Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Проблемы электромагнитной совместимости при воздействиях перенапряжений и общая характеристика сетей 110 +750 кВ 16
Общие положения ЭМС электрооборудования сетей 110 + 750 кВ при воздействиях перенапряжений 16
Методические положения формирования граничных условий, как показателей ЭМС электроустановок сетей 110 + 750 кВ 19
Область применения и схемы сетей 110 + 750кВ 25
Изоляция электрооборудования и линий 110 + 750 кВ 28
Характеристики защитных аппаратов, входные параметры электрооборудования и линий 110 + 750 кВ 32
Грозовая аварийность в сетях 110 + 750 кВ 35
Аварийность в сетях 110 + 750 кВ вследствие внутренних перенапряжений 39
Современное состояние защиты изоляции сетей 110 + 750 кВ от перенапряжений 41
ГЛАВА 2. Анализ и методы определения критериальных оценок обеспечения ЭМС для реализации повыше ния надежности электрооборудования сетей 110 + 750 кв при воздействиях перенапряжений 49
1. Анализ эмиссии ЭМП в виде перенапряжений на изоляции подстанций и линий 110 + 750 кВ 49
2. Критериальная оценка обеспечения ЭМС грозозащиты ЛЭП 52
Критериальная оценка обеспечения ЭМС грозозащиты подстанций с помощью ЭВМ 54
4. Обеспечение ЭМС при воздействиях на электрооборудование сетей 110 + 750 кВ внутренних перенапряжений 67
ГЛАВА 3. Обеспечение эмс при перенапряженях в ней трали силовых трансформаторов 110 ч- 220 кВ 75
Проблема перенапряжений в нейтрали силовых трансформаторов 110 ч- 220 кВ 75
Импульсные перенапряжения в нейтрали 86
Внутренние перенапряжения в нейтрали jQg
ГЛАВА 4. Внутренние перенапряжения в сетях на подстанциях 110 *- 750 кВ 127 Перенапряжения на шинах подстанции 110 -f 750 кВ 127
Перенапряжения при коммутациях трансформаторов и автотрансформаторов 141
Перенапряжения при коммутациях шунтирующих реакторов 145
Мероприятия по ограничению внутренних перенапряжений на изоляции электрооборудования подстанций 110 ч- 750кВ 149
ГЛАВА 5. Внутренние перенапряжения на линиях 110 - 750 кВ 151
Проблема перенапряжений, возникающих на линии 151
Перенапряжения на линиях при оперативных включениях 159
Перенапряжения на линиях 330 -г- 750 кВ при их оперативных отключениях 162
4. Перенапряжения при несимметричных коротких замыканиях и АПВ линий 110-5-750 кВ 163
Влияние ОПН на коммутационные перенапряжения на линиях 164
ГЛАВА 6. Анализ грозозащиты сетей 110 + 750 кВ 166
Результаты исследований грозозащиты ВЛ 110 ч- 750 кВ 166
Результаты исследования грозозащиты подстанций 110 -г 150 кВ 169
Результаты исследования грозозащиты подстанций 220 -г 330 кВ 173
Результаты исследования грозозащиты подстанций 500 -s- 750 кВ 178
Заключение 182
Библиографический список 186
Приложение 197
- Общие положения ЭМС электрооборудования сетей 110 + 750 кВ при воздействиях перенапряжений
- Анализ эмиссии ЭМП в виде перенапряжений на изоляции подстанций и линий 110 + 750 кВ
- Проблема перенапряжений в нейтрали силовых трансформаторов 110 ч- 220 кВ
- Перенапряжения при коммутациях трансформаторов и автотрансформаторов
Введение к работе
Повышение надежности и качества электроснабжения промышленности страны влечет за собой разработку и строительство новых линий электропередач и подстанций с дорогостоящим и ответственным оборудованием. Это в значительной мере относится к сетям высокого напряжения ПО т- 750 кВ. В их эксплуатации существенным фактором улучшения эксплуатационных характеристик и, прежде всего, повышения надежности является обеспечение электромагнитной совместимости (ЭМС) при воздействии кратковременных импульсных грозовых и внутренних перенапряжений. Наряду с длительным рабочим напряжением они воздействуют на изоляцию электрооборудования, приводя к постепенной или единовременной выработке ее ресурса. И в том, и в другом случае эти процессы являются причиной аварий, иногда с тяжелыми последствиями.
Особую значимость приобретает проблема ЭМС при решении задач обеспечения надежности защиты от перенапряжений электрооборудования сетей 110 750 кВ, такого, как силовые и измерительные трансформаторы, коммутационные аппараты, реакторы и др. Как показывает анализ, доля нарушений ЭМС, которую можно отнести на счет перенапряжений и специфики электромагнитных процессов, связанных с нарушениями ЭМС в общем потоке отказов электрооборудования 110 750 кВ превышает 35 + 40%.
