CC BY
20
Электро- и теплоэнергетика УДК 621.3
Газизова О.В.1, Панова Е.А.1, Кий A.B.2, Патшин Н.Т.2
https://doi.org/10.18503/2311-8318-2022-1(54)-54-61
1 Тюменский индустриальный университет, филиал ТИУ в Тобольске
2 Магнитогорский государственный технический университет им. Г.И. Носова
Анализ возможности неполнофазной работы автотрансформаторной группы
узловой подстанции 500/220/110 кВ
При функционировании узловых подстанций большой мощности с однофазными автотрансформаторными группами из-за ремонтов и аварийных ситуаций не исключен выход из работы одной фазы. В таких режимах с целью повышения надежности электроснабжения возможна работа подстанции в неполнофазном режиме. При этом возникает ряд важных практических задач по использованию неполнофазных режимов работы оборудования. Особенно эффективно использование таких режимов на малозагруженных подстанциях при высоких токах короткого замыкания на каждой ступени трансформации. Применение длительных неполнофазных нагрузочных режимов может потребовать меньших затрат, чем другие способы резервирования. Кроме аварийных переходов на работу воздушных линий двумя фазами, такой режим может быть предусмотрен как мероприятие, значительно повышающее надежность работы электрической системы, например при проведении пофазного ремонта линий электропередачи, пофазной плавки гололеда. С целью анализа возможности работы в неполнофазном режиме разработан алгоритм определения области допустимых режимов с учетом уровней напряжения и мощности короткого замыкания питающей энергосистемы на каждой ступени трансформации. Область допустимых режимов строится с учетом коэффициентов несимметрии и степени загрузки обмоток статора местных генераторов токами обратной последовательности. В качестве объекта исследования выбран крупный промышленный узел, имеющий несколько ступеней трансформации, сильную связь с энергосистемой и собственные источники электроэнергии. С помощью метода симметричных составляющих проведены расчеты на примере узловой подстанции 801 MBA напряжением 500/220/110 кВ с автотрансформаторной группой, питающей рассматриваемый узел. Разработаны рекомендации по возможности обеспечения подобных режимов.
Ключевые слова: автотрансформатор, неполнофазный режим, программный комплекс, узловая подстанция, коэффициент несимметрии, синхронный генератор.
Введение
При эксплуатации трех однофазных автотрансформаторных групп (ТОАТГ) с целью повышения надежности электроснабжения потребителей встает вопрос о возможности работы в неполнофазном режиме, например при выводе в ремонт одной фазы. Такие режимы могут быть вызваны как ремонтными, так и аварийными ситуациями.
В рамках РД 153-34.3-20.670-97 [1] для бесперебойного питания потребителей возможно применение неполнофазного режима (НПФР) работы ТОАТГ. Применение подобного режима актуально на крупных узловых, распределительных подстанциях, питающих крупные энергоузлы. В данной работе рассматривается промышленный энергоузел (ПЭУ), имеющий как собственные источники распределенной генерации, так и несколько линий связи 500 и 220 кВ с энергосистемой. При первоначальной оценке допустимости такого режима необходимо проведение основных расчетов с целью определения коэффициента несимметрии по обратной и нулевой последовательности. Дальнейшее его внедрение в эксплуатацию может потребовать изменения первичной и вторичной схем электрических соединений подстанции, в ряде случаев замену выключателей, а также схем релейной защиты и автоматики.
Анализу неполнофазных режимов и эффективности их реализации посвящено значительное количество трудов. Так, в работе [2] изложены общие подходы при моделировании различных несимметричных режимов, в том числе сложных. В статье [3] приведены характеристики работы неполнофазного режима трансформа-
© Газизова О.В., Панова Е.А., Кий A.B., Патшин Н.Т., 2022
торов и автотрансформаторов с заземлёнными нейтралями, виды обрывов при их эксплуатации, условия работы, наиболее вероятные варианты развития аварийных ситуаций, а также описаны последствия работы в таких режимах. Исследуя возможность реализации ненормального режима работы на продолжительное время, необходимо разработать и продумать виды и схемы защит. В статье [4] рассматриваются вопросы возникновения НПФР, а также особенности действия релейной защиты в подобных условиях. Приводится реальный случай возникновения НПФР с хронологической расшифровкой работы защит. В данном труде предлагаются алгоритмы селективного выявления подобных аварийных ситуаций для реализации при выполнении защит. При моделировании неполнофазных и комбинированных режимов работы силовых ТОАТГ в основу исследований положен известный метод симметричных составляющих [5, 6]. В труде [7] рассматривается методика определения возможности использования НПФР воздушных линий для повышения надежности электроснабжения. Перечислены технические требования, которые должны выполняться при ведении данного режима.
