Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Ограничение токов КЗ и переходных восстанавливающих напряжений . 13
1.1. Состояние проблемы 13
1.2. Характеристики разрядников вакуумных управляемых (РВУ) 17
1.3. Принцип действия и структура СОТ-РВУ 19
1.4. Исследование возможности выполнения быстродействующего токового пускового органа (ТПО) 24
1.5. Алгоритм быстрого определения амплитуды принужденной периодической составляющей переходного тока КЗ 33
1.6. Методика быстрого определения амплитуды принужденной периодической составляющей переходного тока КЗ при точных значениях мгновенных отсчетов тока 36
1.6.1. Основные допущения и исходные условия для численного моделирования переходных процессов при КЗ 36
1.6.2. Основные положения методики при точных отсчетах тока КЗ. 37
1.7. Методика определения амплитуды принужденной составляющей тока КЗ при наличии помех и влиянии насыщения трансформаторов тока.
1.8. Выводы 48
Глава 2. Уменьшение влияния токов подпитки дуги и переходных восстанавливающих напряжений в неполнофазных режимах ВЛ СВН 50
2.1. Постановка задачи 50
2.2. Выбор компенсационных (нулевых) реакторов. 53
2.3. Методика расчетов тока подпитки дуги и восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги. Определение времени бестоковой паузы ОАПВ . 54
2.3.1. Методика расчетов. 54
2.3.2. Расчеты параметров токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на отключенной фазе при ОАПВ, времени гашения дуги и необходимой паузы ОАПВ. 58
2.4. Оценка максимальных перенапряжений на отключенной фазе ВЛ в паузе ОАПВ при резонансных длинах ВЛ с учетом короны на проводах. 60
2.5. Особенности гашения дуги подпитки на ВЛ с четырехлучевыми реакторами. 62
2.6. Опытные данные успешного ОАПВ на ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – ПС Белозерская (Череповецкая). 64
2.7. Выводы 73
Глава 3. Оценка эффективности мероприятий по исключению влияния апериодической составляющей в токе выключателей 75
3.1. Постановка задачи 75
3.1.1. Составление расчетных схем и выбор расчетных коммутаций 78
3.1.2. Расчеты электромагнитных переходных процессов при коммутации линейных выключателей 79
3.1.3. Методика формирования расчетных моделей 84
3.2. Расчеты электромагнитных переходных процессов в схеме электропередачи 750 кВ Калининская АЭС – Грибово 85
3.3. Одностороннее включении в цикле ТАПВ без дополнительных мер 89
3.4. Управление моментом включения выключателя 91
3.5. Отключение ШР в цикле АПВ 92
3.6. Предвключение резисторов 94
3.7. Совместное применение отключения ШР в паузу АПВ и предвключения резисторов 97
3.8. Управление моментом отключения неповрежденных фаз ВЛ 98
3.9. Выводы 99
Глава 4. Принципы автоматического ограничения перегрузки оборудования (АОПО) 100
4.1. Состояние проблемы 100
4.2. Принципы автоматического ограничения перегрузки линий (АОПЛ) 105
4.2.1. Назначение и основные принципы реализации АОПЛ 105
4.2.2. Особенности технологического алгоритма АОПЛ 111
4.2.3. Принципы фиксации перегрузки трансформаторов тока и высокочастотных заградителей 117
4.2.4. Выбор управляющих воздействий 119
4.3. Принципы автоматического ограничения перегрузки трансформатора (АОПТ) 122
4.3.1. Назначение АОПТ 122
4.3.2. Основные принципы реализации АОПТ 123
4.3.3. Особенности технологического алгоритма АОПТ 126
4.3.4. Реализация управляющих воздействий 131
4.4. Примеры проектных решений по реализации АОПЛ 131
4.5. Выводы 135
Заключение 137
Список литературы 140
- Принцип действия и структура СОТ-РВУ
- Методика расчетов тока подпитки дуги и восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги. Определение времени бестоковой паузы ОАПВ
- Составление расчетных схем и выбор расчетных коммутаций
- Принципы фиксации перегрузки трансформаторов тока и высокочастотных заградителей
Введение к работе
Актуальность работы. Обеспечение надежности и устойчивости работы ЕЭС России в целом, объединенных и отдельных энергосистем, и в том числе, энергосистем мегаполисов в определяющей мере связано с эффективностью управления ими в нормальных и аварийных режимах.
Особенности современного развития энергосистем мегаполисов характеризуются на примере Московской энергосистемы большой концентрацией генерирующих мощностей и электрической нагрузки на сравнительно небольшой территории; недостаточной пропускной способностью системообразующих и распределительных сетей, ограниченной условиями токовой загрузки связей; необходимостью компактного исполнения объектов электрических сетей вследствие высокой стоимости земли; эксплуатацией оборудования практически на каждой из подстанций Московского региона, выработавшего нормативный ресурс. Эти особенности Московской энергосистемы и определяют основные проблемы функционирования («узкие места»), которые в перспективе с ростом электропотребления и нагрузки в Московской энергосистеме, вводом новых генерирующих мощностей на электростанциях как в г. Москве, так и в Московской области, увеличением плотности застройки будут существенно усугубляться.