Эти положения в силу масштабов, условий развития и влияния энергетики на другие отрасли экономики имеют особо важное значение. Обеспечение надежности и качества электроснабжения потребителей накладывает особые требования на разработку и создание надежных схем защиты от внешних (грозовых) и внутренних перенапряжений. Поэтому для оценки работоспособности и надежности сетей 110 -г 750 кВ необходима реализация методов анализа и математических моделей переходных процессов, как на самой подстанции, так и на подходе к ней на воздушной линии, включая процессы в заземляющих и защитных устройствах и др. В условиях сетей ПО + 750 кВ математические и другие виды моделей названных электроустановок и процессов в них значительно усложняются за счет необходимости учета конструктивной специфики электрооборудования, явлений характерной деформации волн грозовых и внутренних перенапряжений в многопроводных линиях под действием импульсной короны и поверхностного эффекта в многослойной земле и проводах, конструктивных особенностей линий на подходе к подстанции, различия в величинах сопротивлений заземления опор линии на подходе, протяженности заземлителей на подстанции и др.
Показатели надежности защиты подстанций от перенапряжений при определении с точки зрения теории ЭМС граничных условий помеховосприимчивости в значительной мере зависят от перечисленных выше факторов. Это относится как к грозозащите, так и к защите от внутренних, прежде всего, коммутационных перенапряжений.
В анализе грозозащиты эти граничные условия получили название в плоскостном варианте - «кривая опасных волн» (КОВ). В трехмерном варианте -используется понятие «объем опасных волн» (ООВ), где к плоскостным координатам КОВ (амплитуда - крутизна фронта волны перенапряжения) добавляется пространственная координата - удаленность точки удара молнии.
Внутри КОВ и ООВ расположены все возможные безопасные, а вне -опасные сочетания этих параметров. Сами КОВ и ООВ, как уже говорилось выше, являются границами помеховосприимчивости. Интегрирование внутри этих областей соответствующих плотностей вероятности дает вероятное число появления опасных воздействий на исследуемом оборудовании, значительно менее отличающееся от данных опыта эксплуатации по сравнению с директивными методами.
Аналогично для внутренних перенапряжений необходимо определять граничные условия ЭМС в виде вероятностных оценок на основе распределений кратностей перенапряжений для характерных видов коммутационных, феррорезонансных и других процессов, возникающих как в существующих, так и в проектируемых сетях 110 + 750 кВ. Таким образом, для решения проблемы ЭМС при воздействии перенапряжений в сетях ПО т- 750 кВ необходимо разработать неформальное и формальное определение задачи, теоретические и практические критерии ее решения и технические оценки для наиболее важных электроустановок и аппаратов. Эти положения являются научным обоснованием мероприятий, средств и рекомендаций по повышению надежности электрических сетей и систем электроснабжения, которые формулируются в диссертации.
Сказанное выше определяет актуальность проблемы и основных направлений данной работы.
Для формулирования цели и задач диссертационной работы проведен анализ исследований надежности электрических сетей 110 750 кВ.
В эксплуатации на изоляцию линий и электрооборудования подстанций воздействуют длительное рабочее напряжение и кратковременные перенапряжения, поэтому с самого начала развития электрических сетей и систем электроснабжения их максимально оснащали аппаратами и средствами защиты от перенапряжений. Большое внимание при этом уделяется грозозащите или защите от атмосферных перенапряжений, что находит отражение в «Руководящих указаниях по защите от перенапряжений», изданных в различные годы несколькими изданиями [1-3,10,11].
Однако и в последних официальных документах [1,2] в вопросах грозозащиты недостаточно учтены особенности и опыт, накопленные при эксплуатации электрических сетей.
В настоящее время при выполнении действующих правил устройств электроустановок ПУЭ [3] защита от прямых ударов молнии (ПУМ) в подстанцию отличается весьма высокой надежностью, на порядок и выше превосходящей надежность защиты от грозовых волн, набегающих на подстанцию с линий электропередач. Поэтому уточненная оценка надежности защиты линий электропередачи и подстанционного оборудования 110- - 750 кВ от волн, набегающих с линий, является актуальной проблемой при их проектировании, эксплуатации [8,9], техническом перевооружении и реконструкции. Поэтому, в связи с качественными и количественными изменениями функций 110-5- 750 кВ, условий их работы и необходимостью учета специфики отраслей (например, добычи и транспорта нефти и газа и многих других), в их защите от перенапряжений необходима реализация новых возможностей и способов применения современных защитных аппаратов (нелинейных ограничителей перенапряжений - ОПН и, в определенной мере, вентильных разрядников - РВ), в том числе с выносом их на линию электропередачи в виде подвесных конструкций и каскадных схем грозозащиты. Также весьма перспективно, особенно в условиях сетей 110 - - 750 кВ, применение новых систем тросовой защиты с ограниченной длиной тросовых подходов, отказом от них вообще [2,6,7]. Последнее обстоятельство связано с авариями, вызванными обрывами тросов вследствие коррозии и роста токов короткого замыкания.