При возможности включения подстанции с ТОАТГ в НПФР необходимо оценить допустимость работы местных генераторов, по обмоткам которых будут протекать токи обратной последовательности и грузить машину. При проведении данных исследований также необходимо оценить допустимость режимов работы местных источников распределенной генерации в нормальном и оптимальном режимах, что приведено в работе [8]. Здесь же выполнена оценка влияния пофаз-ных ремонтов электрооборудования питающих сетей
на режим работы рассматриваемого ПЭУ с использованием для расчета НПФР методов последовательного эквивалентирования и симметричных составляющих. Таким образом, при анализе возможности работы в подобных режимах необходимо обеспечить прежде всего допустимый коэффициент несимметрии (КН) согласно ГОСТ [9, 10]. Во-вторых, выполнить анализ уровня токов обратной последовательности местных генерирующих источников питания согласно [11]. Вследствие возникновения НПФР помимо изменений значений токов и напряжений, возникает изменение качества электроэнергии, дополнительные потери мощности и электроэнергии для сети. Мероприятия, применяющие НПФР работы ТОАТГ, должны быть согласованы с их владельцами и оговорены в договорах по расчетам за электроэнергию.
Особенность возникновения неполнофазного
режима работы и оценка его допустимости
Основной целью применения НПФР работы ТОАТГ в электрических сетях напряжением 330-1150 кВ является сохранение при эксплуатации на достаточно высоком уровне надежности электроснабжения потребителей. Недостатками при этом являются повышенная опасность повреждения оборудования и электроустановок источников электроэнергии, электрически близких подстанций и электроприемников. Работа ТОАТГ в НПФР представляет собой достаточно редкое явление. Она опасна масштабами последствий, так как охватыва-етт большие участки электрической сети, электрически связанные с источником и местом возникновения несимметрии. Возникновение НПФР возможно при обрыве проводов питающей воздушной линии, стихийных явлениях, отказе оборудования в момент отключения автотрансформатора, выводе в плановый или послеава-рийный ремонт. Неблагоприятно наложение аварийного и ремонтного режимов.
В общем случае продольную несимметрию в любой точке трехфазной системы можно представить включением в рассечку каждой фазы разных по величине сопротивлений, которые могут быть связаны ме^ду собой различной взаимоиндукцией [6, 12, 13]. Такой подход к решению задачи позволяет получить расчетные выражения в общем виде, в том числе эквивалентное дополнительное сопротивление. Однако он связан с необходимостью проводить довольно сложные вычисления. Поэтому, как и при поперечной несимметрии, существенно проще и нагляднее проводить решение для каждого вида продольной несимметрии, используя граничные условия. В данной работе рассмотрим однофазную продольную несимметрию, отключение одного из трансформаторов ТОАТГ.
При эксплуатации узловой подстанции большой мощности, связывающей напряжения 500 и 220 кВ, уровень несимметрии будет определяться величинами напряжений от энергосистемы со стороны высокого и среднего напряжения. Как показал анализ фактически поддерживаемых уровней напряжений, при эксплуатации они могут значительно изменяться. С учетом этого фактора был разработан алгоритм, приведенный на рис. 1.
Рис. 1. Алгоритм определения области допустимых режимов
Этот алгоритм предусматривает предварительный анализ возможного изменения уровня напряжения со стороны питающих участков энергосистемы с учетом мощности КЗ. Данный фактор оказывает существенное влияние на уровень несимметрии при выводе одной
фазы в ремонт. Фактически он накладывается на искусственную не симметрию. Далее расчетным путем для выбранного сочетания уровней напряжения со стороны высокого и среднего напряжения определяются параметры несимметричных режимов и КН. Вопросам определения КН и исследованию НПФР при проектировании и эксплуатации посвящены труды [10, 14]. Дополнительно при анализе возможных режимов можно определить точки, в которых уровень напряжения не соответствует нормативным требованиям [15, 16]. В частности, оценить влияние несимметрии на распределение напряжения в сети. Далее производится проверка полученных значений по допустимой величине КН в соответствии с ГОСТ, определяется загрузка генераторов токами обратной последовательности. На основе полученных результатов выполняется построение области допустимых НПФР.
Исследование неполнофазного режима
на примере узловой подстанции
Выбранный для примера ПЭУ приведен на рис. 2. На рисунке упрощенно показаны связи с энергосистемой на напряжении 500 кВ посредством подстанций №1 и 2. Линии 500 кВ показаны сплошными жирными линиями, 220 кВ - пунктиром, 110 кВ - сплошными тонкими линиями. Также в составе узла имеются собственные источники распределенной генерации общей установленной мощностью 660 МВт. Нагрузки не показаны и составляют порядка 1000 МВт.
В качестве вида несимметрии был принят вывод в ремонт одной фазы автотрансформаторной группы 500/220/10 узловой подстанции ПС №1 500 кВ, имеющей автогруппу АТГ1 мощностью SH0M =267 MBA на фазу (суммарная установленная мощность АТГ1 SycT = 801 MBA) и трехфазный автотрансформатор АТ3 мощностью SH0M =200 MBA. Данная подстанция, являясь транзитной, имеет связь с ПС № 2 500 кВ, на которой также установлены две автотрансформаторные группы АТГ1, АТГ2 (SycT = 1602 MBA) и дополнитель-
ную связь с энергосистемой. Подстанция входит в состав ПЭУ, приведенного на рис. 2.
Таким образом, с целью анализа возможности реализации НПФР для выбранной узловой подстанции были определены КН и оценена их допустимость.
Далее были подробно исследованы местные синхронные генераторы по величине токов обратной последовательности. Следует отметить, что состав местных источников распределенной генерации разнороден. Установленные мощности составляют от 6 до 60 МВт, а генераторные распределительные устройства имеют уровень напряжения 3-6-10 кВ. Токи обратной последовательности, замыкаясь по обмоткам статора, создают вращающееся магнитное поля, противоположно направленное по отношению к вращению ротора. Это создает дополнительный нежелательный электромагнитный момент, поэтому исследования должны быть проведены не только в нормальных, но и утяжеленных режимах.
