые занимают на порядок меньшую площадь, чем открытые подстанции с воздушными выключателями. Также подстанции являются незаменимы для больших густонаселенных городов и оборонных объектов.

Под воздействием электрических разрядов происходит разложение элегаза с образованием свободного фтора, газообразных и твёрдых фторидов, многие из которых весьма токсичны.

Одним из необходимых условий возможности использования того или иного соединения в электрических аппаратах является его химическая инертность. Оно не должно вступать в реакцию ни с каким материалом, применяемым в электроаппаратостроении. Чистый элегаз при обычных условиях удовлетворяет этому требованию, несмотря на то, что в состав его молекулы входит фтор, являющийся одним из наиболее активных химических элементов. По химической инертности чистый элегаз при нормальных условиях сравним с азотом или даже инертными газами. Строение молекулы и её энергетическое состояние определяют высокую стабильность элегаза.

Хотя теплопроводность и теплоемкость элегаза ниже, чем у воздуха, однако общие теплопередающие свойства в несколько раз выше благодаря более высокой плотности.

Объемный критический расход для элегаза в 2,3 раза меньше, чем для воздуха, благодаря этому в значительной степени стало возможным создание мощных автопневматических элегазовых выключателей.

Таким образом, высокая электрическая прочность, имеющая значительно меньший разброс пробивного напряжения (вместо 12), повышенная теплоотводящая способность, химическая инертность, электроотрицательность, высокий массовый расход и относительно низкий объемный расход — это те преимущества по сравнению с воздухом, которые позволяют создать автокомпрессионные дугогасительные устройства большей мощности при значительно меньших размерах дугогасительной камеры, чем у воздушных выключателей.

В соответствии с международными нормами состав элегаза для использования в высоковольтном оборудовании должен быть не хуже приводимых ниже норм, а именно:

SF₆ >99,9 % по массе;

O₂ ; N₂; воздух >500 ррм по массе;

СF₄ >500 ррм по массе;

вода >15 ррм по массе

минеральные масла >10 ррм по массе

кислотность в пересчёте на HF >0,3 ррм по массе;

гидролизуемые фториды

в пересчёте на HF >0,3 ррм по массе;

Технические условия на отечественный элегаз повышенной чистоты ТУ-6-02-1249-83 практически соответствуют указанным нормам. Изготовленный по этим ТУ элегаз называется товарным и может быть использован как показали разработки НИИВА в любом элегазовом высоковольтном оборудовании вплоть до 1150 кВ на переменном токе и до 1500 кВ на постоянном токе. Его производителями являются Пермский химический комбинат и Кирово-Чепецкий химкомбинат (Россия).

Стоимость элегаза сравнительно не высока. В производстве элегаза на заводе “Галоген” (завод Пермь) стоимость его составляет 122 руб./кг.