CC BY
10
Ярошевич Вера Васильевна
научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии
Центра физико-технических проблем энергетики Севера — филиала ФГБУН ФИЦ КНЦ РАН
Е-mail: [email protected]
DOI 10.37614/2307-5252.2020.7.19.002 УДК 621.311
Т. В. Аксенович
ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ
И МЕТОДОВ ИХ ЗАЩИТЫ ОТ ВЛИЯНИЯ ГЕОИНДУКТИРОВАННЫХ ТОКОВ
Аннотация
Территориальные особенности расположения электроэнергетической системы Мурманской обл. обусловливают ее подверженность геоиндуктированным токам, протекающим по глухозаземленным нейтралям трансформаторов (автотрансформаторов) во время геомагнитных бурь. Значения токов порой могут достигать десятков ампер и приводить к полупериодному насыщению стали сердечника и, как следствие, к потерям реактивной мощности, появлению высших гармоник, вибрациям и перегреву обмоток. Все это может стать причиной аварийного отключения линий или выхода из строя самого оборудования. В статье дан анализ технического состояния трансформаторов и автотрансформаторов подстанций классов напряжения 110-330 кВ на Кольском п-ове. Приводится статистика по типам сердечников устройств. Обсуждаются существующие методы снижения воздействия геоиндуктированных токов на трансформаторы, а также их сильные и слабые стороны.
Ключевые слова:
геоиндуктированные токи, силовой трансформатор, резистивное заземление нейтрали, емкостное заземление нейтрали, устройство продольной компенсации.
Tatiana V. Aksenovich
INVESTIGATION OF POWER TRANSFORMERS TECHNICAL CONDITION IN THE MURMANSK REGION AND METHODS FOR THEIR PROTECTION FROM THE INFLUENCE OF GEOMAGNETICALLY INDUCED CURRENTS
Abstract
The location territorial features of the Murmansk region electric power system determine its susceptibility to geomagnetically induced currents flowing through the dead-grounded neutrals of the transformers (autotransformers) during geomagnetic storms. The current values can sometimes reach tens of amperes and lead to half-period saturation of the steel core, and as a result to loss of reactive power, the appearance of harmonics, vibrations and windings overheating. All this can cause an emergency shutdown of lines or failure of the equipment itself. The article considers the analysis of the transformers and autotransformers technical condition of substations of voltage classes 110-330 kV on the Kola Peninsula. Statistics on the core types of the devices are provided. Existing methods to reduce the effect of geomagnetically induced currents on transformers, as well as their advantages and disadvantages, are discussed.
Keywords:
geomagnetically induced currents, power transformer, resistor at neutral, capacitor at neutral, longitudinal compensation device.
Введение
На протяжении многих лет ученые Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН и Полярного геофизического института проводят исследования влияния магнитосферных возмущений на состояние электроэнергетических систем Кольского п-ова и Карелии [1-3]. Так, было выявлено, что во время сильных геомагнитных бурь (ГМБ) в глухозаземленных нейтралях автотрансформаторов/трансформаторов начинает течь геоиндуктированный ток (ГИТ) [4]. В Мурманской обл. глухозаземленные нейтрали применяются в электрических сетях напряжением 110, 150 и 330 кВ, поэтому в статье внимание будет уделено оборудованию именно этих классов напряжения. Помимо географического расположения и конфигурации электрических сетей, на восприимчивость трансформаторов к ГИТ немалое влияние оказывает тип их магнитопровода.
Анализ характеристик трансформаторов подстанций 110-330 кВ
На начало 2019 г. на территории Мурманской обл. имеется 5 подстанций (ПС) класса напряжения 330 кВ, на которых установлено 11 автотрансформаторов, суммарная мощность которых составляет 2535 МВА. Имеется 36 подстанций класса напряжения 150 кВ, на них установлено 75 трансформаторов суммарной мощностью 3232,2 МВА. Число подстанций напряжением 110 кВ равняется 47, и установленная мощность 83 трансформаторов на них составляет 1332,0 МВА [5]. Перечисленные подстанции находятся на балансе ПАО «Россети».
