No Image

Уравнительные токи в распределительных сетях

СОДЕРЖАНИЕ
0 просмотров
11 марта 2020

Известно, что в обмотках силовых трансформаторов при их параллельной работе с различными коэффициентами трансформации протекают уравнительные токи. Инструкция по эксплуатации трансформаторов допускает параллельную работу трансформаторов с различными коэффициентами трансформации в пределах нагрузочной способности обмоток каждого трансформатора и их (трансформаторов) допустимого перевозбуждения.
Виктор Дмитриевич Ластовкин в своем материале описывает некоторые примеры использования создаваемых искусственным способом уравнительных токов в электроустановках магаданской энергосистемы для различных целей.

УРАВНИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ В РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ

Неконтролируемые уравнительные токи, возникающие в элементах электрической сети и генераторах электростанций в различных аварийных режимах, представляют серьезную опасность для проводов линий электропередачи и электрооборудования энергосистемы, т.к. при длительном протекании они могут привести к пережогу проводов ЛЭП и потере ими механических свойств, к нарушению термической, а в отдельных случаях и электродинамической стойкости высоковольтного электрооборудования.
Напротив, искусственно создаваемые (контролируемые) уравнительные токи могут полезно использоваться в энергосистеме, например, в релейной защите или для регулирования режимов узлов нагрузки по напряжению.
В релейной защите известна практика использования уравнительных токов между параллельно включенными силовыми трансформаторами с различными коэффициентами трансформации для проверки продольной дифференциальной защиты трансформаторов (ДЗТ) первичным током [1] на заключительном этапе проверки (наладки).
В ОАО «Магаданэнерго» этот способ используется в основном на подстанциях с небольшими нагрузками сезонного характера (горно-рудные предприятия) при внеплановых (послеаварийных) проверках дифференциальной защиты трансформаторов в случаях ее неселективной (излишней) работы при внешних КЗ (отказы несрабатывания), а также на подстанциях, на которых установлены достаточно мощные трехобмоточные автотрансформаторы связи со слабо нагруженной третичной обмоткой и т.д.
Уравнительный ток создается двумя параллельно включенными трансформаторами, переключатели (РПН) которых устанавливаются на различные ответвления регулировочной обмотки (РО) трансформаторов, т.е. различные коэффициенты трансформации. В [1] приведена формула для расчета значений уравнительного тока и даны прочие рекомендации по реализации данного способа проверки ДЗТ первичным током, поэтому нет необходимости в их подробном описании. Остановимся более детально на оценке получаемых результатов измерения напряжения небаланса (Uнб) на зажимах исполнительного органа реле типа ДЗТ-11 или РНТ-565 и др. при проверке защиты уравнительным током.
В нормативной литературе [2] по релейной защите трансформаторов и автотрансформаторов выравнивание вторичных токов (МДС) при расчете и выборе уставок (витков) продольной дифференциальной защиты для реле типа РНТ-565 и ДЗТ-11 выполняется для среднего положения переключающих устройств (РПН) регулировочных обмоток трансформаторов. Следовательно, при включении трансформаторов на уравнительные токи хотя бы в одном из них положение РПН будет отличаться от среднего, что приведет к появлению значительной составляющей тока небаланса I ‘ нб, обусловленной ке напряжения (тока) небаланса в исполнительном органе реле, расчетное значение составляющей напряжения (тока) небаланса, обусловленного регулированием напряжения на трансформаторе, должно вычитаться из измеренного значения напряжения небаланса.
При данном уравнительном токе Iур между трансформаторами измеренное напряжение небаланса Uнб(1), приведенное к номинальному току Iном трансформатора, определяется из выражения:

Примечание. Измерения выполняются на стороне включения РО трансформатора.
Вместо уравнительного тока Iур в формуле (2) может фигурировать ток нагрузки Iн в случае, если проверка выполняется током нагрузки на трансформаторе, РПН которого установлен в положение, отличное от среднего, и есть составляющая небаланса, обусловленная регулированием, для ее исключения из результата измерения.
Схема проверки дифференциальной защиты трансформаторов созданием уравнительного тока между параллельно включенными трансформаторами приведена на рис. 1. Регулируемый трансформатор на ней обозначен стрелкой. Диапазон регулирования напряжения (коэффициента трансформации) Т2 дан в относительных единицах (о.е.) номинального напряжения (коэффициента трансформации) среднего ответвления регулируемой обмотки. Схема цепей дифференциальной защиты условная, без выравнивания вторичных токов. Принято допущение, что расчетные токи плеч дифференциальной защиты примерно равны I12 = I22 при нахождении РПН в среднем положении.
При проверке исправности цепей тока дифференциальной защиты одного из параллельно включенных трансформаторов (Т1) уравнительным током регулирование напряжения (коэффициента трансформации) следует выполнять на другом трансформаторе (Т2). Это исключает появление в дифференциальном реле составляющей тока небаланса от регулирования напряжения и упрощает процедуру оценки результатов измерения напряжения небаланса Uнб на зажимах исполнительного реле. Регулятор напряжения на одном из трансформаторов (Т1), дифференциальная защита которого проверяется, устанавливается в среднее положение, на другом (Т2) положение РПН выбирается исходя из требуемого значения уравнительного тока (0,15 – 0,2 Iном т) по условию получения достоверных результатов измерений в цепях защиты.
Уравнительный ток можно получить при отклонении регулятора напряжения от среднего значения в сторону увеличения напряжения регулируемой обмотки, что позволит выполнить тренбование безопасной работы трансформатора по напряжению.

УРАВНИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ МЕЖДУ ТРАНСФОРМАТОРАМИ

В питающих электрических сетях 110–220 кВ с некомпенсированной зарядной мощностью ЛЭП в режиме минимальных нагрузок наблюдаются случаи недопустимого повышения напряжения в отдельных узлах нагрузки, опасного в первую очередь из-за перевозбуждения трансформаторов, не имеющих регулировочной обмотки или имеющих недостаточный диапазон регулирования напряжения ΔU,% и др. Баланс реактивной мощности электрической сети в целом характеризуется равенством суммарной генерируемой ΣQг и потребляемой ΣQп реактивной мощности и определяет некоторый средний уровень напряжения в сети [3]: ΣQг = ΣQп.
Напряжение в узле нагрузки может значительно отличаться от среднего, и регулировать его можно изменением условий баланса Q электрического узла, в частности, увеличивая потребление реактивной мощности.
В уравнение баланса реактивной мощности узла нагрузки входит составляющая ΣQт потерь мощности в трансформаторах:

Читайте также:  Украшение торта сладостями для девочки

где Qг – реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций, синхронными компенсаторами и шунтовыми конденсаторными батареями, зарядная мощность линий электропередачи;

Qн – реактивная (индуктивная) мощность, потребляемая нагрузкой;
Qр – мощность, потребляемая шунтирующими реакторами;
ΔQт – потери реактивной мощности в понижающих трансформаторах узла нагрузки.
В тех случаях, когда Qг отдельного узла нагрузки определяется в основном избыточной зарядной мощностью линий электропередачи Qз, присоединенных к узлу, установленная мощность шунтирующих реакторов в узле Qр = 0 и влиять на уменьшение генерации линий (компенсацию) Qз путем перевода в режим недовозбуждения турбогенераторов районной электростанции практически невозможно, остается единственная возможность снизить напряжение в узле нагрузки за счет увеличения потерь ΔQт в трансформаторах узла.
Потери ΔQт в понижающих трансформаторах при небольшом потреблении активной и реактивной мощности в узле можно увеличить за счет создания искусственной циркуляции уравнительных токов в обмотках трансформаторов, при этом потери реактивной мощности в трансформаторах ΔQт при их параллельной работе с различными коэффициентами трансформации на стороне СН и НН и номинальном токе в обмотке ВН будут определяться по формуле:

где Uк. вн*, Uк. сн* – соответственно напряжения короткого замыкания обмоток ВН–НН и ВН–СН в о.е.;
Sном.т – номинальная полная мощность трансформатора;
Iном. вн – номинальный ток обмотки ВН;
I ‘ н. нн, I ‘ н. сн – соответственно токи нагрузки (уравнительные токи) обмоток НН и СН, приведенные к стороне ВН трансформатора.

Примечание. На рис. 2а и 2б цифрами возле символа трансформатора показаны: числом в скобках – положение РПН; числом за скобками – напряжение (коэффициент трансформации) используемого ответвления регулируемой обмотки, в данном случае ВН, в о.е. номинального напряжения (коэффициента трансформации) среднего ответвления, U* ном ср = 1.