Рассмотренные выше положения были сформулированы на основе проведенного обзора и анализа основных теоретических результатов и соответствующих технических решений по актуальным проблемам ЭМС электрооборудования 110 + 750 кВ, изложенных в работах таких известных ученых и исследователей, как: Г.Н. Александров, Дж. П. Бикфорд, В.В. Бургсдорф, А.Л. Виткин, А.А. Горев, В.Г. Гольдштейн, А.К. Горюнов, Н.И. Гумерова, Ч.М. Джуварлы, Е.В. Дмитриев, В.В. Ершевич, Б.В. Ефимов, А. Зоммер-фельд, К.П. Кадомская, Е.И. Казачкова, В.В. Коген-Далин, М.В. Костенко, СВ. Крылов, Г.С. Кучинский, Л.Е. Машкиллейсон, Н.А. Мельников, С.Д. Мерхалев, А.В. Миролюбов, Ю.А. Михайлов, Н. Мюлине, A.M. Некрасов, И.Ф. Половой, Д.В. Разевиг, Дж. Р. Рид, С.С. Рокотян, Л.Н. Сиротинский, Г.А. Славин, В.И. Попков, А.И. Таджибаев, Н.Н. Тиходеев, Ф.Х. Халилов, А.Н. Шеренцис, С.С. Шур, А.И. Якобе, R.G. Wasley, L.M.Wede-pohl, W.H.Wise и многих других исследователей.
Основные положения по защите подстанций и линий электропередачи от перенапряжений, закрепленные ПУЭ и Руководящими указаниями по грозозащите [1-5,10,11], основаны на теоретическом анализе развития перенапря жений, связанных с распространением электромагнитных волн вдоль системы проводов линий и ошиновки. Следует в этой связи отметить общее решение для электромагнитного поля провода в однородной среде (А. Зоммерфельд [9,18]), точные и приближенные решения волновых полей линий электропередачи, полученные и развитые в дальнейшем в работах [9,19-24], результаты исследований на физических моделях и натурных измерений [2,6,7].
Это дало возможность усовершенствовать схемы и критерии оценки защиты от перенапряжений подстанций ПО -г- 750 кВ [6,7,16,17] с учетом влияния различных физических и эксплуатационных факторов [25-27,30]. Значительным шагом в научно-технических представлениях о надежности защиты электроустановок сетей 110 + 750 кВ от перенапряжений и обеспечения ЭМС стали исследования волновых процессов распространения перенапряжений, проведенные с помощью анализаторов переходных процессов (АПП) [7,30-33,36]. Однако основные методические положения и допущения, принятые в этих исследованиях в структуре моделей и методах моделирования, не позволили ликвидировать расхождения расчетных оценок надежности защиты от перенапряжений в сетях ПО + 750 кВ с данными опыта их эксплуатации.
Дальнейшее развитие исследований волновых процессов в линиях и подстанциях позволило в [2,3,6,7,16-18] уточнить методику расчета надежности защиты подстанций от перенапряжений на основе общего анализа волнового процесса в комплексе «подстанция - отходящие линии» с определением вероятного числа опасных перенапряжений на электроустановках ПО 750 кВ. Данная методика позволяет приблизить проектные рекомендации [1-3,18,24] по показателям надежности подстанции к данным эксплуатации.
Однако результаты исследований и их сопоставление с данными многолетних наблюдений, проведенных в сетях 110 + 750 кВ, приводят к выводам об имеющих место значительных расхождениях эксплуатационных данных о надежности защиты от перенапряжений подстанций и В Л 110 - • 750 кВ. В наибольшей мере это относится к обеспечению выполнения директивных документов по сопротивлениям заземлений линий и подстанций, эксплуатации заземляющих устройств, длин защищенных тросовых подходов и др. Кроме того, становится объективной необходимостью усовершенствование схем тросовой защиты и размещения защитных аппаратов (РВ, ОПН).
Решение задач распространения волн вдоль проводов воздушных линий, ошиновки подстанций и заземлителей основано на законах Кирхгофа при моделировании названных элементов сети пассивными двухполюсниками [1,8,9,19-24]. При этом используется аппарат математического анализа волновых процессов, основанный на численных реализациях частотного, волнового методов [30-33,38], метода конечных разностей и др.
По результатам проведенного анализа можно сделать следующие выводы.
Существующие схемы и средства защиты от перенапряжений электрооборудования сетей высокого напряжения в основном разработаны более полувека тому назад. Они отражали состояние технической оснащенности грозозащитными средствами, а также структуру и роль сетей того времени. Эти схемы приведены в [1,3-5,10,11]. Необходимость усовершенствования основных положений [1,3,5,10] и пересмотр некоторых рекомендаций по защите от перенапряжений как от грозовых, так и от внутренних перенапряжений стали очевидными.
Однако в проекте «Руководящих указаний» [13], которые в дальнейшем были выпущены в виде официального документа [11], эти проблемы в полной мере решения не нашли. Также были недостаточно учтены особенности и опыт эксплуатации сетей высокого напряжения.