Согласно положению ПАО «Россети» «О единой технической политике в электросетевом комплексе» от 08.11.2019 № 378, требования, предъявляемые к сроку службы силовых и измерительных трансформаторов, составляют не менее 30 лет. В соответствии с этим критерием был произведен анализ технического состояния трансформаторов напряжением 110-330 кВ (рис. 1).
Срок Службы IIKICK 43% с 2000 по 201» гг.
щ Срок C.lJHVfil.r I1CI ек JO 2000 г.
г)
Рис. 1. Возрастная характеристика трансформаторов и автотрансформаторов Мурманской обл. на конец 2019 г.:
а — ПС 110 кВ; б — ПС 150 кВ; е — ПС 330 кВ; г — общая статистика ПС 110-330 кВ
Fig. 1. Age characteristics of transformers and autotransformers of the Murmansk region at the end of 2019:
а — 110 kV substations; б — 150 kV substations; е — 330 kV substations; г — general statistics of 110-330 kV substations
В частности, было выявлено, что лишь каждый пятый (19 %) находящийся в работе трансформатор (автотрансформатор) имеет неистекший срок эксплуатации. Оставшийся 81 % приходится на аппараты, которые как морально, так и физически уже устарели и требуют ремонта либо полной замены. Согласно данным по надежности электроснабжения на конец 2018 г., износ силовых трансформаторов области составляет 71,2 % [5].
Больше всего автотрансформаторов, срок эксплуатации которых еще не вышел, приходится на подстанции с напряжением 330 кВ — 36 %. Это можно объяснить тем, что они входят в состав магистральной линии электропередачи, являющейся системообразующей для энергосистемы области. Подстанции 330 кВ обеспечивают электроснабжение наиболее крупных производственных объединений Мурманской обл. и прилегающих к ним районов, поэтому поддержание надлежащего состояния оборудования данных подстанций является первоочередной задачей распределительной электросетевой компании.
Сильное влияние на устойчивость трансформатора к воздействию ГИТ оказывает тип его магнитопровода. В табл. 1 представлены коэффициенты восприимчивости различных типов сердечников к воздействию квазипостоянных токов [6].
Таблица 1
Коэффициенты чувствительности для разных типов магнитопроводов Sensitivity coefficients for different core types
Тип магнитопровода
Схема
Однофазный
1,18
Трехфазный, броневой
0,33
Трехфазный, трехстержневой
0,29
Трехфазный, пятистержневой
0,66
к
Как видно из табл. 1, наибольшее влияние ГИТ оказывает на однофазные трансформаторы с любой конструкцией сердечника. Рассматриваемые же нами трансформаторы являются трехфазными, так что среди них намагничивание сердечника происходит интенсивнее при пятистержневой конфигурации. Это подтверждается исследованиями: насыщение стали сердечника пятистержневого автотрансформатора на ПС «Лоухи» (находится в Карелии) происходило уже при значении ГИТ, равном 50 А, в то время как на ПС «Выходной» с трехстержневым автотрансформатором насыщение наблюдалось при 100 А [3].
Результаты анализа типов магнитопровода трансформаторов Кольской электроэнергетической системы представлены на рис. 2. В энергосистеме отсутствуют пятистержневые трансформаторы, что является большим плюсом для устойчивого электроснабжения области. Малая доля (4 аппарата), но имеющая место быть, приходится на трансформаторы c одной фазой, чьи магнитопроводы насыщаются при протекании ГИТ сильнее всего. Один из них установлен на ПС 150 кВ, причем срок его службы истек еще в 2009 г., а три остальных представляют собой трехфазную группу однофазных трансформаторов на ПС 110 кВ. Срок их работы закончился еще в прошлом столетии (1992 г.).