Данный способ понижения напряжения до безопасных пределов путем смещения баланса Q электрического узла в сторону дополнительного потребления реактивной мощности за счет увеличения потерь ΔQт в трансформаторах подстанции в режимах минимальных нагрузок можно применять в случаях, когда все другие способы – включение шунтирующих реакторов, изменение конфигурации (топологии) сети 110–220 кВ, перевод генераторов и синхронных компенсаторов в режим недовозбуждения (потребления реактивной мощности) – исчерпаны как резервные, а также при неисправности или выводе в плановый ремонт шунтирующих реакторов или их коммутационной аппаратуры.
Способ особенно эффективен в режимах минимальных нагрузок подстанции, когда силовые трансформаторы мало загружены активной мощностью и доля реактивной мощности, обусловленной уравнительными токами в трансформаторах, может достигать в пределе номинальной мощности трансформатора. Суммарные потери реактивной мощности ΔQт при этом могут доходить в среднем до 10% суммарной номинальной мощности параллельно работающих трансформаторов, с учетом их типовых характеристик (Uк).

ИСКУССТВЕННЫЙ ШУНТИРУЮЩИЙ РЕАКТОР

Устройство из двух трансформаторов на подстанции, включенных на уравнительные токи путем установки РПН трансформаторов на различные коэффициенты трансформации, можно рассматривать как искусственный шунтирующий реактор (ИШР) с точки зрения компенсации зарядной мощности и понижения напряжения в узле. ИШР как устройство компенсации Q имеет определенные преимущества:

  • регулируемое потребление реактивной мощности;
  • небольшие потери активной мощности, равные суммарным потерям в трансформаторах;
  • мобильность (топологическая) и отсутствие затрат на внедрение.

При этом существуют и недостатки, например, ограниченный ресурс РПН, определенные сложности в оперативном и техническом управлении.
Данный способ регулирования напряжения неоднократно применялся в нерском узле нагрузки магаданской энергосистемы с учетом топологии ее сетей 110–220 кВ и режимов генерирующего оборудования по реактивной мощности, т.е.:

  • большая зарядная мощность линий 220 кВ и в частных случаях ВЛ 110 кВ;
  • работа генераторов гидроэлектростанции в емкостном квадранте с ОМВ;
  • наличие так называемых подстанций глубокого ввода, например, ПС 110 кВ «Нера-Новая» и ПС 220 кВ «Омсукчан».

На рис. 2 приведен пример использования уравнительных токов для регулирования (понижения) напряжения в узле нагрузки. Режим ИШР смоделирован для одного из текущих режимов ПС 110 кВ «Нера-Новая».
Из рис. 2б видно, что при данных положениях РПН параметры режима трансформаторов (ИШР) имеют следующие значения:

  • ток нагрузки Iн одного из трансформаторов равен номинальному Iном, т.е. критерий безопасной работы по нагрузочной способности обмоток трансформатора не превышен;
  • глубина регулирования напряжения на шинах 110 кВ составила почти 10 кВ;
  • потери реактивной мощности в трансформаторах (потребление реактивной мощности ИШР) составляют ΔQт = 4,5 Мвар, или 9% суммарной номинальной мощности 2х25 МВА;
  • потери активной мощности в трансформаторах незначительны и составляют ΔРт = 0,2 МВт при практически предельном режиме по нагрузочной способности одного из трансформаторов;
  • критерий безопасной работы по напряжению для трансформатора с относительным коэффициентом трансформации Кт = 0,91 безусловно выполняется.
Читайте также:  Сочетание напольного покрытия и дверей

Манипулируя РПН, следует помнить о том, что должны выполняться условия безопасной работы трансформаторов [4] и показателей качества напряжения у потребителя:

  • длительная работа трансформаторов допускается при напряжениях в питающей сети, не превышающих номинальное напряжение ответвления обмотки трансформатора более чем на 10% Uном. отв., но не выше наибольшего рабочего напряжения Uраб1,1 Uном. отв;
  • токи Iн в обмотках ВН, СН, НН трансформаторов с учетом циркуляции уравнительных составляющих не должны превышать нагрузочную способность трансформаторов Iн1,05 Iном;
  • отклонения напряжения у потребителя должны быть в допустимых пределах.

