Проблемы размещения ОПН 6-500 кВ на гидроэлектростанциях
Гидроэлектростанции обладают некоторыми особенностями, основными из которых являются:
а) к одному блочному трансформатору подключается несколько гидрогенераторов;
б) по режимным соображениям гидрогенераторы, а, следовательно, их выключатели, коммутируются часто;
в) мощность от ГЭС передается через блочные трансформаторы в ОРУ 110, 220 и 500 кВ на сотни метров;
г) достаточно часто ЭДС генераторов находится около правой границы допустимых значений;
д) наличие воздушных переходов от блочных трансформаторов до ОРУ-110, ОРУ-220 и ОРУ-500 усложняет грозозащиту не только ОРУ, но и блочных трансформаторов.
По этим причинам выбор и размещение ограничителей перенапряжений на ГЭС требуют тщательного взвешивания и учета многих факторов.
Анализ принципиальных электрических схем сетей 6, 10, 13,8, 110, 220 и 500 кВ ГЭС, аварийности электрооборудования, особенностей гидроэлектростанций в целом, а также режимов работы электрооборудования, позволяет сделать следующие основные выводы:
1) в сетях 6, 10 и 13,8 кВ имеются потенциальные «очаги» возбуждения феррорезонансных явлений в цепях с трансформаторами напряжения;
2) частые коммутации гидрогенераторов по режимным соображениям требуют выбора и размещения специальных выключателей, которые с той или иной вероятностью могут служить «генераторами» коммутационных перенапряжений с достаточно большой кратностью;
3) в сетях 6, 10 и 13,8 кВ могут иметь место дуговые перенапряжения, опасные для изоляции электрических машин, поэтому следует изыскать иные способы заземления нейтрали этих сетей;
4) возможны феррорезонансные перенапряжения в присоединениях трансформаторов собственных нужд 6/0,4 и 10/0,4 кВ;
5) велика вероятность перехода импульсов грозовых перенапряжений со стороны ВН (110, 220 и 500 кВ) в сторону 13,8 кВ блочных трансформаторов;
6) амплитуда импульсов из п.5 при определенных условиях может превосходить амплитуду испытательного напряжения гидрогенераторов (, где Uном = 13,8 кВ – номинальное напряжение этих машин);
7) защитные аппараты, установленные вблизи блочных трансформаторов и на ОРУ 110, 220 и 500 кВ, по-видимому, исчерпали свой ресурс, вследствие чего, скорее всего, у них резко ухудшились защитные характеристики (остающееся напряжение и импульсное пробивное напряжение);
8) факт по п.7) может привести к ухудшению грозозащиты электрооборудования в несколько раз;
9) в сетях 6, 10, 13,8, 110, 220 и 500 кВ гидроэлектростанций защищаемое электрооборудование установлено несколько десятков лет тому назад, поэтому его изоляция снизилась и требует более совершенной защиты от электромагнитных возмущений в виде грозовых и внутренних перенапряжений;
10) контура заземления объектов ГЭС сооружены несколько десятков лет тому назад, поэтому они требуют контроля и анализа состояния;
11) на гидроэлектростанциях слабо изучена электромагнитная обстановка, поэтому не исключено, что часть нарушений надежной работы слаботочных цепей приходится на нарушения электромагнитной совместимости между высоковольтными цепями и цепями вторичной коммутации электроустановок.
В связи с изложенным выше, основными укрупненными задачами работы по ГЭС являются:
- исследование дуговых, феррорезонансных и коммутационных перенапряжений в сетях 6 и 10 кВ собственных нужд ГЭС; выбор оптимального режима заземления нейтрали сети, направленного на обеспечение селективного отключения поврежденных участков и ограничения перенапряжений до приемлемой величины;
- изучение электромагнитных переходных процессов в сетях 13,8 кВ гидрогенераторов; разработка рекомендаций по глубокому ограничению импульсных и внутренних перенапряжений на изоляции электрооборудования присоединения гидрогенераторов;
- обоснование типа и характеристик выключателей средних классов напряжения (6, 10 и 13,8 кВ), отвечающих частым коммутациям и надежным гашением дуги, как при оперативных, так и при аварийных коммутациях;
- исследование грозозащиты блочных трансформаторов, ОРУ-110, ОРУ-220 и ОРУ-500 кВ при установке на них вентильных разрядников, имеющих характеристики по ГОСТу 16357–83 и с ухудшенными защитными характеристиками;
- исследование грозозащиты электрооборудования 110, 220 и 500 кВ при установке в ОРУ и на блочных трансформаторах соответствующих ограничителей перенапряжений;
- анализ возможности установки ОПН в тех же точках, где были установлены вентильные разрядники (определение допустимых расстояний от ограничителей перенапряжений до защищаемого электрооборудования);
- определение импульсных токов через нелинейные ограничители перенапряжений разных классов напряжения в зависимости от места их установки;
- исследование внутренних перенапряжений на изоляции электрооборудования 110, 220 и 500 кВ;
- изучение токовых нагрузок и рассеиваемой энергии в ограничителях перенапряжений различных классов напряжения;
- разработка методики определения остаточного ресурса и отбраковки вентильных разрядников и нелинейных ограничителей перенапряжений;
- разработка методики контроля контуров заземления элементов гидроэлектростанций;
- разработка методики выбора и размещения ОПН-6, ОПН-10, ОПН-13,8, ОПН-110, ОПН-220 и ОПН-500, необходимых для установки на ГЭС;
- исследование необходимости защиты продольной изоляции электрооборудования от перенапряжений; разработка мер и мероприятий по защите продольной изоляции; определение характеристик R-C цепочек;
- разработка эксплуатационной инструкции по ограничителям перенапряжений, в том числе методики контроля работы этих защитных аппаратов.