Высокая подверженность однофазных трансформаторов влиянию ГИТ, приводит к частому полупериодному насыщению сердечника, которое вызывает нарушение симметрии передачи энергии по фазам, появление высших гармоник, перегрев стали сердечников, резкий рост вибраций, а в итоге ускоренное старение изоляции силовых трансформаторов [2]. Если все эти факторы наложить на длительный срок эксплуатации самого оборудования, то высока вероятность появления серьезных аварийных ситуаций, связанных с неисправностью трансформаторов.
Методы защиты силовых трансформаторов от ГИТ
В последнее время появилась положительная тенденция: все больше ученых по всему миру стали изучать ГИТ, их природу, воздействие на оборудование подстанций и то, причинами каких нарушений они могут стать в будущем. Исследования показывают, что квазипостоянные токи оказывают на режим электроэнергетической системы прямое и косвенное влияние. Под прямыми эффектами понимается однополупериодное подмагничивание сердечника трансформатора или автотрансформатора. Впоследствии от такого эффекта оборудование выходит из строя либо мгновенно, либо через какое-то время после из-за недопустимой электромагнитной и термической нагрузки. Косвенные (системные) эффекты выражаются в росте дефицита реактивной мощности и ненормированном распределении гармоник. Следовательно, меры
2%
Рис. 2. Статистика типов трансформаторов и автотрансформаторов Мурманской обл.
Fig. 2. Statistics of transformers and autotransformers types of the Murmansk region
защиты протяженных электротехнических систем от негативных эффектов ГИТ должны быть направлены в первую очередь на системообразующее оборудование — силовые трансформаторы [7].
В основном все методы, направленные на уменьшение влияния ГИТ на оборудование, можно разделить на два типа — совершенствование оборудования и архитектуры сети и оперативные процедуры. Преимуществом первого типа является отсутствие необходимости отключения от системы электроснабжения, тем самым сохраняется бесперебойное питание потребителей. Второй тип не требует денежных затрат на дополнительное оборудование по причине его отсутствия, однако необходимо учитывать вероятность оперативных отключений предприятий и других организаций при мощных ГМБ, чей простой может иметь экономические последствия для электроснабжающих организаций.
Тип силового трансформатора. Как обсуждалось выше, конструкция магнитной цепи аппарата имеет большое влияние на его восприимчивость к воздействию ГИТ. Так, максимальную относительную уязвимость имеют однофазные силовые трансформаторы, а минимальную — трехфазные трехстержневые. Замена «слабых» трансформаторов имеет и свои ограничения, как экономические, так и технические, которые необходимо брать в расчет при модернизации или проектировании подстанции. Например, трехстержневые трансформаторы не производятся на напряжения больше 500 кВ, а уже существующая подстанция может иметь ограниченные габаритные размеры [7].
Устройства, блокирующие ГИТ в нейтрали. В табл. 2 приведено краткое описание основных способов уменьшения величины ГИТ с помощью различных устройств, применяющихся в нейтрали силового трансформатора или автотрансформатора.
Таблица 2
Различные методы снижения ГИТ в нейтрали Various GIC mitigation methods in neutral
№ п/п Метод Описание
1 Разземление нейтрали Является распространенным методом блокировки ГИТ посредством отделения нейтрали от земли, где протекает ток. Не подходит для автотрансформаторов и трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, имеющих неполную изоляцию со стороны нулевых выводов, так как в случае разземления нейтрали возможно возникновение перенапряжений
2 Индуктивное заземление нейтрали Дугогасящая катушка, включенная в нейтрали трансформатора, формирует отстающий ток индуктивности для компенсации опережающего емкостного тока. Нейтраль в таком случае называют компенсированной. Имеется возможность плавного или ступенчатого регулирования индуктивности. Так как ГИТ является низкочастотным сигналом, то катушка мало влияет на его снижение
№ п/п Метод Описание
3 Резистивное заземление нейтрали Заземляющий резистор сопротивлением 2,5-7,5 Ом может обеспечить снижение уровня ГИТ на 55-70 %, но не блокирует его протекание полностью. Достаточно эффективно лишь при относительно «коротких» воздушных линиях электропередачи, когда активное сопротивление фазных проводов не является доминирующим [8]
4 Емкостное заземление нейтрали Использование конденсаторных батарей в нейтрали полностью препятствует протеканию ГИТ. Могут стать причиной феррорезонанса в сети сложной конфигурации, если установлены во всей системе. При любом способе шунтирования, конденсаторная батарея во время аварийного режима не блокирует протекание ГИТ [9]
5 Активное заземление нейтрали Обычно используется искровой промежуток либо вакуумный разрядник с выключателем. Применение этих устройств вместе с разъединителем обеспечивает режим глухозаземленной нейтрали в нормальных условиях эксплуатации и режим изолированной нейтрали в период ГМБ [8]
У заземления с помощью конденсаторной батареи имеется еще один вариант исполнения — с использованием разъединителя. Такой способ позволяет подключать емкость к нейтрали только в период ГМБ, благодаря чему уменьшается вероятность образования феррорезонанса, нет препятствий для обнаружения коротких замыканий и отсутствует влияние на общую работу системы [10].
