Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ методов расчета переходных и установившихся несимметричных режимов электрических систем . 12
Глава 2. Рационализация формы записи уравнений ЭЭС при расчетах несимметричны режимов. 23
2.1. Общие положения 23
2.2. Модели элементов электроэнергетической системы в фазных координатах 26
2.3. Моделирование воздушных линий электропередачи 33
2.4. Модели трансформаторов в фазных координатах 43
2.4.1. Трансформаторы с заземленной и изолированной нейтралью 43
2.4.2. Модели трансформаторов с явно выделенной нейтралью 50
2.4.3. Трехобмоточные трансформаторы 55
2.5. Два подхода к решению уравнений несимметричных режимов 58
2.6. Уравнения узловых напряжений ЭЭС при расширении схемы включением внутренних сопротивлений прямой последовательности генераторов и нагрузок 66
2.7. Уравнения узловых напряжений при использовании метода преобразования многофазных узлов ЭЭС к трехфазному виду 77
2.8. Уравнения узловых напряжений при задании нагрузочных узлов ЭЭС в фазных координатах. 87
Выводы по главе 2. 88
Глава 3. Методика расчета установившегося несимметричного режима с применением метода Ньютона. 89
3.1. Общие положения. 89
3.2. Структура матрицы Якоби при моделировании нагрузок в симметричных составляющих. 94
3.3. Структура матрицы Якоби при моделировании нагрузок в фазных координатах 101
3.4. Алгоритмы решения системы уравнений узловых напряжений при различных способах моделирования нагрузок 108
Выводы по главе 3. 113
Глава 4. Неполнофазные режимы оборудования и их симметрирование . 114
4.1. Неполнофазные режимы работы оборудования. 114
4.2. Оценка возможностей известных схем симметрирования 116
неполнофазных режимов.
4.3. Симметрирование неполнофазного режима ВЛ 500 кВ путем пофазного рассогласования коэффициентов трансформации ОАТ. 120
4.4. Симметрирование неполнофазного режима включения шунтовых реакторов на ПС 500 кВ при наличии автотрансформаторов связи с напряжением 220 кВ. 128
4.5. Оценка эффективности пятифазной схемы включения однофазных автотрансформаторов. 137
4.6. Исследование воздействия различных средств симметрирования на увеличение пропускной способности пятифазной схемы включения AT. 141
4.7. Поведение релейной защиты и модернизация ее отдельных элементов при неполнофазных включениях линии . 144
4.8. Определение токов и напряжений прямой и обратной последовательностей при несимметричных режимах работы оборудования. 149
4.9. Измерение мощности в условиях неполнофазных режимов работы оборудования. 154
Выводы по главе 4. 155
Глава 5. Методика расчета максимальных наведенных напряжений на отключенных В Л для обеспечения безопасности ремонтных работ .
5.1. Общие положения. 156
5.2. Расчет наведенных напряжений с применением фазных координат. 160
5.3. Сопоставление результатов расчетов с натурными измерениями. 174
5.4. Результаты расчетов дополнительных потерь мощности в грозозащитном тросе при его заземлении на каждой опоре 182
5.5. Способы снижения наведенных напряжений на линиях, выведенных в ремонт. 184
Выводы к главе 5. 186
Глава 6. Уточнение определения мест повреждения на ВЛ при использовании фазных координат 188
6.1. Общие положения 188
6.2. Методы определения места повреждения на воздушных линиях электропередачи
6.3. Определение методической погрешности ОМП от неучета пофазного различия параметров ВЛ 193
6.4. Определение места повреждения на В Л с изолирующими распорками между проводами в расщепленных фазах 205
6.5. Определение места КЗ при одновременном разрыве фазы на ВЛ110-220кВ 218
Выводы по главе 6: 220
- Модели элементов электроэнергетической системы в фазных координатах
- Уравнения узловых напряжений при использовании метода преобразования многофазных узлов ЭЭС к трехфазному виду
- Алгоритмы решения системы уравнений узловых напряжений при различных способах моделирования нагрузок
- Поведение релейной защиты и модернизация ее отдельных элементов при неполнофазных включениях линии
Введение к работе
/ / Общая характеристика работы
Актуальность проблемы. Анализ условий функционирования электроэнергетических систем (ЭЭС) при несимметричных, неполнофазных режимах работы, определение их допустимости в тех или иных конкретных случаях проявления несимметрии в сети является одной из центральных проблем исследований в электроэнергетике. Актуальность данного вопроса особенно возросла в последние годы в связи с участившимися случаями выхода из строя сетевого оборудования (в большинстве своем исчерпавшего свой ресурс). Причем нередко повреждается и выходит из строя одна фаза трехфазного элемента (например шунтирующего реактора, трехфазной группы однофазных автотрансформаторов и т.д.). В нормальных нагрузочных режимах также возникает несимметрия токов и напряжений из-за наличия в энергосистеме элементов с пофазно различными параметрами. Возможность учета несимметрии остается актуальной при некоторых специализированных расчетах нормальных и аварийных режимов, а также для повышения точности определения мест повреждений (ОМП).