В соответствие с перечисленными задачами решены проблемы, получены выводы и разработаны рекомендации, приведенные ниже.
1. Сети собственных нужд 6 и 10 кВ станций практически не имеют защиты от перенапряжений и слабо оснащены современными типами релейной защиты и системной автоматики.
2. Из всех возможных видов режимов заземления нейтрали сетей 6 и 10 кВ СН ГЭС (изолирование нейтрали, ее заземление через дугогасящий реактор, через высокоомное и низкоомное сопротивления) во всех аспектах наиболее целесообразным режимом является режим резистивного заземления нейтрали.
3. Дуговые перенапряжения, возникающие в сетях 6 и 10 кВ СН ГЭС, в ряде случаев могут представлять опасность для изоляции электрооборудования упомянутых сетей; требуются схемные и аппаратные меры и мероприятия по ограничению этих перенапряжений.
4. В эксплуатации на изоляции электрооборудования 6 и 10 кВ в условиях ГЭС действуют коммутационные перенапряжения, опасные для электродвигателей, трансформаторов, кабелей. Перенапряжения с такой физической природой возникновения во многих случаях не зависят от типа коммутационной аппаратуры. Здесь для решения проблемы требуются схемные и аппаратные мероприятия по принудительному глубокому ограничению перенапряжений.
5. В присоединениях трансформаторов собственных нужд 6/0,4 и 10/0,4 кВ при определенных условиях (в неполнофазных режимах) возможны феррорезонансные перенапряжения, опасные для изоляции коммутационного аппарата, кабеля и силового трансформатора с учетом снижения их электрической прочности. Должны быть разработаны меры и мероприятия, направленные на подавление феррорезонансных перенапряжений в присоединениях силовых трансформаторов СН 6/0,4 и 10/0,4 кВ.
6. Наиболее актуальной является проблема защиты нейтрали гидрогенераторов. Величина перенапряжений в нейтрали этих электрических машин 13,8 кВ ГЭС зависит от многих факторов: величины U0 падающей волны, ее формы, числа фаз, по которым приходят импульсы, способа заземления нейтрали.
В наихудшем случае (достаточно длинная волна с, волна с амплитудой U0 приходит одновременно по трем фазам и нейтраль изолирована от земли) в нейтрали перенапряжения могут иметь амплитуду Uней=1,2U0.
Однако приход на зажимы машин волн одновременно по трем фазам маловероятен как при коммутации генераторных выключателей, так и при переходе возможных грозовых волн через блочные трансформаторы, связанные с ОРУ-110, ОРУ-220 и ОРУ-500.
Кроме того, при установке на нейтрали гидрогенераторов дугогасящих реакторов или электромагнитных трансформаторов напряжения Uней снижается на 20-30%. Поэтому в худшем случае в нейтрали амплитуда перенапряжений Uней будет не более перенапряжений на зажимах.