Общей проблемой описанных устройств является выбор места установки [11], так как их неправильное расположение на подстанции может одновременно с полным или частичным блокированием ГИТ на одних вызвать перераспределение и рост его величин на других, что впоследствии приведет к еще более серьезным авариям.
Прежде чем применять устройство блокировки ГИТ в нейтрали, необходимо провести индивидуальный расчет электроэнергетической системы для выбора его оптимального расположения. Вместе с тем стоит учитывать различные уровни интенсивности геомагнитных возмущений, характерные для того или иного региона.
Устройства продольной компенсации реактивной мощности. Еще одной мерой по снижению квазипостоянного тока является изменение архитектуры сети за счет установки устройств продольной компенсации реактивной мощности. В отличие от установки конденсатора поперечной компенсации, конденсатор продольной компенсации реактивной мощности препятствует протеканию ГИТ по проводам линий электропередачи и обмоткам силовых трансформаторов.
Конденсаторы продольной компенсации включаются последовательно с нагрузкой через вольтодобавочный или разделительный трансформаторы. Устройство является саморегулирующимся, т. е. напряжение на конденсаторе меняется (без управления) пропорционально протекающему в линии току. Кроме того, оно позволяет частично компенсировать падения напряжения, вызываемые передаточным реактивным сопротивлением.
Минусами метода могут быть аварийные режимы, вызванные расшунтированием, внутренними повреждениями конденсаторов или феррорезонансом.
Газовое реле Бухгольца было изобретено в 1921 г. и с тех пор стало важным устройством защиты и контроля для трансформаторов и автотрансформаторов. Одним из проявлений действия ГИТ на трансформатор является нагрев его обмоток, вызывающий газообразование в масле. Таким образом, устройство позволит вовремя подать предупредительный аварийный сигнал либо отключить трансформатор от сети.
Для наблюдения за состоянием аппарата без вывода его из эксплуатации возможна установка газоотборного устройства на баке трансформатора на уровне человеческого роста. Это позволяет делать промежуточный отбор газов для анализа в любое время. Также реле Бухгольца легко интегрируется в архитектуру систем мониторинга силовых трансформаторов различной сложности.
В электроэнергетической системе Греции эффективность использования метода подтвердилась, именно там сработавшее реле Бухгольца предотвратило потерю силового трансформатора 150 кВ во время геомагнитной бури, ставшей причиной блэкаута в Квебеке [12].
Система предупреждения. Метод заключается в установке устройства, заблаговременно извещающего о солнечной активности, которая может привести к сильным геомагнитным возмущениям. Информацию можно получать с ближайших магнитометрических станций к ПС. Благодаря такому устройству система безопасности сработает заранее и предотвратит аварию.