ВЫВОДЫ

1. Контролируемый уравнительный ток между трансформаторами можно использовать для проверки дифференциальной защиты трансформаторов и объективно оценивать небалансы в реле.
2. Контролируемые уравнительные токи в трансформаторах можно использовать для понижения напряжения в узлах электрической сети до безопасных пределов по условию обеспечения нормальной работы магнитной системы трансформаторов и выполнения требований к качеству напряжения у потребителей, когда все другие способы исчерпаны. Альтернативный способ регулирования (понижения) напряжения направлен на обеспечение сохранности оборудования.

ЛИТЕРАТУРА

1. Справочник по наладке вторичных цепей электростанций и подстанций / под редакцией Э.С. Мусаэляна. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1989.
2. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110–500 кВ. Расчеты. М.: Энергоатомиздат, 1985.
3. Веников В.А., Идельчик В.И., Лисеев М.С.. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1985.
4. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Министерство энергетики РФ. М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Переключения должны производиться двумя лицами, имеющими право производства переключений — одно лицо не ниже IV гр.по ЭБ (первое, контролирующее лицо) и второе — не ниже III гр.по ЭБ (непосредственно производящее переключения).

Запрещается проведение каких-либо работ по переключениям, фазировке, ОМП, испытаниям и т.д. в тех РП и ТП, где имеются отключенные кабельные (воздушные) линии, на которых в данное время ведутся работы (кроме раскопок).

Запрещается включать под напряжение оборудование или линии, на которых после производства каких-либо работ обнаружены дефекты, которые не исключают возможности повреждений оборудования или травм персонала без предварительных электроиспытаний перед подачей рабочего напряжения.

Сложные переключения, а также переключения с неисправной блокировкой выполняются по бланкам переключений (б/п).

К сложным переключениям в МКС относятся:

  • переключения в ТП, РП с "нетиповой" схемой, конструкцией;
  • перевод нагрузки с одного ЦП (секции) на другой ЦП (секцию);
  • переключения с замыканием уравнительных токов; перевод нагрузки на сеть смежного района; переключения, связанные с включением нового оборудования 6-20 кВ;
  • фазировка под напряжением "в горячую" в сети 6-10кВ; переключения в двух и более сетевых сооружениях.

Допускается выполнять без б/п:

  • несложные переключения — в пределах одного сетевого сооружения; проверку отсутствия напряжения и включение (отключение) заземляющих ножей или наложение (снятие) переносных заземлений;
  • переключения при ликвидации ненормальных режимов;
  • переключения в сети до 1000 В.

При переключениях без б/п все операции записываются в оперативный журнал ОВБ (оперативный журнал распоряжений диспетчера).

Все переключения по б/п или без них выполняются только по распоряжению (разрешению) диспетчера с последующим уведомлением диспетчера о выполнении.

При исчезновении напряжения или при появлении однофазных замыканий на землю во время производства переключений дальнейшее проведение операции должно быть прекращено.

Не разрешается проводить плановые переключения:

  • в РУ наружной установки при температуре воздуха ниже -15°С;
  • в закрытых РУ при температуре наружного воздуха ниже -20°С;
  • в закрытых РУ, если в этом же помещении установлен работающий силовой трансформатор, при температуре наружного воздуха -25°С.

Производить переключения в открытых или наружных электроустановках во время осадков и при измороcи не допускается.

Читайте также:  Уроки работы с фрезером для начинающих видео

Проведение операций с выключателями (масляными, вакуумными, элегазовыми — далее MB).

При отключении MB от защиты его повторное включение запрещается до выяснения причины отключения.

После отключения MB необходимо проверить его отключенное состояние (по положению траверз, штоков, механическим указателям), и только после этого приступать к операциям с разъединителями.

Проведение операций с выключателями нагрузки (ВН)

Включение ВН производить быстро и до упора , но без удара в конце операции. Включенное положение проверяется по положению главных контактов, которые должны полностью входить в неподвижные контакты.

ВН разрешается включать и отключать ток нагрузки или уравнительный ток:

до 400 А — при напряжении 6 кВ и
до 200 А — при напряжении 10 кВ (для RM6-400A).

Выключателями нагрузки с перевернутыми пружинами (автоматически работающими на включение) разрешается:

  • включать ток нагрузки или уравнительный ток до 400 А при напряжении 6 кВ и до 200 А при напряжении 10 кВ;
  • отключать ток нагрузки или уравнительный ток до 100 А только при наличии сплошного ограждения двери камеры, в которой установлен ВН;
  • уравнительный ток или ток нагрузки более 100 А, а также менее 100 А при отсутствии сплошного ограждения, данными выключателями нагрузки отключать запрещается.