Схема замещения данной узловой подстанции, полученная в результате преобразований для расчета НПФР, приведена на рис. 3. В месте рассматриваемой продольной несимметрии была составлена комплексная схема замещения, учитывающая схемы замещения отдельных последовательностей.
В результате расчета в месте обрыва были получены эпюры напряжений отдельных последовательностей, приведенные на рис. 4.
На рис. 4 точки 1-4 соответствуют падению напряжения на эквивалентном сопротивлении от источника питания со стороны 500 кВ, на обрыве, на эквивалентном сопротивлении от источника питания со стороны 220 кВ (см. рис. 3). Подобное изменение напряжений объясняется поддержанием и регулированием напряжения со стороны рассматриваемого ПЭУ и питающей энергосистемы. Предварительно можно сделать вывод о том, что мощности рассматриваемого энергоузла достаточно для поддержания подобного режима.
Связь с энергосистемой 1
Связь с энергосистемой 1
'V 'V
Узловая ПС № 1 Узловая ПС № 2 ГРЭС
— —
тт
J_L
ПС № 3
ПС №5
тт
_I_L
ПС №4
ПС №6
ПВЭС-1
■Li-
ne № 5
ПС №6
ПС 63
ТЭЦ № 1
ПВЭС-2
ТЭЦ №2
Рис. 2. Упрощенная схема ПЭУ
-^сист.ном 500 кВ
АТ1
-^СИСТ.НОМ 220 кВ
в ^Р в
0,971 0,018 " 0,184 °-98
¿^сгь-О-п
б
0,018 0,184
0,013
е
10 ьо
0,26
Рис. 3. Расчетная схема сети
Рис. 4. Эпюра напряжений прямой (а), обратной (б) и нулевой (в) последовательностей
Как отмечалось ранее, осуществляя анализ НПФР, рассматривается вопрос о качестве электроэнергии, решающим критерием которого является КН напряжений по обратной последовательности (К2и, %) и КН напряжений по нулевой последовательности (К0и , %). Одним из основных факторов, влияющих на данную величину при расчёте, является напряжение со стороны 500 и 220 кВ энергосистем. В результате анализа выборки реальных напряжений на действующей узловой подстанции выяснилось, что за промежуток с 2018 по 2020 год напряжение со стороны системы 220 кВ не снижалось ниже 220,6 кВ и не повышалось выше 239,6 кВ. Аналогична ситуация для системы со стороны 500 кВ. Напряжение не снижалось ниже 485,6 кВ и не повышалось выше 514,6 кВ. Дополнительно было оценено влияние включения самого трансформатора и величины его нагрузки на уровень напряжения. Как показали расчеты, в силу существенной мощности питающей энергосистемы оно невелико.
При оценке допустимости неполнофазного режима работы ТАТГ рассчитывались параметры несимметрии на узловой подстанции, где установлено это оборудо-
вание, и вдоль линий, отходящих от нее. Была получена область допустимых соотношений между напряжениями обмоток на стороне высокого и низкого напряжения, при которых КН не превышает в условиях отключения одной фазы 2%. Полученная область приведена на рис. 5.
Аналогичные расчеты были выполнены для параметров обратной последовательности. Также в рамках проведенной работы исследована степень загрузки генераторов ПЭУ в рассматриваемом режиме НПФР, приведенная в таблице.
Вычисления производились с использованием программного комплекса «КАТРАН» [17-19], предназначенным для расчета эксплуатационных и аварийных режимов установившихся и переходных режимов. Данный программный комплекс позволяет исследовать как установившиеся, так и переходные сложнонесим-метричные режимы и подробно учитывать местные генераторы и специфичную нагрузку.