Как отмечалось выше, в настоящее время линии 110, 150, 220 кВ (в ряде случаев 330 кВ) перестали играть роль магистральных, обычно служащих для связи между энергосистемами, а выполняют функции распределительных. При этом сокращается длина линий и растет относительная длина участков, защищенных грозозащитными тросами (приблизительно 1/3 протяженности). Вместе с тем в эксплуатации наблюдается дефицит в тросах для вновь строящихся и замены при выходе их из строя на действующих линиях. Поэтому качественное изменение функций сетей высокого напряжения является еще одним аргументом в пользу пересмотра их защиты от перенапряжений. Необходима разработка и широкое внедрение таких схем защиты, мероприятий и средств, которые с точки зрения технико-экономической эффективности наилучшим образом обеспечивают выполнение современных требований обеспечения ЭМС и надежности энергоснабжения.
Прежде всего, это реализация принципов глубокого ограничения перенапряжений за счет корректного применения ОПН, каскадных схем их установки, ограничение длин тросовых подходов, применение новых схем подвеса тросов на опорах или отказ от них [2,6,7,32,68]. Последнее обстоятельство продиктовано участившимися авариями, вызванными обрывами тросов из-за интенсивной коррозии и роста токов короткого замыкания.
Потребность пересмотра схем защиты подстанций от перенапряжений вызвана также фактом недоиспользования защитных свойств вентильных разрядников. В этом отношении представляет интерес информация о срабатываниях РВ на подстанциях и о величинах токов через эти защитные аппараты.
По данным анализа и измерений [36,47] импульсные токи через РВ 110 кВ в основном находятся в пределах 0,1 -ь 2 кА. В то же время ток координации в сетях 110 кВ установлен 5 кА [1,10,11]. Кроме того, анализ данных счетчиков срабатывания РВ показал, что эти защитные аппараты при числе грозовых часов от 30 до 60 срабатывают в среднем по одному разу за полтора года на тупиковых подстанциях, за два года - на проходных подстанциях и за шесть лет- на многофидерных подстанциях.
И, наконец, в последние годы в ряде случаев, например, в нефтяной и газовой промышленности, надежность грозозащиты В Л 110 кВ и выше, выполненной в соответствии с ПУЭ традиционным способом, не удовлетворяет эксплуатацию. Поэтому в таких сетях применяются нетрадиционные способы грозозащиты с установкой на линиях подвесных ОПН (ПОПН) [2,7,18].
Имеет место также ряд проблем, связанных с внутренними на линиях и на изоляции электрооборудования подстанций 110 + 750 кВ.
Эффективность тех или иных мер и мероприятий по защите от внутренних перенапряжений может быть проверена с помощью измерений в действующих сетях (при специальных опытах и с помощью автоматической регистрации).
Сказанное выше позволяет определить научное направление диссертации как разработку методов анализа грозозащиты ЛЭП и подстанций 110 -з- 750 кВ, а также средств и мероприятий, позволяющих повысить надежность электрооборудования ПО -г- 750 кВ при воздействиях перенапряжений. На основе подробного анализа проблем повышения надежности и обеспечения ЭМС электрооборудования сетей 110 750 кВ можно констатировать, что ряд теоретических и технических задач в этом направлении исчерпывающих решений не имеет. Это положение легло в основу определения цели и задач диссертации.
Целью диссертации является научная разработка методов повышения надежности электрооборудования сетей 110 -г 750 кВ на основе исследований его электромагнитной совместимости в условиях интенсивных воздействий атмосферных и внутренних перенапряжений.
Для достижения поставленной цели в работе формулируются и решаются следующие научно-технические задачи.
• Определение критериальных оценок обеспечения ЭМС для реализации повышения надежности электрооборудования сетей 110 750 кВ при внешних и внутренних перенапряжениях.
• Разработка методики анализа волновых электромагнитных процессов для глубокого принудительного ограничения всех видов перенапряжений на электрооборудовании ЛЭП и подстанций в сетях 110 -г- 750 кВ.
• Уточненное определение условий работы ОПН как основного средства обеспечения ЭМС в сетях 110 -ь 750 кВ.
• Разработка технических решений и мероприятий по реализации основных технических показателей ЭМС для ОПН, сформулированных в виде технических условий и требований к ЗА различных уровней напряжения.
Общие положения ЭМС электрооборудования сетей 110 + 750 кВ при воздействиях перенапряжений
ЭМС является важнейшим условием работы электрооборудования сетей ПО 750 кВ [1,3,11,30-33]. Поэтому совершенно очевидной является необходимость разработки общих подходов, принципов, методов анализа и математического моделирования процессов, определения критериев и показателей обеспечения ЭМС.