В рамках теории несимметричных режимов известны два подхода к моделированию ЭЭС - с помощью фазных координат и метода симметричных составляющих, получивших существенное развитие в работах С.А. Ульянова, З.Б. Голембо, А.Б. Чернина, СБ. Лосева, В.А. Крылова, Т.Б. Заславской, А.П. Бермана, Д.Д. Карасева, А.М. Гусейнова. Метод фазных координат обладает возможностью простого моделирования пофазного различия параметров оборудования, в первую очередь воздушных линий электропередачи (ВЛ). Недостатком его является потребность в значительно большем объеме информации, требующейся для формирования схем замещения, а также необходимость работать с несимметричной матрицей узловых параметров. Метод симметричных составляющих более удобен для моделирования генераторов и нагрузок. В ходе развития методик расчета несимметричных режимов в большинстве случаев для моделирования применялся один из рассмотренных выше методов, что всегда влекло за собой неудобства представления отдельных элементов.
Важную роль играет разработка таких методов моделирования ЭЭС, которые отличались бы универсальностью, адекватностью математического описания ЭЭС при любых проявлениях несимметрии в сети. От того, насколько удачен используемый для моделирования математический аппарат формализации как в смысле его конструктивности, так и в смысле его адекватности зависит точность решения задач, объективность оценки допустимости функционирования ЭЭС при той или иной несимметрии. Чрезвычайно высокий уровень развития вычислительной техники и языков программирования позволяет существенно расширить область приложения этого аппарата исследования. В то же время ощущается отсутствие единой методологии как в вопросах построения моделей ЭЭС, так и в выборе метода решения.
РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ!
С. Петербург г~/а \
Работа выполнялась в соответствии с грантом по фундаментальным исследованиям в области энергетики и электротехники (код темы по ГРНТИ: 44.29.29.44.29.31, номер гос. регистрации 01.9.80 009663).
Цель работы и задачи исследования:
Целью работы является разработка проблемно ориентированных математических описаний ЭЭС и программного обеспечения для анализа несимметричных режимов ЭЭС и использования их при решении задач по оценке допустимости неполнофазных режимов работы сети и оборудования, обеспечение безопасных условий работы на выведенных в ремонт ВЛ, определение мест повреждений ВЛ и др.
Для достижения поставленной цели в работе решены следующие задачи:
разработаны проблемно ориентированные математические описания элементов ЭСС;
усовершенствованы методы, разработаны алгоритмы и программное обеспечение для анализа установившихся несимметричных (в частности неполнофазных) режимов ЭЭС и выбора средств симметрирования;
проанализирована эффективность различных средств симметрирования неполнофазных режимов линий и сетевого оборудования;
на основе расчетных и натурных исследований определены области допустимых режимов при неполнофазных схемах включения автотрансформаторных групп и шунтирующих реакторов;
проведены исследования и даны рекомендации по обеспечению надежной работы релейной защиты при неполнофазных режимах работы сети и сетевого оборудования;
разработаны уточненные методики расчетного определения наведенных напряжений на выведенных в ремонт ВЛ и мест повреждений на ВЛ.
Научная новизна.
-
Обоснованы модели элементов и метод формирования (с совместным использованием симметричных и фазных составляющих) общего математического описания ЭЭС при исследованиях несимметричных режимов; разработаны методы, алгоритмы и программное обеспечение решения задач установившихся несимметричных режимов.
-
Предложен и обоснован расчетными и экспериментальными исследованиями качественно новый способ симметрирования не-полнофазного режима линии путем пофазного регулирования коэффициентов трансформации автотрансформаторов. Установлены оптимальные в смысле симметрирования соотношения,
связывающие фазные коэффициенты трансформации с передаваемой по линии мощностью.
-
Установлены границы области допустимых неполнофазных режимов автотрансформаторных групп и шунтирующих реакторов и их зависимость от параметров примыкающих систем; предложены способы симметрирования этих режимов.
-
Разработаны уточненные методики расчета наведенных напряжений на ВЛ, выведенных в ремонт, и определения места повреждения, учитывающие пространственное расположение, транспозицию, расщепление фаз и грозозащитные тросы при различных способах их заземления (заземление на каждой опоре, заземление на анкерных опорах с одной стороны и разрыве с другой стороны, заземление только по концам линии), наличие изолирующих распорок в расщепленных фазах. Методика учитывает электромагнитное и электростатическое взаимовлияние проводов и тросов отключенной и влияющих линий, их пофазную несимметрию.
-
Получены модели ВЛ с волоконно-оптическим кабелем (ВОК), встроенным в грозозащитный трос, заземленный на каждой опоре; показано, что заземление грозозащитного троса на каждой опоре существенно снижает уровень наведенных напряжений.
Практическая ценность работы
Разработанные методы расчета несимметричных режимов ЭЭС с учетом многофазного представления ее элементов могут применяться при решении научно-исследовательских, эксплуатационных задач оценки допустимости несимметричных, неполнофазных режимов работы сети и оборудования, разработке технических мероприятий по снижению несимметрии токов и напряжений в ЭЭС.