540 520 500 480 460
^500, КВ
216; 514 -221; 514
: 239; 514
3 Рабочий ■ (действующий) х*'-'[' 5 диапазон |
203; 486
221; 486
230; 486
200
210
220
230
240
№20, кВ
Рис. 5. Допустимая область работы при обрыве одной фазы с учетом величины коэффициента несимметрии обратной последовательности 2%
Загрузка генераторов токами обратной последовательности
ТЭЦ №2 ПВЭС-1
Г-1 Г-2 Г-3 Г-4 Г-5 Г-6 Г-1 Г-2 Г-3 Г-4
¡а, КА 3,32 2,11 2,18 3,17 2,96 3,61 1,11 0,759 0,554 1,13
¡ь, КА 3,34 2,13 2,2 3,19 2,98 3,63 1,13 0,774 0,568 1,16
¡с, кА 3,35 2,12 2,2 3,21 2,99 3,65 1,12 0,774 0,569 1,16
¡1, кА 3,34 2,12 2,19 3,19 2,98 3,63 1,12 0,769 0,564 1,15
¡2, кА 0,021 0,013 0,014 0,021 0,019 0,024 0,012 0,01 0,009 0,018
и а, кВ 9,7 10,32 10,36 9,74 9,57 9,66 6,3 10,09 9,8 9,87
иъ, кВ 9,7 10,32 10,36 9,75 9,58 9,67 6,31 10,1 9,81 9,88
и с, кВ 9,69 10,31 10,35 9,74 9,56 9,65 6,3 10,07 9,77 9,85
иь кВ 9,7 10,32 10,36 9,74 9,57 9,66 6,3 10,09 9,8 9,87
и2, кВ 0,008 0,005 0,005 0,007 0,009 0,008 0,006 0,016 0,026 0,022
кА 3,437 3,437 3,437 4,124 4,124 4,124 3,437 2,062 0,825 2,062
Мъ, % 0,873 0,582 0,582 0,970 0,727 0,970 0,582 0,727 1,697 1,455
¡*2, % 0,608 0,364 0,402 0,509 0,468 0,582 0,346 0,491 1,127 0,887
ТЭЦ №1 ПВЭС-2
Г-1 Г-2 Г-3 Г-4а Г-46 Г-5 Г-6 Г-7 Г-8 Г-1 Г-2
¡а, КА 1,4 1,32 1,16 0,258 0,258 1,03 1,08 1,03 0,964 0,386 0,49
¡ь, КА 1,43 1,35 1,2 0,264 0,264 1,05 1,1 1,06 0,994 0,392 0,497
¡с, КА 1,43 1,34 1,2 0,264 0,264 1,05 1,1 1,06 0,994 0,39 0,495
¡1, КА 1,42 1,34 1,18 0,262 0,262 1,05 1,09 1,05 0,984 0,389 0,494
¡2, кА 0,016 0,015 0,024 0,004 0,004 0,018 0,015 0,016 0,201 0,004 0,004
и а, кВ 2,99 3,02 10,15 9,82 9,82 9,93 9,82 9,97 10,1 6,37 6,22
иь, кВ 2,99 3,03 10,15 9,82 9,82 9,93 9,82 9,98 10,11 6,37 6,22
и с, кВ 2,98 3,02 10,12 9,79 9,79 9,89 9,79 9,94 10,07 6,36 6,21
иь кВ 2,99 3,02 10,14 9,81 9,81 9,92 9,81 9,96 10,09 6,37 6,22
и2, кВ 0,004 0,004 0,019 0,021 0,021 0,03 0,021 0,023 0,021 0,006 0,005
кА 2,749 2,749 2,749 0,412 0,412 1,72 1,718 1,718 2,749 0,458 0,687
А/ф, % 1,091 1,091 1,455 1,456 1,456 1,16 1,164 1,746 1,091 1,310 1,019
¡*2, % 0,567 0,535 0,880 0,881 0,881 1,03 0,879 0,955 7,312 0,773 0,643
Для турбогенераторов, имеющих массивный неяв-нополюсный магнитопровод, согласно нормативным документам, допускается длительная работа с неравенством токов обмотки статора в фазах, не превышающим 12% от номинального значения, а значения токов обратной последовательности не должны превышать 5%. При этом полный ток статора не должен превышать номинальный. В таблице представлены неравенство токов в фазах и значения токов обратной последовательности генераторов местных электростанций ПЭУ. Здесь показаны токи прямой 11 и обратной 12 последовательностей, полные токи фаз д, Л, Л, напряжения прямой и1 и обратной и2 последовательностей, полные напряжения фаз и„ иь, ис, номинальный ток обмотки статора /„ом, процентные соотношения отклонения фазного тока д/ф и тока обратной последовательности /2. Как видим, токи обратной последовательности не превышают значения, предусмотренные ГОСТ. Следовательно, в нормальном эксплуатационном режиме указанная область работы по токам статора также является допустимой. Аварийные при необходимости нужно исследовать индивидуально.
При реализации рассмотренных режимов возможно изменение качества электроэнергии в целом и дополнительные потери мощности и электроэнергии в сетях, смежных с сетями подстанции, применяющей НПФР. Особенности изменения потерь активной мощности в распределительных сетях, обусловленные возникающей несимметрии изложены в [20]. При разработке мероприятий, обеспечивающих применение НПФР работы ТОАТГ, следует рассматривать нормальные, послеава-рийные и ремонтные схемы электрических соединений, а также изменение схем подстанций при производимых переключениях на данной и электрически близких подстанциях. Также при исследовании подобных режимов следует учесть возможность применения автоматики однофазных повторных включений [21], повышающих надежность работы сети. Длительность НПФР работы ТОАТГ может составлять от нескольких часов до нескольких месяцев.
При вопросе о допустимости НПФР должен быть рассмотрен вопрос об изменении уставок релейной защиты, поскольку правильность работы токовых защит нулевой последовательности воздушных и кабельных линий во многих случаях не обеспечивается органами направления мощности из-за их недостаточной чувствительности в режимах при обрывах одной или двух фаз [21-23]. Кроме того, значения напряжения нулевой последовательности могут оказываться недостаточны -ми для срабатывания блокирующих органов направления мощности на подстанциях электрической сети со значительными величинами токов КЗ и малыми сопротивлениями нулевой последовательности на шинах. Тогда нарушается селективность защит, и некорректно могут работать защиты линий, имеющие большую чувствительность по току, или защиты с меньшей установкой по времени срабатывания. Решением данной проблемы могло бы стать комплексное применение различных методов выявления НПФР [24]. Также необходимо учесть обеспечение функций дальнего резервирования релейной защиты автотрансформаторов в условиях продольно-поперечной несимметрии, что подробно рассмотрено в работе [25], и особенности переход-
ных процессов в таких режимах с учетом работы релейной защиты электрически близко расположенных источников питания [26]. При необходимости можно скорректировать особенности выполнения дифференциальной защиты трансформатора [27, 28].