К таким проблемам относятся: повышенная загрузка автотрансформаторов 500/220, 500/110 кВ Московского кольца; повышенная загрузка ряда кабельных и воздушных линий электропередачи и трансформаторов сети 220-110 кВ; высокий уровень токов короткого замыкания (ТКЗ); возникновение перегрузок в сетях всех напряжений при отключении элементов сети 500 кВ; потребность в координации управления напряжением и реактивной мощностью.
Как показали исследования и расчеты режимов на перспективу до 2020г. в Московской
энергосистеме имеется значительное число подстанций, у которых ТКЗ на шинах
превышают номинальные токи отключения выключателей или будут превышать их в ближайшем будущем. Поэтому в настоящее время проблема принудительного ограничения растущих ТКЗ в крупных энергосистемах мегаполисов из-за значительного роста энергопотребления и развития сетей 110/220_кВ является одной из наиболее актуальных.
В последние годы проблемы компенсации реактивной мощности, связанные с обеспечением ограничения недопустимых уровней напряжения на линиях электропередачи сверхвысокого напряжения (СВН) 500 кВ и выше и в прилегающих к ним сетях, существенно обострились. Практические решения этой проблемы привели к целесообразности установки в сетях СВН дополнительных шунтирующих реакторов (ШР) в качестве средств поперечной компенсации избыточной реактивной мощности воздушных линий (ВЛ) электропередачи СВН. Вместе с тем при установке ШР линии электропередачи переходят из режима недокомпенсации практически в режим 100%-ной компенсации зарядной мощности линии, что связано с возникновением резонансных перенапряжений при неполнофазных режимах работы (например, в цикле однофазного автоматического повторного включения - ОАПВ). Кроме того, в неполнофазных режимах из-за мкостной и электромагнитной связи отключнной фазы ВЛ с е неповрежднными фазами, оставшимися под рабочими напряжением и током, в дуговом канале отключнной фазы возникает ток подпитки, который препятствует быстрой деионизации дугового канала. Время горения дуги подпитки возрастает с увеличением амплитуды тока подпитки и скорости восстановления напряжения. Для устранения резонансных перенапряжений, а также для исключения влияния тока подпитки дуги в подобных режимах могут быть приняты различные меры, одной из которых является установка так называемых четырхлучевых реакторов, состоящих из ШР и компенсационного реактора (КР), включаемого в общую нейтраль группы из трх однофазных ШР.
Вместе с тем использование ШР для компенсации реактивной мощности определило
возникновение проблемы обеспечения функционирования линейных элегазовых
выключателей. В последние годы в электрических сетях ОАО «ФСК ЕЭС» зафиксирован ряд серьзных аварийных разрушений элегазовых выключателей автокомпрессионного типа на подстанциях (ПС) напряжением 500 – 750 кВ при инициализации отключения этих выключателей. В связи с выявленными повреждениями элегазовых выключателей в сетях ЕНЭС (Единой национальной электрической сети) 500 – 750 кВ необходимой частью всех проектных проработок для такого класса напряжений стали исследования и предложения для исключения влияния апериодической составляющей в токе выключателя. Необходимость и обязательность выполнения такого рода проектных обоснований привела к разработке в 2012г. ФГБОУ ВПО «Новосибирский государственный технический университет» стандарта организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Методики расчета и выбора средств, обеспечивающих отключение элегазовых выключателей при коммутациях линий электропередачи и сборных шин, оснащенных шунтирующими реакторами».
К наиболее актуальным технологическим проблемам в области проектирования
противоаварийной автоматики (ПА), в особенности для распределительной сети 110 кВ
Московской энергосистемы относится проблема возникновения перегрузок линий
электропередачи. Эта проблема одна из наиболее характерных и тяжлых проблем
развития энергосистем мегаполисов и связана с возникновением перегрузок в сетях всех напряжений, чаще всего в ремонтных схемах и при аварийных отключениях элементов сети 500 кВ, когда электрическая нагрузка потребителей ложится на оставшееся в работе оборудование. При этом в результате перераспределения перетоков мощности значение токов в ряде линий может превысить длительно допустимое значение тока в 2,5 – 3 раза. Если отключать в таких случаях перегруженную линию, е нагрузка ляжет на другие связи и обусловит возможность возникновения их перегрузок и последующего отключения, что может привести в дальнейшем к каскадному развитию аварии.
Решение указанных проблем связано с необходимостью разработки комплекса системных решений для организации энергоснабжения, связанных, в том числе, с совершенствованием систем управления в нормальных и аварийных режимах. Возможность совершенствования систем управления определяется в большой мере достижениями последних десятилетий в области силовой электроники и преобразовательной техники, компьютерных и коммуникационных технологий.