Разработанные методы расчета и проблемно ориентированное программное обеспечение использованы при экспериментальной проверке допустимости и оценке эффективности симметрирования неполнофазного режима автотрансформаторных групп 500/220 кВ, 220/110 кВ, шунтирующих реакторов 500 кВ, ВЛ 220,330 и 500 кВ. Результаты натурных исследований подтвердили достоверность результатов расчета и высокую эффективность предложенных способов симметрирования неполнофазных режимов.
Неполнофазные режимы работы оборудования внедрены в Кировской (ВЛ 500 кВ, автотрансформаторные группы 500/220 кВ, шунтирующие реакторы 500 кВ), Ленинградской (автотрансформаторные группы 220/110 кВ) и Дагестанской (ВЛ 330 кВ) энергосистемах.
На основе результатов расчетов и экспериментов даны рекомендации по модернизации устройств релейной защиты с целью повышения их надежности в неполнофазных режимах.
Разработанный программный комплекс внедрен в ОЭС Северо-Запада, Юга, Центра и был использован при расчетах наведенных напряжений на линиях электропередачи; уточненная методика определения места повреждения на ВЛ реализована в Ленэнерго.
Апробация работы и публикации
Основные положения работы и ее результаты докладывались на Всесоюзной научно-технической конференции «Научные проблемы современного энергетического машиностроения и их решение» (г. Ленинград, 1987 г.), Всероссийской научной конференции «Токи короткого замыкания в энергосистемах» (г. Москва, 1995 г.), региональной научно-технической конференции «НАУКА-ПРОТЭК-98» (г. Киров, 1998 г.), научно-технических конференциях Вятского государственного технического университета (г. Киров, 1987-99 г.), совещаниях служб релейной защиты ОДУ Урала и Северного Кавказа, научных семинарах кафедры «Электрические системы и оети» Санкт-Петербургского государственного технического университета (1990, 1994,2000).
Материалы диссертационной работы докладывались на симпозиуме "Охрана труда в энергетике-98" (г. Москва, ВВЦ, павильон "Электрификация", 30 марта - 4 апреля 1998 г), на семинаре-совещании начальников служб РЗА АО-энерго, начальников электролабораторий электрических станций, ведущих специалистов РЗА ОЭС Северного Кавказа (г. Пятигорск, 1998 г), на научно-практическом семинаре для специалистов СРЗ ОДУ, АО-энерго и МЭС "Новое направление в расчетах аварийных режимов энергосистем: метод фазных координат" (г. С-Петербург, Петербургский энергетический институт повышения квалификации руководящих работников и специалистов, 1998 г), на XIII научно-технической конференции по обмену опытом проектирования, наладки и эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики в энергосистемах Урала (г. Екатеринбург, 2001 г.), на научно-практической конференции «Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий» СПбГПУ (г. С-Петербург 2002), на научных семинарах кафедры "Электрические станции" Вятского государственного технического университета (1998-1999 г.г.), на Всероссийской научно-технической конференции "Наука - производство — технология - экология" (г. Киров, 2001,2002 гг.), кафедры "Электрические системы и сети" СПбГТУ (январь, 2000 г., май, 2003г.).
По теме диссертации опубликовано 80 работ, в т.ч. 35 в центральных изданиях.
Структура и объем работы
Модели элементов электроэнергетической системы в фазных координатах
Общие вопросы уравнений многополюсников, моделирующих граничные условия в местах повреждений, рассмотрены в [158] В работе [48] применительно к расчету на ПЭВМ сложных повреждений был принят метод построения комплексных схем замещения с использованием многополюсников при всевозможных сочетаниях одновременных несимметрий. Принципы такого решения приведены также в [159], написанной в соавторстве с А.Б. Черниным.
К методу комплексных схем замещения относятся также работы [24, 25], в которых в начале определяются шунты прямой последовательности неполнофазных отключений; далее эти шунты используются в программе расчета установившегося режима. Кроме громоздкости такой подход не обладает достаточной универсальностью, например, в общем случае шунты прямой последовательности могут не обладать взаимностью, и, следовательно, их нельзя ввести в схему замещения.
В работах [27, 36, 37] для решения таких задач предложено совместное решение систем нелинейных уравнений схемы прямой и линейных уравнений схем обратной и нулевой последовательностей. Рассматриваемая методика имеет много общего с расчетом установившихся режимов с Несимметричными нагрузками [28]. Однако такой подход не позволяет просто и наглядно моделировать широкий ряд задач фазного различия параметров оборудования, что может быть легко осуществлено при использовании многополюсников связи.