На основе принципов, предложенных в работах И.В. Жежеленко, В.П. Степанова и Е.А. Кроткова, в работе проведена иерархически-структурная классификация (ИСК) энергетических составляющих электромагнитных процессов, приводящих к перенапряжениям в сетях 110 + 750 кВ. В этой ИСК констатируются иерархические определения энергии электромагнитного явления (ЭМЯ), охватывающего все возможные проявления глобального физического процесса, тем или иным образом связанного с ЭТКС ПО 750 кВ. В составе энергии ЭМЯ выделяются составляющие электромагнитного воздействия (ЭМВ), направленного к конкретному объекту, например, по ЛЭП к подстанции, и, наконец, электромагнитной помехи (ЭМП), как части ЭМВ, непосредственно воздействующей на некоторую электроустановку, в том числе и на ЗА.
Обеспечение ЭМС электрооборудования сетей ПО - - 750 кВ и защиты от ЭМП - это внутреннее свойство сохранять в допустимых пределах величины ЭМП, возникающих на электрооборудовании подстанций при приходе волн атмосферных и других видов перенапряжений по ЛЭП. Кроме того, это же относится и к ЭМВ (ЭМП), возбуждаемым за счет энергии, накопленной внутри сети в трансформаторах, вращающихся электрических машинах, емкостях ЛЭП, компенсирующих устройств и др.
С учетом большого числа названных ЭМП в течение грозового сезона можно говорить об электромагнитной эмиссии атмосферных и внутренних перенапряжений, которые характеризуются с помощью статистических распределений случайных значений амплитуды, крутизны и длины по статистическим распределениям, описанным в [15,25,26,32-34,]. Поэтому в соответствии с приведенными положениями анализа ЭМС названного электрооборудования исходным моментом является характеристика и классификация ЭМЯ, которые в настоящей работе определяются грозовой деятельностью и внутренними переходными процессами, вызываемыми работой коммутационных аппаратов (в аварийных и нормальных режимах), феррорезонансными, дугами и другими процессами. Среди них для электроустановок (ЭУ) ПО + 750 кВ наибольшее значение имеют коммутационные перенапряжения.
Перечисленные процессы всегда связаны с перераспределением энергии между окружающей средой и (или) элементами сети при изменениях ее установившегося состояния, вызванных нарушениями изоляции, плановыми и аварийными коммутациями и другими изменениями электрических параметров. Они зависят от большого числа факторов, носящих, как правило, случайный характер.
Поэтому задачу определения количественных характеристик ЭМС в сетях 110 -г- 750 кВ при грозовых и внутренних ЭМВ целесообразно рассматривать как исследование вероятностных свойств системы, работающей в реальных условиях состояний электрической стойкости изоляционных конструкций электроустановок при воздействии на них случайных возмущений внешнего и внутреннего происхождения.
Фундаментальные положения анализа ЭМС электрооборудования сетей 110 + 750 кВ можно сформулировать следующим образом.
1. Определение ЭМЯ и возможных направлений потоков его энергии.
2. Статистическое или детерминированное определение параметров внешних и внутренних ЭМВ, возникающих при конкретном ЭМЯ.
3. Аналитическое и численное описание помехоэмиссии, то есть определение ЭМП как доли ЭМВ, приходящей или взаимодействующей с электроустановками сетей ПО - - 750 кВ. Это определение производится с помощью моделирования, а также натурных измерений, экспериментов и физического моделирования. Также они могут быть заданы директивными и инструктивными документами (ГОСТ, РУ, РД, ПУЭ, ПТЭ и др.).
4. Определение критериев ЭМС на основе положений п.З, экспериментов и стандартньк испытаний, обобщенной оценки электромагнитной обстановки (ЭМО). Названные критерии, по существу, для каждого конкретного случая являются границами (граничными условиями) в многомерном пространстве с координатами - параметрами ЭМП. Эти границы разделяют ЭМП на опасные и безопасные с точки зрения возможных последствий их воздействия на исследуемый объект или систему.
5. Сопоставление потоков воздействий и названных выше критериев ЭМС с целью статистического или детерминированного определения факта наличия или отсутствия обеспечения ЭМС.
6. Управление характеристиками ЭМС с помощью средств и мероприятий, ограничивающих или предотвращающих опасные воздействия.
7. Технико-экономическая оценка и выбор оптимальных соотношений между повышением внутренней стойкости ЭУ по отношению к ЭМВ и затратами на защитные средства и мероприятия.
Далее в настоящей главе произведена оценка современного состояния, технических особенностей сетей 110 - - 750 кВ, проведена ИСК их основных электроустановок и объектов, а также определены принципы, положения и специфика построения их защиты от перенапряжений.
Обеспечение ЭМС является важнейшим условием работы электрооборудования сетей ПО -s- 750 кВ [1,3-5,11,30-33]. Поэтому совершенно очевидной является необходимость разработки общих подходов, принципов, методов анализа и математического моделирования процессов, определения критериев и показателей обеспечения ЭМС.
Анализ эмиссии ЭМП в виде перенапряжений на изоляции подстанций и линий 110 + 750 кВ
Эмиссию ЭМП на изоляции подстанций и линий 750 кВ, как отмечалось выше, в эксплуатации определяют воздействующие внешние и внутренние перенапряжения. ЭМП в виде импульсных перенапряжений возникают при ударах молнии на линии. Ударами в наземные объекты вблизи линий, а, следовательно, индуктированными на фазных проводах перенапряжениями можно пренебречь, так как амплитуда последних значительно меньше уровня линейной и подстанционной изоляции при импульсах.
Удары молнии в элементы линии (в фазные провода, опоры, грозозащитные тросы) могут привести к прямому или обратному перекрытию линейной изоляции. Волны грозового происхождения по линии приходят на подстанции и там возбуждают импульсные перенапряжения [10,15,17].
ЭМП в виде внутренних перенапряжений в сетях ПО ч- 750 кВ можно условно подразделить на две основные группы [2,7,10,11]:
квазистационарные перенапряжения, которые возникают при неблагоприятных сочетаниях реактивных элементов сети и ЭДС источников питания и существуют до тех пор, пока названные сочетания существуют;
коммутационные перенапряжения, которые возникают при различных коммутациях электрической цепи; при этом термином «коммутация» определяются любые отключения или включения коммутационного аппарата или любое изменение параметров (R, L или С) эквивалентного колебательного контура с потерями.
ЭМП в виде квазистационарных перенапряжений возникают при рабочей частоте 50 Гц, когда, например, длинная линия 110-5-750 кВ питается от источника ограниченной мощности, при самовозбуждении генераторов, на высших четных гармониках (в основном на второй гармонике), на нечетных гармониках (в основном на третьей гармонике), на субгармониках, когда происходит деление основной частоты 50 Гц.
ЭМП в виде коммутационных перенапряжений по своему физическому происхождению сопровождают переходные процессы практически при всех коммутациях в электропередачах ПО -г 750 кВ. Длительность их воздействия определяется временем затухания свободных колебаний в контуре с неизменными параметрами. Практически это время составляет 0,12 -5-0,15 с, а время воздействия максимальных перенапряжений, возникающих в начале переходного процесса, еще меньше - примерно (1/2 -г 2/3)Т, где Т= 0,02 с - период рабочего напряжения.
Коммутационные перенапряжения возникают: при включении линий ПО ч-750 кВ толчком, при сбросе нагрузки, на неповрежденных фазах при отключении несимметричных коротких замыканий, при отключениях симметричных коротких замыканий, при отключениях линии в режиме асинхронного хода, при автоматическом повторном включении, при отключениях ненагруженных линий с повторными зажиганиями дуги в выключателе, при возникновении коротких замыканий и при отключении индуктивных токов ненагруженных трансформаторов и шунтирующих реакторов.
Перенапряжения при включении толчком имеют место из-за пробоя межконтактного промежутка выключателей до естественного металлического замыкания контактов, а также из-за наличия естественного разброса в действии разных полюсов выключателей. Однако при этой коммутации в подавляющем большинстве случаев остаточный заряд на линии до коммутации равен нулю и поэтому линия, представляющая собой эквивалентной контур R- L- С, включается при нулевых начальных условиях (/0 = 0). И, наконец, на еще не включившихся фазах вследствие электромагнитной связи с включенной фазой (или фазами) имеется наведенное напряжение.
Если включение этих фаз происходит, когда напряжение источника и напряжение, наведенное на фазах линии, имеют наибольший фазовый сдвиг (/0 имеет отрицательную величину), то амплитуда свободных колебаний может значи тельно увеличиться. Эти факторы способствуют тому, что кратковременные перенапряжения при включении могут в отдельных случаях достигать (2,5 -г 2,8)- l/ф, где 1/ф - номинальное фазное напряжение.
При ошибках эксплуатационного персонала или неправильной работе релейной защиты в ряде случаев на линиях 110 -г 750 кВ возникают перенапряжения при сбросе нагрузки. При этом на линиях длиной 300 -г 400 км обычно максимальная кратность перенапряжений не более К = 1,8.
Значительные перенапряжения с кратностью 2,8 - - 3,5 могут иметь место на неповрежденных фазах при отключении несимметричного короткого замыкания. Эти режимы возникновения коммутационных перенапряжений обычно имеют место:
после короткого замыкания, когда угол между эквивалентными ЭДС по концам линии соответствует нормальному режиму и не превышает 45 -s- 60 (при этом шунтирующие реакторы обьино отключены);
после неуспешного быстродействующего трехфазного АПВ или однофазного АПВ, когда из-за синхронных колебаний генераторов по концам линии угол между эквивалентными ЭДС может расти до 90 -г-100.
В некоторых случаях перенапряжения с кратностью К = 2,5 2,7 могут возникнуть также при отключении симметричных коротких замыканий. Положение усугубляется, если электропередача имеет устройство продольной компенсации.
Перенапряжения опасной для изоляции величины с кратностью К = 3,0 ч- 3,5 могут иметь место при отключении линии в режиме асинхронного хода. Такие режимы обычно возникают при несинхронном включении систем на параллельную работу или при нарушении устойчивости электропередач, работающих вблизи предела устойчивости.
Проблема перенапряжений в нейтрали силовых трансформаторов 110 ч- 220 кВ
ЭМП в виде перенапряжений в нейтралях силовых трансформаторов возникают в связи с решением проблем по ограничению токов короткого замыкания в сетях 110 -г 220 кВ. Их рост приводит также к увеличению динамических воздействий на обмотки трансформаторов, существенному утяжелению работы коммутирующей аппаратуры, усилению опасных влияний линий электропередачи на линии связи, а также ухудшает условия безопасной работы обслуживающего персонала энергосистем и промышленных предприятий.
Ограничение токов короткого замыкания оказывается возможным при разделении энергосистем (сетей), когда линии передачи, связывающие различные части энергосистемы, в нормальном режиме отключены и в случае необходимости включаются с помощью системной автоматики. Однако этот способ ограничения токов короткого замыкания применяется сравнительно редко, поскольку при этом снижается надежность электроснабжения.
В сетях ПО -г 220 кВ, получивших наибольшее распространение в России, для ограничения токов короткого замыкания применяется метод разземления нейтрали части силовых трансформаторов, либо заземления их через реактор или резистор [73-75,88]. Это приводит к увеличению сопротивления нулевой последовательности сети относительно точки короткого замыкания и, следовательно, к снижению токов однофазных коротких замыканий.
Это является существенным фактом для эксплуатации и проектирования сетей, поскольку при неблагоприятных сочетаниях сопротивлений прямой, обратной и нулевой последовательностей токи однофазного короткого замыкания (по данным [82,87,90] в сетях 110-е- 220 кВ однофазные короткие замыкания составляют более 75% от всех коротких замыканий) могут на 15 - 20% превосходить токи трехфазного короткого замыкания. Последние обычно являются расчетными для выбора электрооборудования.
Уменьшение токов однофазного короткого замыкания имеет также существенное значение для снижения требований к устройствам заземления и аппаратуре для защиты линий связи.
Однако при разземлении нейтрали силовых трансформаторов 110 -г 220 кВ следует обеспечить соответствующую электрическую прочность изоляции нейтрали необходимыми средствами защиты от перенапряжений. По данным энергосистем, при разземлении в нейтрали РВ не устанавливаются, так как в Руководящих Указаниях [10,78] на этот счет нет четких рекомендаций.
Поэтому в эксплуатации часто возникают аварии, связанные с нарушениями ЭМС, приводящим к повреждениям нейтрали [84,85]. Аварийность, связанная с нейтралью трансформаторов 110 -г 220 кВ, вызвана двумя причинами: разрушением РВ, предназначенных для защиты нейтрали, и повреждением изоляции нейтрали.
По данным [85,89], разрушение разрядников в нейтрали силовых трансформаторов 110 -=- 220 кВ происходит в следующих случаях: если напряжение промышленной частоты больше, чем напряжение гашения разрядника; вследствие нагрева шунтирующего сопротивления при воздействии на разрядник длительного напряжения промышленной частоты (больше допустимого).
Так, например, при защите изоляции нейтрали трансформатора ПО кВ разрядниками типа РВС-35 напряжение гашения составляет 0,55- Щ, в то же время как напряжение в нейтрали при некоторых коммутациях может доходить до 11ф. Напряжение, которое может длительно приложено к разрядникам РВС-35 с точки зрения нагрева шунтирующих сопротивлений, составляет (0,5 + 0,52)-11ф. По этой причине в энергосистемах бывшего СССР зачастую разрушались РВ для защиты изолированной нейтрали силовых трансформаторов. Изучение актов аварийности в энергосистемах позволяет сделать вывод о том, что в большинстве случаев РВ выполняют свою основную функцию защитного аппарата, но воздействие на них длительных перенапряжений не допустимо.
В настоящее время в литературе нет данных о повреждениях изоляции нейтрали силовых трансформаторов. Однако опрос энергосистем и изучение актов аварийности показывает, что такие повреждения имели место в эксплуатации электрических сетей.
Необходимо также отметить, что при повреждении изоляции нейтрали трансформатор может продолжать свою работу фактически в режиме с заземленной нейтралью, что в конечном итоге сказывается только на соотношении реактивных сопротивлений прямой и нулевой последовательностей для данной схемы сети. Выявить повреждение изоляции нейтрали в процессе эксплуатации не представляется возможным. Обычно его выявляют в процессе профилактических испытаний изоляции трансформаторов, сроки которых установлены «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей».