Целью работы является исследование и разработка методов и средств повышения эффективности управления нормальными и аварийными электрическими режимами в районах мегаполисов.
Основные задачи, решаемые в работе. Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие основные задачи:
-
Исследование возможности быстрого определения амплитуды переходного тока КЗ, в том числе, при наличии помех и влиянии насыщения трансформаторов тока.
-
Исследование, разработка и реализация системы ограничения ТКЗ и переходных восстанавливающих напряжений с использованием вакуумных управляемых разрядников.
-
Анализ методов и средств уменьшения влияния токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги.
-
Анализ опытных данных успешного ОАПВ на ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – ПС Белозерская (Череповецкая).
-
Исследования электромагнитных переходных процессов при КЗ и коммутациях выключателей в схеме электропередачи 750 кВ Калининская АЭС – ПС Грибово.
-
Совершенствование алгоритмов автоматики ограничения перегрузки линии электропередачи.
Основные методы научных исследований. Для решения поставленных задач использовались методы теории электротехники, электромагнитных переходных процессов в
электроэнергетических системах (ЭЭС), математического, физического и физико-математического моделирования с применением программно-аппаратного комплекса для исследования и наладки устройств релейной защиты и автоматики (УРЗА) типа DRTS 66. Научную новизну работы представляют:
-
Алгоритм и методика быстродействующего определения амплитуды принужденной периодической составляющей переходного ТКЗ, обеспечивающие повышение точности расчетов в условиях влияния помех и насыщения трансформаторов тока.
-
Способ ограничения ТКЗ и переходных восстанавливающих напряжений (ПВН), основанный на использовании вакуумных управляемых разрядников.
-
Результаты исследований электромагнитных переходных процессов при коротких замыканиях и коммутациях выключателей в схемах электропередачи 750 кВ Калининская АЭС – ПС Грибово, Калининская АЭС – ПС Белозерская.
-
Усовершенствованный алгоритм автоматики ограничения перегрузки линии электропередачи с косвенным расчетным методом определения температуры провода ВЛ.
Достоверность и обоснованность полученных результатов определяются корректностью принятых допущений, использованием методов классической теории электрических цепей и теории электромагнитных переходных процессов в электроэнергетических системах, сходимостью результатов, полученных аналитическими методами с данными исследований на физических и математических моделях, а также натурных испытаний, в том числе, с результатами исследований других авторов, опубликованными в литературных источниках.
Соответствие паспорту специальности.
Соответствие диссертации формуле специальности: в соответствии с формулой специальности 05.14.02 – «Электрические станции и электроэнергетические системы» (технические науки): в диссертационной работе объектом исследований являются магистральные электрические сети высокого и сверхвысокого напряжения, предметом исследований - особенности нормальных и аварийных электрических режимов в районах мегаполисов, электромагнитных переходных процессов при коротких замыканиях в электрических сетях высокого и сверхвысокого напряжения, методы и средства повышения эффективности управления нормальными и аварийными электрическими режимами в районах мегаполисов.
Соответствие диссертации области исследования специальности: отраженные в диссертации научные положения соответствуют области исследования специальности 05.14.02, а именно:
п. 6 «Разработка методов математического и физического моделирования в электроэнергетике» паспорта специальности 05.14.02 соответствуют методика расчетов токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги, определения времени бестоковой паузы ОАПВ, исследования электромагнитных переходных процессов при коммутации выключателей в схеме электропередачи 750 кВ Калининская АЭС – ПС Грибово, выполненных с применением разработанных моделей и методик.
п. 9 «Разработка методов анализа и синтеза систем автоматического регулирования, противоаварийной автоматики и релейной защиты в электроэнергетике» соответствуют алгоритм и методика быстрого определения амплитуды принужденной периодической составляющей переходного ТКЗ, сспособ ограничения ТКЗ и ПВН с использованием вакуумных управляемых разрядников, результаты исследований электромагнитных переходных процессов при коммутации выключателей в схеме электропередачи 750 кВ Калининская АЭС – ПС Грибово, усовершенствованный алгоритм автоматики ограничения перегрузки линии электропередачи, обеспечивающие повышение эффективности управления нормальными и аварийными электрическими режимам в районах мегаполисов.
Практическую ценность работы представляют:
1. Разработанная система ограничения ТКЗ и ПВН на базе вакуумных управляемых разрядников (СОТ-РВУ), экспериментальный образец которой подготовлен для установки в опытную эксплуатацию на пилотном объекте Магистральных электрических сетей (МЭС) Центра.
2. Методика расчетов токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на
отключенной фазе ВЛ после погасания дуги, определения времени бестоковой паузы ОАПВ,
которая в настоящее время используется и в дальнейшем может быть использована как в прак
тике проектирования, так и при научных исследованиях объектов высокого и сверхвысокого
напряжения.