Один из вариантов решения задач методом расчетных соотношений рассмотрен в [48, 103]. Этот метод расчетных соотношений хорошо вписывается в «метод разделения на подсхемы» (Dia Koptics) [160, 161] который получил широкое отражение в отечественной и зарубежной литературе. Сущность последнего состоит в том, что любая электрическая схема может быть разрезана на несколько частей. При этом каждую из них можно рассматривать независимо от остальных. Далее определяются электрические величины в местах сочленения подсхем, а затем распределение токов и напряжений в последних. Благодаря этому в предыдущие годы решалась задача расчета схем с большим числом узлов и ветвей на ПЭВМ с ограниченным объемом оперативной памяти.
Прежде чем перейти к описанию этой методики расчета остановимся на способе определения электрических величин в местах несимметрии, которые связывают схемы трех последовательностей (граничные условия). Причем схема каждой последовательности рассматривается отдельно,, В связи с этим представляется возможным оперировать с симметричной матрицей параметров каждой из схем последовательностей, а всякая несимметрия отражается с помощью активных элементов. Неполнофазные элементы и устройства симметрирования учитываются с помощью дополнительных активных параметров. Поперечные симметрирующие средства имитируются дополнительными источниками тока, разрывы фаз и продольные симметрирующие устройства - введением дополнительных источников напряжения. Указанные источники тока и напряжения в начале расчета не известны, но они должны равняться действительным токам и напряжениям в местах несимметрий. Ветви схем последовательностей, в которых имеют место разрывы фаз, а также узлы, где подключаются устройства симметрирования, фиксируются. Для них составляются системы уравнений, неизвестными в которых являются искомые источники тока и напряжения. При составлении этих уравнений используется несколько способов.
Первый основан на работе [38] и его сущность заключается в следующем. Составляются уравнения по местам несимметрий схем последовательностей в симметричных составляющих. Уравнениям должна быть придана форма, при которой в левой части располагаются активные параметры, дающие в сумме нуль, а в правой части располагаются параметры, равные между собой по значению. Первые называются суммирующими, а вторые - общими величинами. Таким же образом формируются результирующие уравнения и для остальных несимметрий. Решением полученной системы находятся общие, затем определяются суммирующие величины. По найденным токам и напряжениям, как активным параметром, подключенным в местах повреждений, далее рассчитывается каждая схема последовательности. Реализация этого способа описана в работе [39].
Второй способ рассмотрен в [40, 42]. Предлагается сложные несимметрии представить как результат следующих одна за другой одиночных несимметрий в исходном симметричном режиме. Изменение, обусловленное каждой новой несимметрией, учитывается по принципу наложения в предыдущем режиме. Способ нашел отражение в работе [43].
Третий способ рассмотрен в работах [44, 103, 144]. К" уравнениям прямой, обратной и нулевой последовательностей добавляются уравнения для мест несимметрии. При решении задачи сначала исключаются напряжения узлов всех последовательностей из уравнений для мест несимметрии и определяются входящие в них токи, а затем, зная эти величины, из общей системы уравнений находят напряжения во всех узлах каждой схемы.
Как указано выше, при большом числе несимметричных по фазам элементов в электрической системе, а также мест несимметрии целесообразно проводить расчет в фазных координатах. Однако в электрических системах обычно подавляющее большинство составляют симметричные полнофазные элементы, для которых наиболее простыми являются схемы замещения в симметричных составляющих. В работах [113, 114, 160, 161, и др.] было предложено рассматривать схемы в гибридных координатах. В одной части таких схем предусматривается разложение параметров режима на симметричные составляющие, а в другой используются натуральные параметры. Обе части соединяются идеальными элементами трансформации, роль которых выполняет преобразователь координат: из систем А, В, С в систему 1, 2, 0 и наоборот. Такая трактовка, предложенная так же Н.А. Мельниковым, дает возможность каждую часть системы представлять в том виде, как это более выгодно: с разложением и без разложения на симметричные составляющие.
Исходя из общих принципов сочетания фазных и симметричных координат, в [48, 89] разработаны вопросы расчета сложных повреждений на ПЭВМ применительно к методам комплексных схем замещения и расчетных соотношений. В первом случае задача решена путем вывода матричного уравнения в форме Y многополюсника взаимного перехода симметричных составляющих в фазные величины. Это позволяет воспользоваться при сочетании разных координат методом комплексных схем замещения, отличающегося максимальной простотой алгоритма.
Наряду с методом комплексных схем замещения в [48] исследована возможность использования метода расчетных соотношений в гибридных координатах (при анализе схем со сложной несимметрией). При этом в [48] метод расчетных соотношений оперирует с симметричньми матрицами узловых проводимостеи отдельных подсхем. Однако матрица узловых проводимостеи элементов электрической системы с неодинаковыми фазными сопротивлениями в симметричных составляющих несимметричны относительно главной диагонали. В связи с этим указанные элементы целесообразно рассматривать в фазных координатах, в которых их матрицы узловых проводимостеи симметричны, а остальную симметричную часть схемы рассматривать в симметричных составляющих.