7. Гидрогенераторы ГЭС нуждаются в глубоком принудительном ограничении как от дуговых и коммутационных, так и от феррорезонансных перенапряжений, связанных с трансформаторами напряжения. В настоящее время, практически такая защита названных дорогостоящих электрических машин вовсе отсутствует. Вблизи обмоток 13,8 кВ всех блочных трансформаторов установлены вентильные разрядники с магнитным гашением серии РВМ-15. Такая неэффективная «защита» гидрогенераторов ГЭС требует разъяснения:
а) вентильные разрядники серии РВМ-15 (II группа по ГОСТ 16357-83) имеют пробивное напряжение Uпр.50 при частоте 50 Гц (действующее значение) от 35 до 43 кВ (соответствующие кратности относительно амплитуды фазного напряжения Кпр.50 составляют от 4,04 до 4,96), импульсное пробивное напряжение Uпр.и =57 кВ (Кпр.и = 4,66), остающиеся напряжения Uост при токах 3, 5 и 10 кА соответственно 47, 51, 57 кВ (Кост = 3,84; 4,17 и 4,66 соответственно). Сопоставление кратностей Кпр.50, Кпр.и и Кост с допустимыми кратностями Кдоп для изоляции гидрогенераторов показывает, что характеристики этих защитных аппаратов с характеристиками защищаемой изоляции гидрогенераторов не скоординированы;
б) подключение защитных аппаратов к обмоткам НН блочных трансформаторов может оказаться полезным, главным образом, при защите их от импульсных перенапряжений, передаваемых со стороны 110–500 кВ в сторону 13,8 кВ в режиме холостого хода обмотки (при отключенных генераторных выключателях). Однако с учетом защитных действий ОПН и вентильных разрядников, устанавливаемых на стороне ВН (110, 220 и 500 кВ), даже в режиме холостого хода амплитуда импульсных волн не представляет особой опасности для обмотки НН;
в) защитные аппараты, устанавливаемые за генераторным выключателем в сторону обмотки 13,8 кВ, не оказывают влияния на перенапряжения, возникающие на стороне гидрогенераторов при коммутациях отключения генераторного выключателя; целесообразно было бы защитные аппараты подключить со стороны генераторов до выключателей;
г) обоснованно выбранные ОПН с учетом времени действия защиты от замыкания на землю в присоединении генераторов, практически обеспечивают согласование характеристик изоляции, ограничителей и возникающих перенапряжений.
8. Анализ дуговых, коммутационных и феррорезонансных перенапряжений, возникающих в присоединениях гидрогенераторов ГЭС, позволяет сделать следующие выводы:
1) дуговые перенапряжения представляют значительную опасность для наиболее слабой изоляционной конструкции ГЭС – гидрогенераторов; при изолировании нейтрали практически каждое замыкание одной из фаз на землю приводит к перенапряжениям, амплитуда которых превосходит амплитуду соответствующего испытательного напряжения;
2) подключение к нейтрали дугогасящих реакторов несколько уменьшает амплитуду, а главное повторяемость дуговых перенапряжений;
3) кратности дуговых перенапряжений также сильно снижаются, если нейтраль гидрогенераторов заземлить через высокоомный резистор, величина которого определяется по формуле, где С – емкость на землю сети генераторного напряжения;
4) при синхронизации генератора, нейтраль которого оснащена дугогасящим реактором (ДГР), при «грубой» синхронизации блока и настройке ДГР в резонанс (с небольшой недокомпенсацией емкостных токов) в случае запаздывания во включении второго и третьего полюсов, превышающего 0,01 с, на изоляции электрооборудования могут возникнуть опасные резонансные перенапряжения на частоте, близкой к 50 Гц;
5) при грубой синхронизации, при углах между ЭДС гидрогенераторов и напряжением на шинах 110, 220 и 500 кВ и при задержке включения второго и третьего полюсов генераторных выключателей больше 5–7 мкс возникают высокочастотные процессы с кратностью; такие перенапряжения опасны для электрооборудования со стороны блочных трансформаторов со сниженной изоляцией и для электрооборудования, электрическая прочность которого по разным причинам снижена по сравнению с прочностью по ГОСТ 1516.3–96;
6) во избежание перенапряжений по п.п. 4) и 5) следует при синхронизации блока вывести из работы ДГР, использовать точную синхронизацию при углах и обеспечить разброс в действии полюсов генераторного выключателя не более 5–7 мкс.
9. В настоящее время в сетях 110, 220 и 500 кВ ГЭС применяются и будут эксплуатированы баковые масляные, воздушные и баковые элегазовые выключатели. Вакуумные выключатели упомянутых классов напряжения находятся на стадии разработки, тестирования и опытной эксплуатации.
С точки зрения эксплуатационной надежности все три упомянутые выше выключателя практически находятся на одном и том же уровне. С учетом преимуществ и недостатков в настоящее время предпочтение следует отдавать воздушным выключателям. Элегазовые выключатели имеют сравнительно ограниченный опыт эксплуатации. По ним практически отсутствует информация о перенапряжениях, возникающих в условиях эксплуатации.
Баковые масляные выключатели допускают опасные повторные зажигания дуги при отключениях ненагруженных линий. Однако значительно снижается вероятность возникновения таких повторных зажиганий при применении масляных выключателей на линиях с индуктивными элементами, подключенными между фазными проводами и землей. Это обстоятельство может быть учтено при проектировании ГЭС, в частности, при их реконструкции.