Проведение операций с разъединителями

Включение разъединителей следует выполнять быстро и решительно, но без удара в конце хода.

Отключение производить медленно и, если при расхождении контактов между ними возникнет дуга, разъединитель быстро включить обратно и до выяснения причин другие операции не выполнять.

Исключение составляют операции по отключению разъединителем тока х.х.трансформаторов и зарядных токов KJ1, ВЛ. Отключение разъединителей в этих случаях выполнять быстро, чтобы обеспечить гашение дуги.

Очередность выполнения операций с разъединителями

Для присоединений с выключателем и разъединителями

  • включать в последовательности ЛР, ШР, MB (ВН);
  • отключать в последовательности MB (ВН), ШР, ЛР.

Для однополюсных разъединителей при вертикальном расположении на сборках 6-10 кВ:

  • Разъединители КЛ
  • включать: нижний, верхний, средний;
  • отключать: средний, верхний, нижний.
  • Разъединители силовых трансформаторов (при снятой нагрузке)
    • включать: нижний, верхний, средний;
    • отключать: верхний, средний, нижний.
    • Однополюсные разъединители при горизонтальном расположении
      • включать в следующей последовательности: поочередно крайние разъединители, затем средний разъединитель;
      • отключать в следующей последовательности: сначала средний разъединитель, затем поочередно крайние разъединители.
      • Трехполюсными и однополюсными разъединителями разрешается отключать и включать:

        • зарядный ток шин и оборудования;
        • трансформаторы напряжения;
        • ток х.х.трансформаторов мощностью до 400 кВА;
        • зарядный ток КЛ длиной до 0,5 км — трехполюсными разъединителями;
        • зарядный ток КЛ длиной до 4 км — однополюсными разъединителями при наличии на сборках 6-10 кВ асбоцементных перегородок и до 3 км — без перегородок.

        Операции с ячейками КРУ

        В ячейках КРУ предусмотрены блокировки:

        • не допускающая вкатывания тележки MB в рабочее положение и выкатывания ее из рабочего положения при включенном выключателе;
        • не допускающая включения заземляющего разъединителя при нахождении тележки MB в рабочем положении и не допускающая перемещения тележки в рабочее положение при включенном заземляющем разъединителе;

        Перед вкатыванием тележки MB необходимо убедиться, что шторки освобождены от навесных замков, а заземляющие разъединители отключены.

        Перед вкатыванием тележки MB из контрольного в рабочее положение необходимо включить штепсельный разъем и произвести опробование выключателя.

        Вкатывание тележки MB из контрольного в рабочее положение производится при отключенном MB до соприкосновения втычных контактов. Затем с помощью механизма доводки тележка фиксируется в рабочем положении.

        Перед выкатыванием тележки из рабочего положения в контрольное необходимо убедиться в отключенном состоянии MB.

        Операции со штепсельным разъемом цепей вторичной коммутации разрешается производить только в контрольном положении тележки MB. Запрещается разъединение разъема при рабочем положении тележки.

        При выкатывании тележки из контрольного положения в ремонтное штепсельный разъем должен быть отсоединен.

        Производство операций с уравнительными токами
        (транзитные операции)

        Уравнительный ток (Iур.) возникает при замыкании деления, где имеется напряжение от разных источников питания (ЦП, секций ЦП)

        Iyp. = Iтр. + I, где: Iтр. — ток транзита; I — ток нагрузки

        Все операции с уравнительными токами могут выполняться только с разрешения диспетчера ЦДП.

        Операции с уравнительными токами выполняются только на MB (ВН) и должны удовлетворять условию

        Дано: два параллельно работающих трансформатора;
        группа соединения обмоток первого трансформатора Υ/ Υ-12, второго — Υ/ Δ-11;
        SHOM = 1000 кВА, U1 = 6 кВ, uk = 5,5 %.

        Определить уравнительный ток, который будет протекать между трансформаторами.

        Решение
        Номинальный ток на стороне 6 кВ

        Напряжение короткого замыкания на фазу

        Ом

        и превосходит номинальный ток в Iy/ I1 = 452/96,225 = 4,7 раза

        Комментировать
        0 просмотров
        Комментариев нет, будьте первым кто его оставит

        Это интересно
        Adblock detector