Уравнения узловых напряжений при использовании метода преобразования многофазных узлов ЭЭС к трехфазному виду
Для высокогорных ГЭС необходимость внедрения неполнофазного режима может быть вызвана своими специфическими особенностями. Например, из-за тесной компоновки ОРУ 330 кВ Чиркейской ГЭС при ремонте выключателей 330 кВ блоков генератор-трансформатор (ГТ) необходимо отключать создающее недопустимое для ремонтных работ электростатическое влияние соседних присоединений. В то же время из-за ураганных порывов ветра, которые бывают в месте расположения ОРУ 330 кВ (были случаи падения фаз выключателя ВВБ-330 Б), установка биологических экранов невозможна. Поэтому было принято решение на время ремонта выключателя любого блока отключать у соседнего присоединения только одну ближайшую фазу, переводя соседнее присоединение в длительный неполнофазный режим или держать соседний блок в горячем резерве и включать его при действии автоматики аварийного набора мощности, В этом случае запертая при ремонтных работах на выключателях 330 кВ мощность соседнего блока может быть мобилизована до значительной величины при нарушениях в объединении энергосистем.
Испытания некоторых гидрогенераторов в установившихся несимметричных режимах позволяют считать, что для них может быть допущено большее значение несимметрии, чем предусмотрено ГОСТ. Применительно к гидрогенераторам Чиркейской ГЭС это ограничение исследовано в работе [117], в которой показана возможность длительной работы гидрогенераторов (ввиду особой конструкции полюсов) при отключении одной фазы на стороне 330 кВ блока. В этом режиме отношение тока обратной последовательности к номинальному току равно 0,19; отношение разности тока в фазах к номинальному току 0,25 (по ГОСТ 5616-89 допускается MlIHOM = 0,15). Для генераторов Чиркейской ГЭС {SHOM =294MBA,UllOM =15 75кВ,Іном ]Q,SKA) предельное значение тока обратной последовательности равно 2,05 кА (98 А на стороне 330 кВ).
Начиная с 1992 по 1998 г.г. на ГЭС было проведено несколько экспериментов неполнофазного режима блоков на стороне 330 кВ как с целью выявления допустимого для гидрогенератора тока обратной последовательности [117], так и с целью анализа поведения релейной защиты и автоматики [10]. На рис. 4.2 приведены результаты расчета неполнофазного режима блока 3 ГТ (блок 1 ГТ находится в ремонте), совпадающие с результатом эксперимента. Полная мощность прямой последовательности, отдаваемая блоком в неполнофазном режиме, может достигать 55 % от номинальной.
Под симметрированием режима обычно понимается уменьшение токов и напряжений обратной последовательности до уровней, при которых обеспечивается нормальная работа генераторов системы и потребителей электроэнергии. Вопросам снижения несимметрии и в первую очередь токов и напряжений обратной последовательности посвящена обширная литература, в которой были предложены некоторые практические схемы симметрирования. Отметим отдельные недостатки этих схем: -одни из известных методов симметрирования НПФР ЛЭП существенно ограничивают передаваемую в этом режиме мощность [64, 65, 66]; - другие требуют глубокого регулирования мощности симметрирующих устройств [67, 68, 69, 70]; - третьи требуют больших капиталовложений [65, 71, 72, 73]. Симметрирования можно достигать различными способами. Например, путем включения в цепь либо источника ЭДС обратной последовательности, либо источника тока обратной последовательности, создавая при этом дополнительный узел в месте подключения [47, 68, 76]. В первом случае удается симметрировать параметры режима только в одной ветви сети. В других ветвях при этом несимметрия может даже увеличиться. Введение ЭДС обратной последовательности осуществляется, как правило, вольто добавочными трансформаторами [47, 68, 70]. Во втором случае несимметрию удается устранить во всей системе, так как симметрирующее устройство работает как фильтр тока обратной последовательности.
В качестве ветви с регулирующим током обратной последовательности могу быть применены конденсаторные батареи поперечного включения[47]. Однако степень компенсации реактивной мощности зависит от суммы емкостей, подключенных между фазами, в то время, как симметрирующий эффект появляется лишь в том случае, когда конденсаторные батареи подключаются несимметрично. Недостатком такого симметрирования является необходимость глубокого регулирования параметров симметрирующего устройства при изменении режима работы нагрузок. Поэтому рассмотренные выше симметрирующие устройства целесообразно применять для обеспечения нормального напряжения на зажимах отдельных потребителей.
Другая группа симметрирующих устройств основана на компенсации параметров схемы сети, а именно сопротивления нулевой последовательности [64, 65, 66, 71]. Например, при отключении одной фазы линии, работающей в блоке с трансформатором, симметрирования можно добиться, включив в отстающую фазу на стороне треугольника трансформатора индуктивное сопротивление, либо включать емкостное сопротивление в каждую из двух других фаз или в нейтраль трансформатора. Учитывая, что сопротивление нулевой последовательности сети может меняться только при изменении числа имеющихся в работе линий и трансформаторов, эти способы мало чувствительны к изменениям параметров режима. Однако в первом случае для того, чтобы уменьшение напряжения на шинах нагрузки не превышало допустимую величину необходимо уменьшать передаваемую в этом режиме мощность до 20% от мощности нормального режима и даже ниже. Во втором случае следует указать на большую стоимость симметрирующего устройства, а также опасность возникновения в НПФР режима перекомпенсации.