С точки зрения перенапряжений при оперативных включениях линий и их АПВ масляные, воздушные и элегазовые выключатели практически находятся при одинаковых условиях. Статистические характеристики кратности К перенапряжений не опровергают гипотезы об однородности рядов К. В первом приближении имеет место такой же вывод относительно статистических характеристик кратности перенапряжений, возникающих при коммутациях силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов.
10. Следовало бы организовать изучение статистических характеристик кратности К перенапряжений при оперативных и аварийных коммутациях линий, трансформаторов и шунтирующих реакторов элегазовыми выключателями высокого и сверхвысокого напряжения.
11. При размещении нелинейных ограничителей в электрических сетях 6–500 кВ ГЭС следует исходить из двух требований:
- для надежной защиты изоляции электрооборудования использовать минимальное количество ОПН с их размещением в оптимальных местах;
- при подключении ограничителей перенапряжений, во избежание дополнительных проектных и строительных работ, стремиться сохранить те же места, где были установлены вентильные разрядники.
12. В сетях 6 и 10 кВ СН ГЭС защитные аппараты в виде ограничителей перенапряжений установливаются в ячейках трансформаторов напряжения, в конце кабелей для защиты электродвигателей, параллельно выключателям электродвигателей. При такой расстановке защитных аппаратов имеет место ряд негативных и позитивных моментов.
а) При подключении всех ОПН-6 между токоведущими частями и землей эффективно ограничиваются дуговые перенапряжения и перенапряжения при коммутациях электродвигателей. В этом случае по нашему мнению нет необходимости в установке ограничителей в ячейке трансформатора напряжения. Тем более при повреждении ОПН секции будет погашена вся секция. Поэтому при сохранении этого аппарата целесообразно его подключить к секции через плавкий предохранитель.
б) При подключении ОПН в ячейке ТН и параллельно к контактам выключателей электродвигателей, последние частично ограничивают коммутационные перенапряжения, а комплект ОПН в ячейке ТН – дуговые перенапряжения. Здесь ОПН в ячейке ТН обязателен. Кроме того, ограничители параллельно к выключателям могут быть подвержены квазистационарным перенапряжениям большей кратности. В режиме отключения электродвигателей и при наличии однофазного замыкания на землю со стороны питания (секции) на аппарат в течение нескольких секунд будут воздействовать перенапряжения, определяемые разностью напряжения шин величиной и колебательного затухающего напряжения величиной не более.
13. Эффективность вентильных разрядников РВМ-15, установленных вблизи обмоток 13,8 кВ блочных трансформаторов, в организации защиты от перенапряжений невысока. При таком расположении аппаратов, имеющих защитные характеристики, уступающие защитным характеристикам соответствующих ОПН, обеспечивается координация изоляции, главным образом, при грозовых импульсах, переходящих из обмоток 110, 220 и 500 кВ в обмотки 13,8 кВ.
При воздействии на изоляцию электрооборудования, в том числе на изоляцию гидрогенераторов, других видов перенапряжений (дуговых, коммутационных и феррорезонансных) вентильные разрядники не вступают в действие вследствие высоких пробивных напряжений искровых промежутков. Либо ряд перенапряжений (например, перенапряжений при отключениях гидрогенераторов) возбуждается за выключателем в сторону генераторов, где защитные аппараты в настоящее время не предусмотрены. Поэтому целесообразно для защиты электрооборудования 13,8 кВ иметь два комплекта ОПН, один из которых будет установлен взамен существующих РВМ-15, второй на стороне генераторов за генераторными выключателями.
14. В сетях 110, 220 и 500 кВ ГЭС достаточно выполнить «простую» замену вентильных разрядников на соответствующие ограничители перенапряжений, а именно:
а) в сетях 110 кВ:
- сохранить существующие ОПН в ячейках ТН РУ-110 и в нейтрали трансформаторов собственных нужд 110/10 кВ;
- вентильные разрядники РВС-110, установленные вблизи обмотки 110 кВ блочных трансформаторов, заменить на ОПН-110;
б) в сетях 220 кВ:
- на ОРУ-220 кВ сохранить ОПН-220, установленные в ячейках трансформаторов напряжения;
- взамен вентильных разрядников РВС-220, установленных вблизи обмоток 220 кВ блочных трансформаторов, в тех же местах подключить к сети ограничители перенапряжений;
в) в сетях 500 кВ:
- на ВЛ сохранить ОПН-500;
- сохранить ОПН-500, установленные вблизи обмоток 500 кВ блочных трансформаторов.
При этом необходимо иметь в виду, что при неизменных расстояниях от защитных аппаратов 110–500 кВ до защищаемого оборудования замена РВ на ОПН улучшает грозозащиту. Кроме того, при такой замене защитные аппараты обеспечивают глубокое принудительное ограничение коммутационных перенапряжений, что немаловажно для электрооборудования, проработавшего более 25–30 лет.
Источник: Третий международный электроэнергетический семинар