Учет вышеуказанных мероприятий в комплексном виде позволит обеспечивать достаточно надежную ра-боту автотрансформатора в неполнофазном режиме.
Заключение
С целью повышения надежности электроснабжения потребителей крупных энергоузлов возможно применение неполнофазного режима работы автотрансформаторных групп узловых подстанций. Коэффициент несимметрии в таком режиме работы определяется в том числе и уровнем напряжений со стороны питающей энергосистемы на стороне высокого и среднего напряжения. С целью анализа возможности реализации данного режима был получен алгоритм определения допустимой области режимов работы подстанции по коэффициентам несимметрии. Он учитывает изменение уровней напряжения со стороны питающей энергосистемы и загрузку собственных генераторов токами обратной последовательности в обмотке статора в неполнофазном режиме.
На примере узловой подстанции, питающей крупный промышленный энергетический узел, был произведен расчет совокупности режимов и получена область допустимых значений работы автотрансформаторов в неполнофазном режиме при выводе в ремонт одной автотрансформаторной группы.
Внедрение данного мероприятия может потребовать замены выключателей со стороны 500 и 220 кВ на каждую фазу по отдельности, то есть отдельный привод на каждый выключатель. Также может быть реализовано проектирование или изменение действующей схемы релейной защиты и автоматики выключателя, в частности с рассмотрением изменения цепи защиты от неполнофазного режима (НПФР) для ее адекватной работы. Разработанный алгоритм позволяет сформулировать мероприятия по обеспечению неполнофазного режима работы, что актуально при невысокой загрузке автотрансформатора в условиях энергосистемы большой мощности.
список литературы
1. Методические указания по применению неполнофазных режимов работы основного электрооборудования электроустановок 330-1150 кВ. РД 153-34.3-20.670-97. М.: ОРГРЭС, 1999. 55 с.
2. Fortescue C.L. Method of symmetrical coordinates applied to the solution oh polyphase networkes // Transactions of the American Institute of Electrical Engineers. 1918. No. 2(37). Pp. 1027-1140. doi: 10.1109/T-AIEE.1918.4765570
3. Особенности работы тупиковых подстанций 220-110 кВ при неполно фазных режимах по признаку заземления нейтрали трансформаторов / М.Ш. Мисриханов, Т.Е. Путова, В.П. Гречин, П.Г. Малюшицкий // Вестник Ивановского государственного энергетического униве-ритега. 2005. №1. C. 82-89.
4. Нагай И.В. О совершенствовании защит от неполнофазных режимов электрических сетей // Известия вузов. Электромеханика. 2011. № 1. С. 63-66.
5. Мартынов В.А., Голубев А.Н. Моделирование неполно-фазных режимов работы силовых автотрансформаторов // Вестник Ивановского государственного энергетического универитета. 2017. №3. C. 40-47.
6. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. М.: Энергия, 1970. 517 с.
7. Бессолицын А.В., Кушкова Е.И., Петров Н.В. Использование неполнофазного нагрузочного режима В Л 110 кВ для повышения надежности электроснабжения потребителей // Известиявузов. Электромеханика. 2014. № 6. С. 38-42.
8. Панова Е.А., Савельева К.С., Кочкина А.В. Оценка допустимости режимов работы синхронных генераторов собственных электростанций промышленных предприятий при пофазном ремонте электрооборудования питающих сетей в нормальном и оптимальном режимах // Электротехнические системы и комплексы. 2013. №21.
C. 214-220.
9. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М.: Стандартинформ, 2014. 16 с.
10. Иванов B.C. Режимы потребления и качество электроэнергии систем электроснабжения промышленных предприятий: учебник / под ред. B.C. Иванова, В.И. Соколова. М.: Энергоатомиздат, 1987. 336 с.
11. ГОСТ Р 53471-2009. Генераторы трехфазные синхронные мощностью свыше 100 кВт. Общие технические условия. М.: Стандартинформ, 2010. 16 с.
12. Игуменщев В.А., Малафеев А.В., Панова Е.А. Расчет и анализ аварийных несимметричных режимов систем электроснабжения: монография. Магнитогорск: Изд-во Магнитогорск. гос. техн. ун-та им. Г.И. Носова, 2013. 135 с.
13. Моделирование неполно фазных аварийных режимов в задаче расчёта и анализа работы систем промышленного электроснабжения / А.В. Малафеев, Е.А. Панова С.В., Беляев, А.А. Емельянов, А.Я. Альбрехт, О.Ю. Биктеева // Известиявузов. Электромеханика. 2011. № 4. С. 119-123.
14. Voltage unbalance factor detection based Kaiser- maximum sidelobe decay convolution window and amplitude method / L. Dan , G. Yunpeng, W. Cong, G. Dexi, H. Rui // Electric Power Systems Research. 2021. Vol. 204. 107705. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107705
15. A comprehensive review of improving power quality using active power filters / L. Dayi, W. Tingkang, P. Wenhao,
D. Xinzhi, G. Jie // Electric Power Systems Research. 2021. Vol. 199. 107389. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107389.