Необходимо отметить, что устройства, используемые для симметрирования нагрузок [76], не могут быть использованы для НПФР линии. При НПФР линии несимметрия вызвана не режимом работы нагрузок, а параметрами схемы сети.
Линии 330-500 кВ в отличие от 110-220 кВ, питающие дефицитные энергосистемы и имеющие слабые шунтирующие связи, должны обладать достаточной эксплуатационной надежностью, проявляющуюся в возможности осуществления на них пофазного ремонта [77]. Сюда же можно отнести и ВЛ 750, 1150 кВ, снабженные статическими источниками реактивной мощности, предназначенными в первую очередь для использования в паузе ОАПВ для гашения дуги подпитки и во вторую - для симметрирования длительных неполнофазных режимов [72]. При неуспешном ОАПВ линия может быть переведена в длительный неполнофазный режим работы. Установленные по концам линии статические тиристорные компенсаторы (СТК) должны скомпенсировать токи обратной последовательностей, а также поддержать допустимый уровень напряжения прямой последовательности. Для компенсации токов обратной последовательности можно дискретно изменять проводимость соединенных параллельно конденсаторных батарей СТК в зависимости от величины передаваемой активной мощности и непрерывно регулировать проводимость соединенных параллельно реакторно-тиристорных групп. Пропускная способность электропередачи в неполнофазном режиме зависит от мощности конденсаторных батарей СТК. Компенсация токов нулевой последовательности осуществляется подключением по концам линии малых сопротивлений нулевой последовательности, в качестве которых используют трансформатор СТК, первичная обмотка которого имеет заземленную нейтраль. При этом вторичная обмотка трансформатора соединяется в треугольник Х0=ХТ. Включая в нейтраль трансформатора конденсаторную батарею с Хс=Хг, сопротивление нулевой последовательности доводят до нуля. Для симметрирования длительных неполнофазных режимов могут быть использованы различные схемы СТК, подключаемые к шинам через специальные трансформаторы или автотрансформаторы связи [60, 74, 77, 80].
Алгоритмы решения системы уравнений узловых напряжений при различных способах моделирования нагрузок
В качестве критерия эффективности воздействия приведенных выше средств симметрирования на пятифазнуго схему включения AT используется относительное значение дополнительной мощности AS,. Причем это значение необходимо подсчитывать отдельно для стороны высокого и среднего напряжения AT. При оценке влияния неполнофазного включения шунтовых реакторов, а также других средств на AS, использовалась схема с двумя группами однофазных AT 500/220 кВ мощностью 500 МВА (Кировская энергосистема), приведенная на рис.4.21. Параметры AT, шунтовых реакторов и примыкающих систем приведены на схеме. Рассматривались различные режимы неполнофазного включения одной из групп трехфазных шунтовых реакторов 500 кВ на ПС «Вятка», другая группа оставалась включенной тремя фазами. Наибольший эффект относительного снижения тока в особой фазе одновременно на стороне высокого и среднего напряжения AT достигался при включении одной фазы шунтового реактора 500 кВ, совпадающей с отключенной фазой AT.
В табл.4.6 приведены результаты расчета неполнофазного включения шунтовых реакторов 500 кВ, размыкания схемы "треугольника", составленного из обмоток низшего напряжения трехфазного AT, и включения токоограничи-вающего реактора в нейтраль трехфазного AT как при их отдельном, так и групповом воздействии. Результаты расчета показывают, что применение указанных средств позволяет увеличить дополнительную мощность в соответствии с (4.8), не перегружая особую фазу AT
Воздействие различных средств на увеличение пропускной способности пя-тифазной схемы включения однофазных AT Как видно из таблицы 4.6 наибольший эффект достигается при включении одной фазы шунтирующего реактора, одноименной с отключенной фазой AT, и включении токоограничивающего реактора в нейтраль трехфазного AT. При этом AS 500= 0,158, а Д$ 0=О,17 . При осуществлении достаточно большого числа экспериментальных неполнофазных установившихся режимов в различных энергосистемах исследовались вопросы поведения устройств релейной защиты в таких условиях. По результатам этой работы ниже приведены следующие рекомендации. Одним из важнейших факторов, ограничивающих внедрение неполнофазных режимов оборудования, является неселективная работа релейной защиты как на самом неполнофазном элементе, так и на смежных присоединениях. При осуществлении НПФР в сети появляются токи обратной и нулевой последовательностей, на которые могут ложно реагировать следующие защиты, установленных на линиях 110+750 кВ: 1. высокочастотные от всех видов повреждений; 2. дистанционные от между фазных коротких замыканий; 3. токовые направленные нулевой последовательности от КЗ на землю. Кроме того отключение одной фазы В Л в некоторых случаях может привести к необходимости отключения устройств контроля исправности цепей токов и напряжений. При переводе линии в неполнофазный режим работы приходится выводить из действия защиты 1 и 3, реагирующие на токи и напряжения нулевой и обратной последовательностей [2, 10, 22]. Длительный запуск приемопередатчиков высокочастотных защит не допустим как по термическому режиму самих передатчиков, так и по их влиянию на линии связи. Чувствительные ступени токовых защит нулевой последовательности выводятся независимо от присоединения трансформаторов напряжения к шинам или к линии, так как в последнем случае цепь на отключение разомкнута только контактом реле направления мощности, что считается недостаточно надежным [32].