-
Результаты исследований электромагнитных переходных процессов при коротких замыканиях и коммутациях выключателей в схемах электропередачи 750 кВ Калининская АЭС – ПС Грибово, Калининская АЭС – ПС Белозерская, позволяющие уточнить методику проектирования схем выдачи мощности энергообъектов и состава их первичного электрооборудования.
-
Алгоритм функционирования автоматики ограничения перегрузки линии электропередачи, обеспечивающий повышение эффективности противоаварийного управления электрическими режимам в районах мегаполисов, который может быть использован при совершенствовании проектных решений и разработке программно-технических средств противо-аварийного управления.
Внедрение результатов исследований. Результаты выполненных исследований и разработок использованы в составе проектных и научно-исследовательских работ ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ», а именно:
1. Методика расчетов токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на
отключенной фазе ВЛ после погасания дуги, определения времени бестоковой паузы ОАПВ;
результаты исследований электромагнитных переходных процессов при коротких
замыканиях и коммутациях выключателей в схемах линий электропередачи высокого и
сверхвысокого напряжения; усовершенствованный алгоритм автоматики ограничения пере
грузки линии электропередачи использованы с 2009г. при проектировании объектов высо
кого и сверхвысокого напряжения, в том числе, «ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – ПС Грибо-
во».
2. Разработка системы ограничения ТКЗ и ПВН на базе вакуумных управляемых раз
рядников 110-220 кВ (СОТ-РВУ) выполнена совместно с ФГУП ВЭИ в рамках выполнения
программы НИОКР ОАО «ФСК ЕЭС» на 2010-2013г.г.
Основные положения, выносимые на защиту:
-
Алгоритм и методика быстродействующего определения амплитуды принужденной периодической составляющей переходного ТКЗ, обеспечивающие повышение точности расчетов в условиях влияния помех и насыщения трансформаторов тока.
-
Результаты анализа методов и средств уменьшения влияния токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги.
3. Результаты исследований электромагнитных переходных процессов при коротких
замыканиях и коммутациях выключателей в схемах линий электропередачи высокого и
сверхвысокого напряжения (ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – ПС Грибово, Калининская АЭС
– ПС Белозерская).
4. Усовершенствованный алгоритм функционирования автоматики ограничения пере
грузки линии электропередачи.
Личный вклад автора заключается в постановке цели и конкретных задач исследования, разработке структуры и алгоритмов реализации СОТ-РВУ 110-220 кВ и ее элементов, разработке методики расчетов параметров компенсационных реакторов, токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги с определением времени бестоковой паузы ОАПВ, разработке математических моделей для исследования электромагнитных переходных процессов при коротких замыканиях и коммутациях выключателей в схемах линий электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения, разработке усовершенствованного алгоритма функционирования устройства АОПЛ.
Апробация результатов исследований. Материалы исследований докладывались и обсуждались на российских и международных конференциях, в том числе, на: международном специализированном семинаре «Электрические сети России 2008», ВВЦ (Москва, 2008г.); юбилейной конференции к 45-летию ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬП-
РОЕКТ» (Москва, 2008г.); VI международной научно-технической конференции «Энергосбережение в электроэнергетике и промышленности» (Москва, 2010г.); юбилейной конференции к 50-летию ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» (Москва, 2012г.); 1-ой конференции ОАО «Российские сети» и Российской академии наук - «Энергия единой сети» (Санкт-Петербург, 2013г.).
Публикации. По результатам исследований опубликовано 30 работ, в том числе 7 научных статьей в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень рекомендуемых изданий ВАК РФ.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 84 наименований и 3 приложений. Основной текст включает 148 стр., 39 илл.
Принцип действия и структура СОТ-РВУ
Новое направление по применению управляемых токоограничивающих устройств (ТОУ), связано со значительным прогрессом в развитии импульсных технологий и появлением мощных коммутационных аппаратов на базе разрядников вакуумных управляемых [1922].
ТОУ на основе РВУ оказывают незначительное влияние на нормальные режимы и способны быстро снизить проходящий ток при своей работе. Эти устройства только начинают применяться, в основном, в сети НН и СН, но это рациональное решение проблемы снижения токов КЗ является перспективным и разработки ТОУ ведутся широким фронтом, с использованием разнообразных принципов действия.
В качестве одного из вариантов ТОУ ОАО «Институт
«Энергосетьпроект» совместно с ФГУП «ВЭИ» в рамках инновационной программы ОАО «ФСК ЕЭС» выполнил разработку «Системы ограничения токов КЗ и переходных восстанавливающихся напряжений в сетях 110-220 кВ на основе вакуумных управляемых разрядников» (СОТ-РВУ).