16. Yusuff A.A., Mosetlhe T.C., Ayodele T.R. Statistical method for identification of weak nodes in power system based on voltage magnitude deviation // Electric Power Systems Research. 2021. Vol. 200. 107464. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107464
17. Свидетельство о гос. регистрации программы для ЭВМ № RU 2019610251. Комплекс автоматизированного режимного анализа КАТРАН 10.0 / Игуменщев В.А., Малафеев А.В., Панова Е.А., Варганова А.В., Газизова О.В., Кондрашова Ю.Н., Зиновьев В.В., Юлдашева А.И., Крубцова А.А., Анисимова Н.А., Насибуллин А.Т., Тре-масов М.А., Щербакова B.C., Богуш В.К.; заявитель ФГБОУ ВО «МГТУ им. Г.И. Носова»; заявл. 29.10.2018, опубл. 09.01.2019.
18. Определение границ динамической устойчивости гене-
Information in English
раторов промышленной электростанции с учетом двигательной нагрузки / О.В. Газизова, А.А. Аллаяров, Ю.Н. Кондрашова, Н.Т. Патшин // Электротехнические системы и комплексы. 2018. № 2(39). С. 34-41. doi: 10.18503/2311-8318-2018-2(39)-34-41
19. Газизова О.В., Кондрашова Ю.Н., Малафеев А.В. Повышение эффективности управления режимами электростанций промышленного энергоузла за счет прогнозирования статической и динамической устойчивости при изменении конфигурации сети // Электротехнические системы и комплексы. 2016. №3(32). С. 27-38. doi: 10.18503/2311-8318-2016-3(32)-27-38
20. Abd el-Ghany H.A., Abd-El Fatta S.H., Azmy A.M. Evaluating the effect of considering repairing-fault periods on calculating technical losses in medium-voltage feeders of ring distribution networks // Electric Power Systems Research. 2021. Vol. 196. 107192. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107192.
21. Acosta J.S., Tavares M.C., Gole A.M. Optimizing multicircuit transmission lines for single-phase auto-reclosing // Electric Power Systems Research. 2021. Vol. 197. 107329. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107329
22. Убин K.A., Хватова K.A., Колос Е.А. О проблемах создания и внедрения микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики электроэнергетических устройств // Современные тенденции развития науки и технологий. 2016. №10-1. C. 126-131.
23. Бобров С.Е. Анализ работы дифференциально-фазной защиты при наложении короткого замыкания на доава-рийный неполно фазный режим работы сети // Вестник Ивановского государственного энергетического униве-ритета. 2010. № 2. С. 41-47.
24. Бурбело М.И., Мельничук С. М., Емельянов А.А. Применение направленной токовой защиты для выявления неполнофазного нагрузочного режима в сетях с эффективно заземленной нейтралью // Научные труды Винницкого национального технического университета. 2014. № 2. С. 5.
25. Нагай И.В. Обеспечение функций дальнего резервирования релейной защиты трансформаторов в условиях продольно-поперечной несимметрии // Известия вузов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. 2011. № 5. С. 19-24.
26. Определение асинхронной мощности синхронных генераторов в расчетах электромеханических переходных процессов при несимметричных режимах / О.В. Буланова, А.В. Малафеев, Н.А. Николаев, Ю.Н. Ротанова, Е.А. Панова // Электрика. 2010. № 8. С. 24-26.
27. A wavelet-based restricted earth-fault power transformer differential protection / Aires M.N.O., Medeiros R.P., Costa F.B., Silva K.M., Chavez J.J., Popov M. // Electric Power Systems Research. 2021. Vol. 196. 107246. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107246
28. A power transformer differential protection based on support vector machine and wavelet transform / Simoes L.D., Costa H.J.D., Aires M.N.O., Medeiros R.P., Costa F.B., Bretas A.S. // Electric Power Systems Research. 2021. Vol. 197. 107297. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107297
Поступила в редакцию 14 декабря 2021 г.
Feasibility Analysis of Incomplete-Phase Operation of the Autotransformer Group at the 500/220/110 kv Substation
Olga V. Gazizova
Ph.D. (Engineering), Associate Professor, Electrical Power Engineering Department, Tobolsk Industrial Institute, Tobolsk Branch of the Industrial University of Tyumen, Tobolsk, Russia Тобольск, logan_b_7@mail.ru, https://orcid.org/0000-0001-9416-672X
3.TEKTPO- H TEn^03HEPrETHKA
Evgeniya A. Panova
Ph.D. (Engineering), Associate Professor, Electrical Power Engineering Department, Tobolsk Industrial Institute, Tobolsk Branch of the Industrial University of Tyumen, Tobolsk, Russia, ea.panova@magtu.ru, https://orcid.org/0000-0001-9392-3346
Anatolij V. Kij
Master's Degree Student, Department of Industrial Electric Power Supply, Nosov Magnitogorsk State Technical University, Magnitogorsk, Russia
Nikolaj T. Patshin
Ph.D. (Engineering), Associate Professor, Department of Industrial Electric Power Supply, Nosov Magnitogorsk State Technical University, Magnitogorsk, Russia
When nodal high power substations operate with singlephase autotransformer groups, repairs and emergencies can cause the deactivating of one phase. In such modes in order to improve the reliability of power supply the substation can operate in the incomplete-phase mode. At the same time, a number of important practical tasks arise on the use of open-phase mode. It is especially effective to use such modes on few loaded substations at high short circuit currents at each stage of transformation. The use of long-term open-phase loading modes may require smaller investment than other backup methods. In addition to emergency transitions to the operation of air lines with two phases, such a mode can be provided for an event that significantly improves the reliability of the electrical system, for example, when carrying out a phase renovation of power lines or forced ice-melting. In order to analyze the possibility of working in the open-phase mode, an algorithm for determining the area of permissible modes, taking into account the voltage levels and the short-circuit power of the supply power system at each stage of transformation, was developed. The area of permissible modes is based on the coefficients of asymmetry and the degree of the stator windings loading of local generators of reverse sequence. A large industrial node has been chosen as an object of study with several stages of transformation, a strong connection with the power system and its own sources of electricity. The symmetrical component method was used to calculate the parameters of the 801 MVA tie substation with a500/220/110 kV autotransformer group feeding the node in question. Recommendations were developed in order to ensure such modes.