Моделирование и оценка рисков. Мы не можем контролировать ГМБ, но можем смоделировать и просчитать их воздействие на электроэнергетическую систему и ее оборудование. Этот метод позволяет увидеть, как поведет себя система в случае такого нарушения. На основе полученной информации разрабатываются алгоритмы управления при ГМБ различной интенсивности, а также рассматривается эффективность применения тех или иных устройств блокировки ГИТ.
Выводы
Как видно из приведенного анализа технического состояния силового оборудования Мурманской обл.: износ трансформаторного парка на 2018 г. составляет около 70 %, а у 80 % истек срок его эксплуатации (некоторые трансформаторы должны были быть заменены еще в прошлом веке). Наша область находится в авроральной зоне, и электроэнергетическая система подвержена негативным воздействиям ГИТ (имеющим кумулятивный характер), которые вызывают нарушения синусоидальности напряжения в воздушных линиях, рост потребления реактивной мощности и, как следствие, снижение надежности электроснабжения потребителей. Учитывая эти факторы, можно
сделать вывод о высоком риске отключений электроэнергии в связи с выходом из строя трансформаторов и автотрансформаторов с глухозаземленной нейтралью.
Была собрана статистика по типам магнитопроводов, используемых в Кольской энергосистеме. Как показывают исследования, более всего чувствительны к воздействию ГИТ однофазные трансформаторы любой конструкции, меньше всего — трехстержневые. Промежуточное положение занимают пятистержневые аппараты. 98 % трансформаторов и автотрансформаторов Мурманской обл. имеют минимальный коэффициент восприимчивости к влиянию квазипостоянных токов, равный 0,3. Это уменьшает риск вывода аппарата из рабочего состояния, но не сводит его к нулю. Например, 29 июня 2013 г. на подстанции «Выходной» было зафиксировано максимальное значение ГИТ за все время наблюдений. Даже при трехстержневой конструкции автотрансформатора ток в нейтрали превысил 125 А. Причиной этого явления послужило отключение от сети одного из двух автотрансформаторов, которые при нормальном режиме работы делят полный ток в узле пополам [13].
Таким образом, защита силовых трансформаторов от воздействия ГИТ является актуальной задачей, решение которой обеспечит функционирование системы электроснабжения в периоды ГМБ без снижения пропускной способности.
Рассмотренные методы снижения и блокировки ГИТ в нейтрали трансформатора имеют свои преимущества и недостатки, поэтому, прежде чем применить какой-либо из них для защиты Кольской энергосистемы, необходимо провести детальный расчет и точное моделирование каждого из них.
Литература
1. Ефимов Б. В., Сахаров Я. А., Селиванов В. Н. Геомагнитные штормы. Исследование воздействий на энергосистему Карелии и Кольского полуострова // Новости электротехники. 2013. Т. 80, № 2. С. 30-33.
2. Селиванов В. Н., Сахаров Я. А., Ефимов Б. В. Оценка влияния геоиндуктированных токов на силовые трансформаторы магистральных электрических сетей // Труды Кольского научного центра РАН. 2016. Т. 39, № 513. С. 96-106.
3. Исследование гармонического состава тока в нейтрали трансформатора в периоды геомагнитных возмущений / В. Н. Селиванов [и др.] // Труды Кольского научного центра РАН. Энергетика. 2017. Т. 8, № 1-14. С. 44-52.
4. Экстремальные величины геоиндуктированных токов в региональной энергосистеме / Я. А. Сахаров [и др.] // Physics of Auroral Phenomena. 2019. С. 53-56.
5. Схема и программа развития электроэнергетики Мурманской области на период 2020-2024 гг.: [Региональные нормативные документы] // Министерство энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Мурманской области: офиц. сайт. 2019. 29 апреля. URL: https://minenergo.gov-murman.ru/documents/npa/tek/reg/ (дата обращения: 6.05.2020).
6. Dong X., Liu Y., and Kappenman J. G. Comparative analysis of exciting current harmonics and reactive power consumption from GIC saturated transformers // Proc. IEEE Power Engineering Society Winter Meeting. 2001. Vol. 1. P. 318-322.
7. Соколова О. