CC BY
303
УДК 621.311
Ю.М.Невретдинов
ИССЛЕДОВАНИЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ ПРИ ПЕРЕМЕЖАЮЩИХСЯ ЗАМЫКАНИЯХ НА ЗЕМЛЮ В СЕТИ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ГЭС
Аннотация
В статье приведены результаты исследований перенапряжений при перемежающихся замыканиях на землю в сети собственных нужд электростанции. Показано влияние намагничивания трансформаторов напряжения на развитие колебаний в контуре нулевой последовательности. Дана оценка целесообразности использования мероприятий по ограничению дуговых перенапряжений.
Ключевые слова:
перенапряжения, электростанция, собственные нужды, замыкания на землю, намагничивание, трансформатор напряжения.
Y.M.Nevretdinov
THE OVERVOLTAGE RESEARCHES DURING ALTERNATING GROUND SHORTS CIRCUIT IN THE NETWORK OF HYDROELECTRIC POWER STATION AUXILIARY
Abstract
The overvoltage researches results during alternating ground shorts circuit in the network of auxiliary electric power station has been examined in the article. The voltage transformer magnetization influence to oscillations evolution at the zero string contour has been shown. The actions using expediency estimation for arching overvoltages limitation has been allowed.
Keywords:
overvoltages, electric power station, auxiliaries, ground shorts circuit, magnetization, voltage transformer.
Сети собственных нужд 6-10 кВ большинства электростанций работают в режиме с изолированной нейтралью. Работоспособность таких сетей сохраняется при возникновении однофазного замыкания на землю, которое не сопровождается опасными токами и в большинстве случаев не требует немедленного отключения. Кроме того, такой режим удобен для реализации без специализированных устройств заземления и позволяет включать соответствующую обмотку питающего трансформатора в треугольник. Однако получаемые преимущества сопровождаются обострением проблемы борьбы с внутренними перенапряжениями, в том числе с дуговыми при перемежающихся замыканиях на землю, феррорезонансными и комбинированными с наложением различных явлений - резонансов, нелинейных процессов и т.п.
При перемежающихся однофазных замыканиях наибольшая величина перенапряжений возникает на неповрежденных фазах. Поэтому однофазные замыкания зачастую переходят в замыкания двух фаз на землю. При этом повреждаются в основном электродвигатели с пониженным запасом электрической прочности изоляции и силовые кабели. По данным эксплуатации до 80% однофазных замыканий в сети 6-10 кВ развиваются в междуфазные короткие замыкания или многократные пробои изоляции. Кроме того,
повышение напряжения на неповрежденных фазах вызывает подмагничивание трансформаторов напряжения.
Известные гипотезы формирования дуговых перенапряжений показывают, что амплитуда перенапряжений определяется условиями гашения и зажигания дуги, которые зависят от параметров и конфигурации участка сети, свойств изоляции в месте горения дуги, характера повреждения изоляции и т.д. Соответственно формирование сопутствующих явлений (резонансов, намагничивания и т.п.) также многообразно.
Рассмотрим действие защитных мероприятий на примере сети собственных нужд ГЭС небольшой мощности - Кумской ГЭС-1Х Кольской энергосистемы. Установленная мощность генераторов - 80 МВт. Электрическая схема сети собственных нужд приведена на рис.1.
Оба генератора электростанции подключены к системе одиночных собирательных шин генераторного напряжения 10 кВ - шины треугольника Г-1 и Г-2. Обе секции собственных нужд 10 кВ подключены к шинам генераторного напряжения через реакторы типа РБА(М)-10/400-4, для ограничения токов КЗ и поддержания напряжения на шинах при повреждении за реактором. От шин генераторного напряжения, по отпайке, питаются собственные нужды станции через трансформаторы ТСН-1 и ТСН-2 560 кВА, 10/0.4 кВ. От 1-й секции 10 кВ отходит воздушная линия 10 кВ для электроснабжения пос.Пяозеро, подключенная по схеме гальванической развязки.
Нулевые точки генераторов изолированы и соединены с землей через ограничители перенапряжений. Для защиты трансформаторов от коммутационных и грозовых перенапряжений установлены нелинейные ограничители перенапряжений ОПН-154 и РВП-10.
Особенностью схемы является компактность и отсутствие протяженных кабелей, а также применение большого числа трансформаторов напряжения (ТН). Каждый генератор имеет по два комплекта трансформаторов напряжения (по условиям нагрузки), из которых один предназначен для защиты и измерений, а второй для регулятора напряжения. Кроме того, шины генераторного напряжения снабжены собственным комплектом трансформаторов напряжения для измерений, синхронизации и возбуждения. На секциях потребителей также установлены ТН.
Из рис.1 видно, что секции собственных нужд гальванически связаны с шинами генераторов Г-1 и Г-2. Вся схема секционирована на два участка. Параметры секционированных участков по нулевому каналу в основном определяются емкостью генераторов и кабельных линий, индуктивностью и сопротивлением трансформаторов напряжения. Изменения параметров секций возможны при переключениях плановых или в процессе устранения нарушения. Отсюда требования к расчетной модели - трехфазное исполнение, учет распределения емкости элементов сети, параметров ТН, включая характеристики намагничивания, а также механизм горения дуги, возможность коммутаций.
Параметры и характеристика намагничивания ТН определены с помощью лабораторных измерений. Моделирование выполнено в АТРDraw. Для моделей ТН предварительно выполнено тестирование и сопоставление с результатами лабораторных измерений.
1-159 Г
•Vі-^
Л-159
«Пяозеро»
Рис.1. Электрическая схема соединений ГЭС-9
Моделирование дуговых перенапряжений выполнено по гипотезе Белякова: гашение дуги возможно при переходе через ноль полного тока дуги, если «пик гашения» не превысит 0.4-ЕФ. Процессы развития дуговых перенапряжений рассмотрим для варианта возникновения замыкания на секции СН. Расчеты выполнены при варьировании моментов гашения дуги. Число вариаций зависит от частоты и затухания переходного процесса после гашения дуги. Для рассматриваемой схемы, развитие перенапряжений практически сводится к следующим вариантам.
1. Гашение дуги в момент минимального смещения нейтрали. Восстановление напряжения на поврежденной фазе аналогично изменениям на рабочей частоте, а повторное замыкание возможно при снижении электрической прочности изоляции вследствие повреждения и полностью повторяет процесс первоначального замыкания. Величина перенапряжений по результатам расчетов не превышает 19 кВ.
2. Гашение дуги в момент максимума напряжения в нейтрали. Если полярность тока дуги соответствует полярности напряжения нейтрали, то пик гашения совпадает с увеличением напряжения на поврежденной фазе, что снижает вероятность гашения дуги. Если полярность тока дуги противоположна полярности напряжения нейтрали, то пик гашения совпадает со снижением восстанавливающегося напряжения на поврежденной фазе, что повышает вероятность гашения дуги. Характерные расчетные перенапряжения приведены на рис.2.
Рис. 2. Формирование перенапряжений с изменением времени гашения дуги при
увеличении (а) и при снижении (б) напряжения поврежденной фазы
Дальнейший процесс определяется электрической прочностью изоляции, т.е. характером ее повреждения. Величина перенапряжений будет зависеть от напряжения повторного зажигания дуги (скорости восстановления электрической прочности изоляции) и от величины напряжения в месте повреждения, которое зависит от параметров схемы и момента гашения дуги. В расчетах рассмотрены, в частности, следующие случаи:
а) замыкание со снижением электрической прочности изоляции до уровня 6 кВ. В этом случае вследствие раннего зажигания дуги амплитуда переходного процесса не велика, что способствует снижению перенапряжений до уровня первого замыкания (17 19 кВ);
б) прочность изоляции поврежденной фазы высокая и повторные зажигания дуги происходят при напряжении 12_14 кВ. Иллюстрация процессов для этого варианта дана на рис.За. Как видно, перенапряжения в этом случае также не превышают 20 кВ, так как повторные зажигания дуги происходят ранее максимума напряжения на поврежденной фазе;
в) вариант восстановления прочности изоляции до 17 кВ фактически соответствует максимально возможным перенапряжениям при замыкании на шинах Г-2. Расчет приведен на рис.Зб. Здесь представлены два повторных зажигания дуги. Как видно, уровень перенапряжений может достигать 27 кВ.
Рис. 3. Развитие перенапряжений при замыкании на секции СН, дуга зажигается при 12...14 кВ (а) и 17 кВ (б)
Однако как показывают расчеты, также опасным вариантом является самоликвидация дуги с наложением колебательного процесса в контуре нулевой последовательности, образованном емкостью сети и индуктивностью ТН. Характерный процесс приведен на рис.4.
Рис. 4. Развитие перенапряжений при самоликвидации дуги замыкания на секции СН
В представленном расчете после самоликвидации дуги энергия, запасенная на емкости сети, возбуждает низкочастотные колебания частотой около 19 Гц. Процесс сопровождается намагничиванием трансформаторов напряжения с заземленной обмоткой 10 кВ.
Процесс развития перенапряжений при однофазных замыканиях на шинах треугольника Г-1 или Г-2 несколько отличается от замыканий на шинах собственных нужд. Для пояснения эквивалентная схема приведена на рис.5.
Рис. 5. Эквивалентная схема для однофазного замыкания на шинах
треугольника генератора (ОЗ1) или на секции собственных нужд (ОЗ2) ЕЭ - эквивалентная ЭДС генератора и Тгр; ЬГФ, ЬШФ и ЬТР -индуктивности фазы источника (генератора), трансформаторов
напряжения и токоограничивающего реактора; СЗФ и ССНФ - емкости фазы шин генератора и секции собственных нужд; СШГМ и ССНМ - междуфазные емкости шин генератора и секции собственных нужд
Различие условий формирования перенапряжений обусловлено тем, что емкость сети определяется фазной емкостью генераторов и кабельных вставок (СЗФ), подключенных к шинам генератора. Здесь же подключена нелинейная индуктивность ТН фаза-земля (£ШФ). При замыканиях на секции 1 или 2 основная часть емкости СЗФ и индуктивности £ШФ на землю отделены от точки замыкания (ОЗ2) индуктивностью ЬТР токоограничивающего реактора РБА(М)-10/400-4. Этот фактор изменяет высокочастотный переходной процесс в контуре нулевой последовательности.
Характерные результаты расчетов развития перенапряжений при замыкании на шинах треугольника генератора для варианта повторного зажигания дуги при 17 кВ в месте замыкания приведены на рис.6.
Как видно, в этом случае дуговые перенапряжения достигают 33 кВ на секции СН за счет высокочастотных колебаний. При этом максимальное перенапряжение на секции СН достигает 23 кВ.
Надежные средства защиты электрооборудования сети с изолированной нейтралью от последствий дуговых замыканий в настоящее время не существуют. Какое-либо защитное мероприятие вместе с положительным действием на один из факторов, влияющих на формирование перенапряжений, имеет негативное влияние на другие факторы. Например, установка дугогасящего реактора (ДГР) обеспечивает существенное снижение тока однофазного замыкания на землю, способствует самоликвидации дуги и одновременно создает условия для возбуждения резонансных и феррорезонансных явлений за счет образования контура с высокой добротностью и длительного повышения напряжения на неповрежденных фазах после гашения дуги. При этом напряжение на оборудовании превышает линейное за счет наложения биений, обусловленных неточностью настройки реактора с емкостью участка сети [1].
Рассмотрим целесообразность использования существующих технических мероприятий.
1. Применение дугогасящих реакторов рекомендуется в сетях 6-35 кВ с токами замыкания превышающими 30-5 А соответственно. В рассматриваемой схеме токи однофазных замыканий не превышают 4 А. При небольшой мощности такой реактор имеет высокую индуктивность и способность
намагничивания. Уменьшение частоты колебаний в контуре нулевой последовательности с 17 Гц (рис.4, 6) до рабочей 50 Гц приведет к увеличению амплитуды колебаний и, соответственно, перенапряжений.
Рис. 6. Осциллограммы перенапряжений на шинах генератора (а) и на секции собственных нужд (б) при однофазном замыкании на секции СН
2. Установка ОПН-10 вместо разрядников РВП-10 на стороне 10 кВ трансформатора Тгр значительно повышает эффективность защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений. При выборе ОПН с наибольшим длительно допустимым напряжение 12 кВ остающееся напряжение при волне 1.2/2.5 мс составляет 31.3-31.9 кВ [2]. Таким образом, запас по величине опасных длительных повышений напряжения после гашения дуги составляет менее 13%. Наложение дополнительных факторов, способствующих повышению низкочастотных перенапряжений (например, за счет повышения добротности контура по нулевой последовательности) создает опасность термического повреждения ОПН.
3. Применение резистивного заземления нейтрали 10 кВ создает условия для разряда емкости сети, снижения напряжения смещения нейтрали и размагничивания ТН. По результатам расчетов сопротивление резистора составляет 1.8-2 кОм. Результат расчетов переходного процесса при замыкании на секции СН приведен на рис.7.
Рис.7. Осциллограммы перенапряжений на секции собственных нужд при замыканиях на землю для варианта резистивного заземления нейтрали
В приведенном расчете учтено повторное зажигание дуги и последующая ее самоликвидация (гашение). Как видно, перенапряжения возникают только при зажиганиях дуги и составляют не более 15 кВ. Наиболее неблагоприятное повторное зажигание дуги может возникнуть только на максимуме напряжения в точке повреждения 7...8 кВ, т.е. условием повторных зажиганий дуги является существенное снижение электрической прочности изоляции. Как видно, применение резистивного заземления способствует уменьшению восстанавливающегося напряжения на поврежденной фазе и самоликвидации случайных замыканий. Дополнительным положительным эффектом резистивного заземления нейтрали является практически полное исключение феррорезонансных явлений.
Недостатками резистивного заземления нейтрали являются необходимость выделения места размещения резистора с трансформатором выделения нейтрали (в рассматриваемом случае мощностью не менее 27 кВА), а также увеличение тока замыкания на землю в 1.4 раза с соответствующей корректировкой уставок релейной защиты.
Выводы
1. При анализе дуговых перенапряжений в сети с изолированной нейтралью, выборе средств защиты и параметров ОПН необходимо учитывать низкочастотные процессы в контуре нулевой последовательности, включающем индуктивности заземленных обмоток трансформаторов напряжения.
2. Необходим точный учет характеристик намагничивания трансформаторов напряжения, а также расположение емкости и индуктивности элементов сети, в том числе токоорганичивающих реакторов.
3. Применение резистивного заземления нейтрали позволяет достичь эффективного снижения дуговых перенапряжений и способствует самоликвидации случайных замыканий.
Литература
1. Развитие дуговых перенапряжений в сети 10 кВ / Ю.М.Невретдинов, Е.А.Токарева, Г.П.Фастий, В.В.Ярошевич // Технико-экономические и электрофизические проблемы развития энергетики Севера. Апатиты: Изд-во Кольского научного центра РАН, 2007. С. 100-112.
2. Методика выбора нелинейных ограничителей, необходимых для защиты изоляции сетей низкого, среднего, высокого и сверхвысокого напряжения трехфазного переменного тока / Г.М.Иманов, Ф.Х.Халилов, А.И.Таджибаев. СПб.: ПЭИПК, 1998. 32 с.
Сведения об авторах
Невретдинов Юрий Масумович,
заведующий лабораторией надежности и эффективности оборудования энергосистем Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, к.т.н.
Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А Эл. почта: [email protected]