По вопросу исследования грозовых перенапряжений в нейтрали силовых трансформаторов ПО 220 кВ имеется весьма ограниченное количество работ [85,86,94]. Их можно условно подразделить на три направления. Первое из них объединяет оценка вероятности возникновения атмосферных перенапряжений в нейтрали трансформаторов при различных гипотезах удара молнии в подходы к подстанциям с различным количеством отходящих линий. Второе направление - это исследования грозовых перенапряжений в нейтрали трансформаторов на физических моделях и расчетным путем. И, наконец, третье направление содержит материалы и обобщенные результаты длительной автоматической регистрации грозовых перенапряжений в нейтрали.
Перенапряжения при коммутациях трансформаторов и автотрансформаторов
В сетях 330 -г- 750 кВ измерения проводились для 8 автотрансформаторов. Общее время регистрации составило 4710 суток, общее число фазоосцилло-грамм - 648, максимальная зарегистрированная кратность - 2,1.
На рис. 4.4 и 4.5 приведена зависимость Кт=/(т) для коммутаций отключения (О) и включения (В) ненагруженных трансформаторов различных классов напряжения. Из этих рисунков видно, что отключения трансформаторов 220 кВ и выше сопровождались перенапряжениями, практически безопасными для их изоляции. Это объясняется благоприятным влиянием шунтирующих сопротивлений в выключателях, коммутирующих трансформаторы в ненагруженном режиме (величина этих сопротивлений находилась в пределах 100 -г- 200 кОм на полюс), малыми потерями в стали магнитопрово-да трансформаторов (1„ = 0,34 + 0,5%), а также относительно большой емкостью аппаратуры и ошиновки, подключенных к обмоткам коммутируемого трансформатора (автотрансформатора).
На последнем следует остановиться более подробно. На некоторых подстанциях режим позволял коммутировать трансформаторы совместно с нена-груженными сборными шинами. Это позволяло снизить кратность перенапряжений до К = 1,3 -з- 1,4, хотя коммутируемый трансформатор зачастую имел потери /„ = 2,5 + 3%.
Наибольшие кратности перенапряжений возникали при отключениях силовых трансформаторов 110 ч- 150кВ выключателями без шунтирующих сопротивлений при небольшой величине эквивалентной емкости цепи выключатель - трансформатор и достаточно большой величине 1 = 2,5 -г- 3%.
При перечисленных выше демпфирующих факторах для трансформаторов 220 кВ и выше перенапряжения при включениях оказались больше, чем при отключениях. При включениях ненагруженных трансформаторов и автотрансформаторов 220 кВ и выше наибольшие перенапряжения возникали из-за наличия обмотки, включенной в треугольник. Это объясняется тем, что в этом случае перенапряжения в основном возникают из-за неодновременности включения разных полюсов выключателя и наличия начального напряжения на запаздывающих фазах в момент их включения. Последние трансформируются из обмотки, включенной в треугольник.
Перенапряжения при коммутациях шунтирующих реакторов.
Как отмечалось, шунтирующие реакторы подключаются в сетях 330 4- 750 кВ четырьмя способами: а) к шинам подстанций через выключатели, б) к линиям через искровые промежутки, параллельно которым установ лены выключатели, в) наглухо к линиям, г) к вторичным обмоткам трансформаторов или автотрансформаторов в полублочных электропередачах.
В случае п. в) реакторы испытывают те же перенапряжения, что и изоляция линий. Схема по п. г) более экономична, чем остальные схемы, где шунтирующие реакторы рассчитываются на полное напряжение сети. Кроме того, в этой схеме, благодаря потерям в силовом трансформаторе (автотрансформаторе), обеспечивается сравнительно быстрое стекание остаточного заряда с линии при отключениях. Это позволяет к моменту включения цикла даже БАПВ обеспечить на линии нулевые начальные условия. В итоге перенапряжения при ТАПВ и БАПВ не более, чем перенапряжения при оперативных включениях ненагруженных линий.
Годовое число коммутаций реакторов по схемам п.п. а) и б) значительно больше, чем годовое число коммутаций силовых трансформаторов. Специальный анализ показал, что годовое число коммутаций шунтирующих реакторов в 60 -г 70 раз больше, чем таковое для трансформаторов и автотрансформаторов и составляет в среднем пгр = 300 при среднеквадратичном отклонении а = 25. Это означает, что статистические характеристики перенапряжений при отключениях и включениях шунтирующих реакторов с достаточно большой надежностью могут быть получены в течение небольшой длительности автоматической регистрации. Исследования проводились на четырех шунтирующих реакторах (табл. 4.8).
На рис. 4.6 приведено вероятностное распределение перенапряжений при отключении шунтирующих реакторов 750 и 500 кВ. При построении кривых рис. 4.6 для каждой фазы определялась максимальная кратность перенапряжений, хотя имели место повторные зажигания дуги в выключателях и процесс отключения сопровождался неоднократными повторными зажиганиями и гашениями дуги индуктивного тока реактора. Здесь необходимо отметить, что повторные зажигания дуги в выключателях ВВН-500, ВВН-750 возникали в среднем 1,5 раза при отключениях реакторов 500 кВ и 2,1 раза при отключениях реакторов 750 кВ.