Keywords: Autotransformer, open-phase mode, software package, nodal substation, asymmetry coefficient, synchronous generator.
References
1. RD 153-34.3-20.670-97. Procedural Guidelines for Use of Partial-Phase Operating Modes of Main Electrical Equipment of 330-1150 kV Electrical Installations. Moscow, SPO ORGRES Publ., 1999. (In Russian)
2. Fortescue C.L. Method of symmetrical coordinates applied to the solution of polyphase networks. NAPS, Uniwersity of Waterloo. Canada. October 23-24. 2000. Pp.1027-1140. doi: 10.1109/T-AIEE.1918.4765570
3. Misrihanov M.Sh., Putova T.E., Grechin V.P., Mal-yushickij P.G. Features of the work of 220-110 kV dead-end substations with incomplete phase modes on the basis of grounding of transformer neutral. Vestnik Ivanovskogo gosu-darstvennogo energeticheskogo universiteta [Vestnik of Ivanovo State Power Engineering University], 2005, no. 1, pp. 1-10. (In Russian)
4. Nagaj I.V. On improving protection against incomplete-phase regimes of electrical networks Izvestiya vuzov. El-ektromekhanika [Russian Electromechanics], 2011, no. 1, pp. 63-66. (In Russian)
5. Martynov V.A., Golubev A.N. Modeling of incomplete-phase modes of operation of power vehicles. Vestnik Ivanovskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universi-teta [Vestnik of Ivanovo State Power Engineering University], 2017, no. 3, pp. 1-8. (In Russian)
6. Ulyanov S.A. Elektromagnitnye perekhodnye processy v elektricheskih sistemah [Electromagnetic transition processes in electrical systems]. Moscow, Energy Publ., 1970. 517 p. (In Russian)
7. Bessolitsyn A.V., Kushkova E.I., Petrov N.V. Using an incomplete-phase loading regime of 110 kV airlines to increase customer power supply. Izvestiyavuzov. Elektromekhanika [Russian Electromechanics], 2014, no. 6, pp.1-5. (In Russian)
8. Panova E.A., Savelyeva K.S., Kochkina A.V. Assessment of the permissibility of modes of operation of synchronous generators of own power plants of industrial enterprises in phaz-nous repair of electrical equipment of the feeding networks in normal and optimal modes. Elektrotekhnicheskie sistemy i kompleksy [Electrotechnical Systems and Complexes], 2013, no. 21, pp. 214-220. (In Russian)
9. GOST 32144-2013. Electric energy. Electromagnetic compatibility of technical equipment. Power quality limits in the public power supply systems. Moscow, SPO ORGRES Publ., 2014. 16 p. (In Russian)
10. Ivanov V.S. Rezhimypotrebleniya i kachestvo elektroenergii system elektrosnabzheniya promyshlennyh predpriyatij [Modes of consumption and quality of electric power supply systems of industrial enterprises]. Moscow, Energoatomizdat Publ., 1987. 336 p. (In Russian)
11. GOST R 53471-2009. Synchronous three-phase generators of power above 100 kW. General specifications. Moscow, STANDARTINFORM Publ., 2011. 16 p. (In Russian)
12. Igumenshchev V.A., Malafeev A.V., Panova E.A. Rascheti analiza avarijnyh nesimmetrichnyh rezhimov sistem el-ektrosnabzheniya [Calculation and analysis of emergency asymmetric modes of power supply systems]. Magnitogorsk, NMSTU Publ., 2013. 135 p. (In Russian)
13. Malafeev A.V., Panova E.A., Belyaev S.V., Emel-yanov A.A., Albrekht A.YA., Bikteeva O.Yu. Simulation of incomplete-phase emergency modes in the task of calculating and analyzing the operation of industrial power supply systems. Izvestiya vuzov. Elektromekhanika [Russian Elec-tromechanics], 2011, no. 4, pp. 119-123. (In Russian)
14. Dan L., Yunpeng G., Cong W., Dexi G., Rui H. Voltage unbalance factor detection based Kaiser-maximum sidelobe decay convolution window and amplitude method. Electric Power Systems Research, 2021, vol. 204, article 107705. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107705
15. Dayi L., Tingkang W., Wenhao P., Xinzhi D., Jie G. A comprehensive review of improving power quality using active power filters. Electric Power Systems Research, 2021, vol. 199, article 107389. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107389
16. Yusuff A.A., Mosetlhe T.C., Ayodele T.R. Statistical method for identification of weak nodes in power system based on voltage magnitude deviation. Electric Power Systems Research, 2021, vol. 200, article 107464. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107464
17. Iguumeschev V.A., Malafeev A.V., Panova E.A., Vargano-va A.V., Gazizova O.V., KondrashovaYu.N., Zinoviev V.V., Yuldasheva A.I., Krubtsova A.A., Anisimova N.A., Nasi-bullin A.T., Tremasov MA, Shcherbakova V.S., Bo-gush V.K. Kompleks avtomatizirovannogo rezhimnogo ana-
liza KATRAN 10.0 [Complex of the automated regime analysis KATRAN 10.0]. Computer program RF, no. RU 2019610251, 2019.