Как уже отмечалось, недостатком существующих дифференциально-фазных высокочастотных защит является невозможность обеспечить отстройку пусковых блокирующих органов от неполнофазного режима ВЛ без их загруб-ления. А это приводит к загрублению отключающих органов и возможному отказу срабатывания высокочастотной защиты. Проблема решается путем введения в устройство дифференциально-фазной высокочастотной защиты пускового органа, реагирующего на приращение вектора тока обратной последовательности. Это устройство не запускает защиту в установившемся НПФР и в то же время при возникновении КЗ дает возможность правильной работы этой защиты [86].
Как уже было сказано, чувствительные ступени токовых направленных защит нулевой последовательности в установившемся неполнофазном режиме выводят из действия, несмотря на то, что они блокированы реле направления мощности нулевой последовательности [32]. Объясняется это тем, что на выводах разомкнутого треугольника трансформатора напряжения небаланс по напряжению (как показали измерения это обычно гармоники третьего и кратного им порядка) соизмерим по значению с основной гармоникой, Это может привести к ложному срабатыванию реле направления мощности. Однако при использовании панелей, например, типа ШДЭ2801 и ШДЭ2802, в токовых и на-пряженческих цепях направленных защит нулевой последовательности осуществляется подавление высших гармоник с помощью специальных фильтров. Это позволяет при установившихся НПФР оставлять в работе все ступени токовой направленной защиты нулевой последовательности, если трансформатор напряжения установлен на линии [32].
Реле блокировки от качаний дистанционных защит при НПФР запускается в таких типах панелей, в которых выявителями несимметрии служит фильтр либо напряжения (КРБ-125), либо тока обратной последовательности (КРБ-126). Однако в новых типах дистанционных защит (ШДЭ2801, ШДЭ2802, ПДЭ-2001 и др.) пусковой орган устройства блокировки защиты при качаниях реагирует на приращение вектора тока обратной или прямой последовательности [58]. Поэтому при установившихся НПФР такая блокировка не запускает дистанционную защиту, но при возникновении КЗ приходит в действие.
Необходимо также отметить, что для более надежной работы релейной защиты при однофазных КЗ на неполнофазно включенных ВЛ желательно иметь дистанционный, принятый за рубежом [56], а не токовый принцип защиты от однофазных КЗ, используемый в нашей стране. Для уменьшения этого недостатка можно осуществить некоторую модернизацию дистанционной защиты от междуфазных КЗ на период перевода линии в неполнофазный режим, придавая ей функции защиты от однофазных КЗ. Эта модернизация состоит в заземлении фазы трансформатора напряжения, одноименной отключенной фазе линии.
Так, если при неполнофазном режиме работы В Л отключенная фаза заземляется по концам, то дистанционная защита от междуфазных КЗ становится чувствительной к однофазным КЗ при условии подключения трансформатора напряжения к линии (рис. 4.22) [22]. При включении дистанционной защиты на следующие напряжения и токи,
Поведение релейной защиты и модернизация ее отдельных элементов при неполнофазных включениях линии
Имея модель участка сети в фазных координатах, можно задаться определенными перетоками мощности во влияющих линиях и произвести расчет установившегося режима. В результате будут получены значения напряжений в узлах отключенной ВЛ, обусловленные взаимными сопротивлением и емкостной проводимостью между фазами влияющих и отключенной линий. При таком подходе расчет наведенных напряжений становится расчетом установившегося режима, в котором соблюдаются необходимые перетоки мощности по влияющим линиям. При этом собственное сопротивление каждого провода линии Ъп и взаимное сопротивление между каждыми двумя проводами линии ZM при возврате обратных токов через землю определяются через приближенные выражения, полученные на основании формул Карсона [124]. Емкостные параметры определяются из решения уравнений Максвелла, связывающих напряжения и заряды проводов взаимодействующих линий. При этом расчет электромагнитных и электростатических составляющих осуществляется совместно, если это не оговорено специальными условиями. Разработанная по данной методике программа позволяет выполнять расчеты установившегося режима при задании исходных параметров в том же виде, как и при расчетах потокораспределения в электрических системах: задается балансирующий узел, в генераторных узлах задаются модуль напряжения и активная мощность, в нагрузочных - активная и реактивная мощности. Благодаря описанному подходу, расчет наведенных напряжений в достаточной степени автоматизируется. Появляется возможность рассмотреть ряд вариантов режимов, и выбрать наиболее тяжелый с точки зрения максимальной величины наведенного напряжения [106, 162].