РВУ представляют собой безнакальный трехэлектродный герметизированный прибор с давлением остаточных газов (не более 10-4 Па). Основным элементом РВУ является электродная система, содержащая два основных и один управляющий электроды. Электродная система размещается в герметизированном корпусе отпаянной конструкции, который выполняет также функции изолятора. Управляющий электрод устанавливается на одном из основных электродов и отделяется от него с помощью диэлектрической вставки. Комбинация управляющего электрода с диэлектрической вставкой называется узлом запуска. Расстояние между основными электродами всегда фиксировано и определяется требуемой электрической прочностью вакуумного промежутка. Разрядник содержит также экранную систему, которая защищает внутренние стенки корпуса от металлизации продуктами эрозии основных электродов. Включение РВУ осуществляется подачей пускового импульса напряжения на управляющий электрод.
Перспективы использования РВУ обусловлены такими их преимуществами по сравнению с другими типами коммутирующих устройств, как способность работать в широком диапазоне рабочих напряжений и токов без изменения времени запаздывания включения, высокой стойкостью к аварийным воздействиям и сравнительно низкой стоимостью по сравнению газоразрядными и полупроводниковыми приборами [1922]. Выбор конструктивного исполнения РВУ и его рабочие параметры (напряжение, ток, коммутируемый заряд и срок службы) зависит от параметров коммутируемого тока, и определяются воздействием сильноточного разряда на основные и вспомогательные электроды.
Предлагаемая система ограничения токов короткого замыкания и переходных восстанавливающих напряжений (СОТ РВУ) основана на использовании вакуумных управляемых разрядников (РВУ) [2331]. Соответствующий набор разрядников должен подключаться к шинам, у присоединений которых требуется ограничение токов КЗ.
Сущность функционирования СОТ-РВУ заключается в том, что если при КЗ на присоединении зафиксирован «опасный» ток, пусковое устройство осуществляет быстрое включение (единицы мкс) РВУ, в результате чего происходит перераспределение ТКЗ между местом КЗ и местом включения РВУ и снижение уровня ПВН на выключателе, т.е. обеспечиваются условия для отключения тока выключателем. После отключения выключателей присоединения разрядники должны отключаться и таким образом осуществляется полный цикл отключение КЗ. Благодаря тому, что время поджига разрядников (время пробоя разрядника и время срабатывания блока поджига) не превышает 1 мс, появляется возможность по ограничению динамического воздействия ударного ТКЗ на оборудование присоединения. Для этого пусковое устройство (управления разрядниками) должно выявить опасный ТКЗ и сформировать команду на поджиг РВУ за время не более, чем за 2-3мс.
При анализе были приняты необходимые технические решения для системы ограничения ТКЗ: разработана общая логическая схема системы, произведена оценка работоспособности, разработаны и обоснованы технические предложения по составным частям СОТ-РВУ [30].
Разрабатываемая система СОТ-РВУ состоит из следующих основных частей: высоковольтный быстродействующий коммутатор (ВБК); система управления ВБК (СУ ВБК); токовый пусковой орган (ТПО); системный блок управления (СБУ). ВБК представляет собой конструкцию из последовательно/параллельно соединенных РВУ (рис. 1.2) вместе со своими блоками поджига (БП). В общем случае РВУ группируются в две параллельные ветви. Одна из них коммутирует линию при отрицательной полуволне тока, другая – при положительной. Для системы на 110 кВ предполагается использовать РВУ со следующими основными параметрами: номинальное напряжение – 35 кВ, ток отключения – 40 кА. Исходя из этого, для обеспечения прочности изоляции и высокой надежности в нормальном режиме каждая ветвь ВБК будет содержать 4 последовательно соединенных РВУ. Требуемый ток отключения в 80 кА будет получен путем одновременного включения двух параллельных ветвей. Время включения ВБК не превышает 100 мкс.
Методика расчетов тока подпитки дуги и восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги. Определение времени бестоковой паузы ОАПВ
Необходимость решения проблем компенсации реактивной мощности в ЕЭС России, связанных с обеспечением ограничения недопустимых уровней напряжения на линиях электропередачи сверхвысокого напряжения (СВН) 500 кВ и выше и в прилегающих к ним сетям, привели к целесообразности установки в сетях СВН дополнительных шунтирующих реакторов (ШР) в качестве средств поперечной компенсации избыточной реактивной мощности воздушных линий (ВЛ) электропередачи СВН.
Вместе с тем при установке ШР линии электропередачи переходят из режима недокомпенсации практически в режим 100%-ной компенсации зарядной мощности линии, что связано с возникновением резонансных перенапряжений при неполнофазных режимах работы электропередачи (например, в цикле ОАПВ).
Кроме того, в неполнофазных режимах электростатическая (емкостная) связь и электромагнитная (индукционная) связь отключенной фазы ВЛ с её неповреждёнными фазами, оставшимися под рабочими напряжением и током, создают в дуговом канале отключенной фазы ток подпитки дуги Iд, который препятствует быстрой деионизации дугового канала, а после погасания дуги способствуют появлению наведенного (восстанавливающегося) напряжения Uв на отключенной фазе [9, 39]. Время горения дуги подпитки возрастает с увеличением амплитуды тока подпитки и скорости восстановления напряжения.