18. Gazizova O.V., Allayarov A.A., Kondrashova YU.N., Patshin N.T. Determination of the boundaries of the dynamic stability of generators of an industrial power plant taking into account the motor load. Elektrotekhnicheskie sistemy i kompleksy [Electrotechnical Systems and Complexes], 2018, no. 2(39), pp. 34-41. doi: 10.18503/2311-8318-2018-2(3 9)-34-41 (In Russian)
19. Gazizova O.V., Kondrashova YU.N., Malafeyev A.V., Increase of Effective Management of Modes of Electric Power Plants Due to Forecasting of Static and Dynamic Stability at Change of Network Configuration. El-ektrotekhnicheskie sistemy i kompleksy [Electrotechnical Systems and Complexes], 2016, no. 3(32), pp. 27-38. doi: 10.18503/2311-8318-2016-3(32)-27-38 (In Russian)
20. Abdel-Ghany H.A., Abd-El FattaS.H., Azmy A.M. Evaluating the effect of considering repairing-fault periods on calculating technical losses in medium-voltage feeders of ring distribution networks. Electric Power Systems Research, 2021, vol. 196, article 107192. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107192
21. Acosta J.S., Tavares M.C., Gole A.M. Optimizing multicircuit transmission lines for single-phase auto-reclosing. Electric Power Systems Research, 2021, vol. 197, article 107329. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107329
22. Ubin K.A., Hvatova K.A., Kolos E.A. On the problems of creating and implementing microprocessor devices of relay protection and automation of electric power devices. Sov-remennye tendencii razvitiya nauki i tekhnologij [Modern tendency to develop science and technology], 2016, no. 10-1, pp. 126-131. (In Russian)
23. Bobrov S.E. Analysis of the operation of differential-phase
protection when overlapping a short circuit before the emergency is incomplete-phase network operation. Vestnik Ivanovskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universi-teta [Vestnik of Ivanovo State Power Engineering University], 2010, no. 2, pp.1-7. (In Russian)
24. Burbelo M.I., Melnichuk S. M., Emelyanov A.A. The use of directional protection for the detection of an incomplete-phase load mode in networks with effectively grounded neutral. Nauchnye trudy Vinnickogo natsionalnogo tekhnich-eskogo universiteta [Scientific works of Vinnitsa National Technical University], 2014, no.2, pp. 1-5.
25. Nagaj I.V. Ensuring the functions of long-range reservation of relay protection of transformers in the conditions of longitudinal transverse non-symmetry. Izvestiyavuzov. Severo-Kavkazskij region. Tekhnicheskie nauki [University news. North-Caucasian region. Technical sciences series], 2011, no. 5, pp. 19-24. (In Russian)
26. Bulanova O.V., Malafeev A.V., Nikolaev N.A., Rotanova YU.N., Panova E.A. Determination of asynchronous power of synchronous generators in the calculations of electromechanical transient processes in asymmetric modes. Elektrika [Electrical engineering], 2010, no. 8, pp. 24-26. (In Russian)
27. Aires M.N.O., Medeiros R.P., Costa F.B., Silva K.M., Chavez J.J., Popov M. A wavelet-based restricted earth-fault power transformer differential protection. Electric Power Systems Research, 2021, vol. 196, article 107246. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107246
28. Simoes L.D., Costa H.J.D., Aires M.N.O., Medeiros R.P., Costa F.B., Bretas A.S. A power transformer differential protection based on support vector machine and wavelet transform. Electric Power Systems Research, 2021, vol. 197, article 107297. doi: 10.1016/j.epsr.2021.107297
Анализ возможности неполнофазной работы автотрансформаторной группы узловой подстанции 500/220/110 kB / О.В. Газизова, Е.А. Панова, A.B. Кий, Н.Т. Патшин // Электротехнические системы и комплексы. 2022. № 1(54). С. 54-61. https://doi.org/10.18503/2311-8318-2022-1(54)-54-61
Gazizova O.V., Panova E.A., Kij A.V., Patshin N.T. Feasibility Analysis of Incomplete-Phase Operation of the Autotransformer Group at the 500/220/110 kv Substation. Elektrotekhnicheskie sistemy i kompleksy [Electrotechnical Systems and Complexes], 2022, no. 1(54), pp. 54-61. (In Russian). https://doi.org/10.18503/2311-8318-2022-1(54)-54-61