В ряде работ, посвященных расчетам наведенных напряжений на отключенных ВЛ, предлагается рассматривать электромагнитные и электростатические составляющие наведенных напряжений без учета несимметрии токов и напряжений на влияющих линиях [125, 126,127, 128, 129]. Проведем анализ влияния этой несимметрии на уровень наведенных напряжений отдельно по электромагнитной и электростатической составляющим. Для анализа электромагнитного воздействия на рис, 5.7 приведена схема влияющей и отключенной ВЛ 330 кВ. На участке MN длинной 50 км обе линии подвешены на двухцепных опорах (рис. 5.9, а), на участке NS длиной 50 км линии расходятся, их взаимное влияние отсутствует, и линии подвешены на одноцепных опорах (рис. 5.9, б). В точке N на отключенной и заземленной по концам ВЛ ( в РУ) устанавливается трехфазное переносное заземление Rn3 = 4 Ом. Рассматриваются два варианта схемы замещения, различающиеся эквивалентными сопротивлениями примыкающих систем всех последовательностей с обоих концов влияющей линии: первый — Zsi = Zs2 = Zs0 = J61 Ом, второй - Zsi = j61 Ом, ZS2 = Zso = jlO5 Ом. Расчет ведется в фазных координатах.
Достаточно большие сопротивления эквивалентов во втором варианте обеспечивают такой режим, при котором величины токов І2 и 1о становятся близкими к нулю. В то же время токи прямой последовательности в обоих режимах одинаковы, так как они обеспечиваются одинаковой нагрузочной мощностью на конце влияющей линии. Для чистоты расчетного эксперимента все емкостные влияния в схеме рис. 5.7 из расчетной модели сети временно исключены.
Сравнивая два режима, можно отметить, что в первом случае из за пофазной несимметрии на влияющей линии появились токи h — 9,5 А и Io = 4,09А, наведенное напряжение в месте установке рабочего трехфазного заземления на отключенной В Л оказалось равным Un3 = 71,4 В. Во втором токи Ь и In на влияющей линии близки к нулю, наведенное напряжение снизилось до Un3 = 42,2 В, что составляет 59% от первого случая. В то же время при наложении на отключенной линии в узле N однофазного переносного заземления вместо трехфазного отличие в значениях наведенных напряжений оказалось небольшим и составило 88 В и 83В.
Для оценки электростатического воздействия проведен расчет той же В Л, что и на рис. 5.7 с тем отличием, что на отключенной ВЛ установлено только одно трехфазное переносное заземление в середине В Л. По концам ( в РУ) В Л не заземлена для исключения электромагнитного влияния (рис. 5.8). Взаимное электростатическое влияние линий в расчетной модели сети восстановлено. Как и на рис. 5.7, рассматриваются два режима, которые определяются эквивалентами примыкающих систем всех последовательностей по концам влияющей линии Zs) = Z = Zso= j61 Ом (Zst = j61 Ом, Zs2 = Zs0 = j 105 Ом).
В первом режиме, когда на влияющей линии появляются токи I2 = 9,5А и 1о = 4,0А из-за ее пофазной несимметрии, наведенное напряжение равно Ura — 13,1В. Во втором режиме, когда на влияющей В Л фактически протекает только ток прямой последовательности, Uni = 9,9 В , что составляет 75% от первого. При наложении однофазного переносного заземления на отключенной линии наведенные напряжения соответственно равны Um =7 В и Um =5 В.
Можно сделать вывод, что методы определения наведенных напряжений без учета несимметрии токов и напряжений на влияющих ВЛ в предельном случае могут давать значительную ошибку в сторону занижения как по электромагнитной, так и электростатической составляющей.
Как отмечалось выше (раздел 5.1), в разветвленных сетях воздушные линии сложным образом взаимодействуют друг с другом [75, 164]. Для учета в полной мере всех особенностей такого взаимодействия имеет смысл заложить в ЭВМ трехфазную модель достаточно крупного участка сети, в пределах которого линии тесно взаимодействуют друг с другом. В системе Ленэнерго с такой целью был выделен достаточно большой участок сеть воздушных линий 330 кВ (рис. П.7Л). Имея данную схему в виде трехфазной модели, можно в ней произвести необходимые коммутации, наложить заземления, задать требуемые перетоки мощности в неотключенных линиях и осуществить расчет потокораспределения. В результате будут получены величины наведенных напряжений с учетом всех особенностей схемы и режима. Для сопоставления расчетных и измеренных величин наведенных напряжений рассчитывается режим, существовавший при измерениях. При пересчете наведенного напряжения к максимально возможному значению задается режим максимальных нагрузок влияющих линий. При этом следует отметить, что наибольшая величина перетоков мощности во влияющих ВЛ должна определяться не конструктивными (предельный допустимый ток по условию нагрева проводов), а режимными возможностями линий. Для этого предварительно сеть должна быть проанализирована с точки зрения выявления максимальных потоков мощности во влияющих линиях.