Значения Iд и Uв зависят от номинального напряжения и длины линии, а также от её конструкции, от передаваемой в паузе ОАПВ мощности и количества установленных на линии шунтирующих реакторов. С ростом номинального напряжения и длины линии токи подпитки возрастают, гашение дуги затягивается и длительность горения дуги может превысить время, необходимое для сохранения динамической устойчивости системы.
Устранение резонансных перенапряжений и возможность применения ОАПВ на длинных линиях СВН в подобных режимах может быть достигнуто за счет ограничения влияния тока подпитки дуги. Наиболее эффективной мерой является установка специального нулевого (компенсационного) реактора (КР) в цепь заземления нейтрали трёхфазной группы шунтирующих реакторов (ШР). Такая группа реакторов, образуемая так называемый четырёхлучевой реактор, приводит к снижению тока подпитки благодаря компенсации междуфазных емкостей ВЛ, которые вносят основной вклад в создание тока подпитки [9, 40].
С целью реализации такого рода мер, например, при проектировании ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Грибово [12, 41, 42], возникла необходимость разработки ориентированных на проектные решения инженерных методик: выбора КР для ВЛ СВН, расчетов тока подпитки дуги и восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги, а также определения времени бестоковой паузы ОАПВ [43]. Такого рода методические материалы проиллюстрированы на примере ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Грибово (П2).
Методика базируется на анализе напряжений (токов) в расчетной схеме электропередачи [9], в которую входит воздушная линия электропередачи СВН и включенные на концевых подстанциях ШР, предназначенные для компенсации генерируемой линией реактивной мощности (рис.2.1). Основные электрические параметры ВЛ 750 кВ [44] были незначительно уточнены с учетом параметров конкретных типов опор проектируемой ВЛ и с использованием методики расчетов продольных и поперечных параметров ВЛ [45].
Для наглядной связи с реальной действительностью в работе приведена натурная осциллограмма процессов при успешном ОАПВ на весьма близкой по параметрам и условиям работы ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – ПС Белозерская (Череповецкая), зафиксированная терминалом защиты
ВЛ (7SA522, Siemens) на Белозерской ПС 13 июля 2007 г при однофазном КЗ фазы А вблизи удаленной границы первой зоны защиты. КЗ было вызвано падением дерева на ВЛ. Как и ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Грибово, ныне действующая ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Белозерская отходит от шин 750 кВ Калининской АЭС и длины линий почти одинаковы (253 км длина проектируемой ВЛ и 270 км – действующей ВЛ), обе линии будут оборудованы одинаковыми 4-лучевыми реакторами по концам. Поэтому процессы при ОАПВ на них будут похожими и опытная осциллограмма с ПС Белозерская даёт полезную информацию об ожидаемом характере процессов на проектируемой ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Грибово. 2.2. Выбор компенсационных (нулевых) реакторов.
При включении компенсационного (нулевого) реактора с индуктивным сопротивлением хN в цепь заземления нейтрали трёхфазной группы шунтирующих реакторов, соединённых по схеме «звезда», имеющих фазное сопротивление хР, группа реакторов эквивалентна трём индуктивным сопротивлениям хро, включенным между фазами и землёй, и трём индуктивным междуфазным сопротивлениям хр.Ф.Ф, соединенным в треугольник, причем хРo=хР+3хN, хР Ф Ф=хР(3 + хР/хN). При установке двух четырёхлучевых групп реакторов на линии их индуктивные сопротивления xR0 компенсируют приходящиеся на них половины емкостных проводимостей линии на землю ВQ/2, а индуктивные сопротивления хр.ф.ф - половины междуфазных емкостных проводимостей BJ2. Условием компенсации междуфазных емкостных ВЛ является равенство междуфазной реактивной проводимости группы реакторов УФ.Ф=1/хр.Ф.Ф и 0,5Вт:
Составление расчетных схем и выбор расчетных коммутаций
Поскольку амплитуда апериодической составляющей максимальна при включении линии в момент, близкий к нулю напряжения на контактах выключателя, все расчеты, если это не оговорено особо, выполнены для указанного случая.
В качестве оценки эффективности мероприятий по ликвидации длительной апериодической составляющей было принято требование перехода тока в выключателе неповрежденной фазы через нуль в течение не более 40 мс после замыкания контактов выключателя.
Анализ электромагнитных переходных процессов на ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Грибово выполнен на основе расчетной модели, реализованной с использованием ПК MATLAB Simulink (рис. 3.3), который включает следующие блоки и модели: - powergui – блок управления настройками ПК MATLAB Simulink (установлен режим расчета с постоянным шагом интегрирования – Descrete, шаг интегрирования 50 мкс). - SR – модель шунтирующего реактора (Shunt Reactor) с указанием его номинального напряжения (U) и потребления реактивной (Ql) мощности. - CB – модель выключателя с заданием программы коммутации: указано, какие фазы участвуют в коммутации (признак «on») и времена (Time) изменения состояния (включения или отключения) - Fault – модель короткого замыкания с заданием программы коммутации: указано замыкание каких фаз производится (признак «on») и времена (Time) включения и снятия замыкания. - Power System – источник ЭДС, моделирующий энергосистемы, к которым подключена электропередача. - VL – модель линии с распределенными параметрами с указанием погонных параметров прямой и нулевой последовательностей, а также её длины.
Расчетная модель ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Грибово при использовании прикладного пакета ПК MATLAB Simulink
ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Грибово моделировалась волновыми уравнениями идеальной воздушной линии без потерь. Потери активной мощности в ВЛ моделировались включением по её концам соответствующих активных сопротивлений. Длина ВЛ принята равной 254.3 км. Погонные пара 88 метры ВЛ, использованные при расчетах, приняты на основании данных о марке провода и типе опор (сталеалюминиевые провода марки АС 300/39 с расщепленной фазой, промежуточные портальные опоры на оттяжках типа ПП 750-5, заземление тросов на каждом анкерном пролете) и приведены
Эквивалентные генераторы энергосистемы (Г2, Г3) моделировалась постоянной ЭДС за постоянным сопротивлением, которые было выбрано, чтобы обеспечить соответствие токов КЗ на шинах 500 кВ ПС Грибово и шинах 750 кВ Калининской АЭС расчетным значениям указанных токов (таблица 3.2).
Калининская АЭС Генератор Г1, представляющий собой эквивалент генераторов Калининской АЭС, коммутированных на шины 750 кВ, смоделирован полными уравнениями Парка-Горева с параметрами соответствующими типу ТВВ-1000-4.
По концам ВЛ Калининская АЭС – Грибово предусматривается установка двух линейных ШР 750 кВ типа (3 РОДЦ-110000/750). Реакторы моделировались их активными и реактивными сопротивлениями.
С целью улучшения условий погасания дуги (снижения тока подпитки) на отключенной с двух сторон фазе в цикле ОАПВ на ВЛ Калининская АЭС – Грибово требуется установка заземляющего компенсационного реактора в нейтраль шунтирующих реакторов по концам электропередачи. Тип компенсационного реактора – РЗКОМ-16000/35, имеющий на отпайке АХ2 индуктивное сопротивление 165 Ом (см. разд. 2.2).
На рис 3.4 приведен график тока в выключателе неповрежденной фазы при одностороннем включении ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Грибово в цикле ТАПВ со стороны ПС Грибово в случае К(1,1) у шин Калининской АЭС, а в таблице 3.3 – время перехода тока выключателя в неповрежденных фазах через нуль при различных несимметричных коротких замыканиях. Рассматриваются КЗ как вблизи шин Калининской АЭС, так и вблизи шин ПС Грибово. Расчеты выполнены в схеме с двумя ШР по концам ВЛ Калининская АЭС – Грибово.
Как следует из таблицы, при работе двух ШР на ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Грибово переход тока в выключателе неповрежденной фазы через нуль при включении ВЛ в цикле ТАПВ осуществляется не ранее, чем через 2,5 с после включения ВЛ. При этом наибольшая длительность апериодической составляющей характерна для случаев без КЗ и междуфазного К(2). I, A 500
Таким образом, для ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Грибово при работе с двумя ШР характерно наличие длительной апериодической составляющей в токе неповрежденных фаз при одностороннем включении ВЛ. 3.4. Управление моментом включения выключателя
При пофазном управлении выключателем и замыкании контактов фазы выключателя при максимальном значении мгновенного напряжения на этих контактах апериодическая составляющая в токе выключателя практически осутствует.
На рисунке 3.5 показан ток выключателя в неповрежеденной фазе при пофазном управлении выключателем при одностороннем включении ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Грибово в цикле ТАПВ со стороны ПС Грибово в случае К(1,1) у шин Калининской АЭС.
Принципы фиксации перегрузки трансформаторов тока и высокочастотных заградителей
Наиболее критичной температурой, ограничивающей нагрузку трансформатора, является температура, достигаемая в наиболее нагретой части (ННТ) обмотки. Существует два основных способа определения температуры ННТ: по МЭК и по ПТЭ. Основное различие между этими способами таково: - по алгоритму МЭК рассчитывается температура наиболее нагретой точки через измеренное значение температуры верхних слоёв масла; - по алгоритму ПТЭ рассчитывается допустимая длительность перегрузки через измеренное значение тока трансформатора.
Температура ННТ является функцией тока нагрузки и температуры окружающей среды. В ГОСТ 14209-97 и МЭК 354 при расчёте температуры ННТ принимается ряд упрощений, существенно снижающих достоверность расчёта температуры ННТ в неустановившемся тепловом режиме.
Математическое описание температуры ННТ как функции времени при изменении тока нагрузки и температуры окружающей среды может быть получено в виде комбинации экспонент (что справедливо при ступенчатом изменении нагрузки) либо в виде разностных (дифференциальных уравнений). Второй метод наиболее подходит к непрерывному контролю трансформатора в реальном времени при произвольном изменении во времени коэффициента нагрузки и температуры окружающей среды.
В проекте МЭК 60076 алгоритм расчёта отклика температуры ННТ на возрастание нагрузки изменён по сравнению с МЭК 354. В частности, в проекте МЭК 60076 учтено явление перерегулирования в температуре ННТ (временное повышение температуры сверх нового установившегося значения) при скачке нагрузки для естественного и принудительного видов охлаждения масла.
В проекте МЭК 60076-7 расчет температуры ННТ выполняется путем решения дифференциальных уравнений теплопереноса при произвольном изменении во времени тока нагрузки и температуры окружающей среды. Этот метод позволяет наиболее адекватно определить температуру ННТ как функцию времени, т.к. расчёт температуры ННТ выполнен по схеме, предполагающей, что температура верхнего масла не вычисляется, а измеряется, и измеренное значение вводится в программу расчёта. При этом учтено явление перерегулирования в температуре ННТ при скачке нагрузки для различных видов охлаждения (Д, ДЦ).
В соответствии с п. 5.3.15 ПТЭ «в аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах»:
Международный стандарт МЭК 354-91 и ГОСТ 14209-97 предусматривают ограничение нагрузочной способности трансформаторов кратковременными длительными воздействиями. Эти ограничения определяются двумя факторами: опасностью внезапного отказа трансформатора и сокращением срока его службы.
Принято считать, что в интервале температур от 80 до 140С скорость износа изоляции удваивается при каждом увеличении температуры примерно на 6С, такое значение принято в ГОСТ 14209-97. Скорость износа определяется по температуре наиболее нагретой точки. Для трансформаторов, соответствующих требованиям ГОСТ 11677, эталонное значение температуры ННТ при номинальной нагрузке принимается равным 98С.
Опасность внезапного отказа трансформатора при кратковременных воздействиях, превышающих номинальные, связана в первую очередь со снижением электрической прочности бумажно-масляной изоляции. Причиной снижения электрической прочности являются интенсивные переходные тепловые процессы, которые могут вызвать выделение из бумаги пузырьков газа в местах с высокой напряжённостью электростатического поля вблизи обмоток. Образование пузырьков возможно также на поверхностях неизолированных металлических деталей в результате разложения масла, которое может начаться при температурах 170180С.
При перегрузках, длительность которых не превышает 30 мин., допустимая температура ННТ повышается на 10С, а если длительность перегрузки менее 10 мин. – на 30С.
Для трансформаторов со свободным дыханием допустимая температура ННТ снижается на 10С, а для трансформаторов с азотной защитой – на 20С.
Для распределительных трансформаторов и трансформаторов средней мощности влияние влажности изоляции на допустимую температуру ННТ меньше и в данной работе оно не учитывается.
Режим продолжительных (несколько суток и более) аварийных перегрузок, возникающих в результате выхода из строя некоторых элементов сети, может вызвать значительный износ изоляции, но не должен быть причиной аварии вследствие термического повреждения или снижения электрической прочности изоляции.
Режим чрезвычайно высокой нагрузки, вызванный непредвиденными нарушениями работы сети, приводит к опасному повышению температуры ННТ и в некоторых случаях к временному снижению прочности изоляции. При этом необходимо по возможности быстрее разгрузить или на короткое время отключить трансформатор во избежание его повреждения. Допустимая продолжительность такой нагрузки меньше тепловой постоянной времени трансформатора и обычно не превышает получаса.
Для ограничения перегрузки трансформаторов в принципе могут быть использованы те же управляющие воздействия, что и для ограничения перегрузки линий, кроме ввода резервных мощностей. Однако отключение нагрузки с запретом АПВ производится только на той подстанции, где перегружаются трансформаторы. Отключение нагрузки (ОН) является основным видом УВ, используемым в АОПТ.
Разгрузка трансформатора путём отключения фидеров с запретом АПВ и АВР осуществляется с учётом коэффициента эффективности, показывающего насколько снижается ток трансформатора по сравнению с током отключаемого фидера. Отключаемые фидера выбираются в порядке заданной очерёдности или путём перебора их до выполнения условия снятия перегрузки с минимально возможным превышением. Если через заданное время разгрузка не произошла, выдаётся команда на отключение трансформатора.
Если на объекте имеется автоматическая частотная разгрузка и/или автоматика ограничения снижения напряжения, устройство выбора отключаемых фидеров должно быть общим.
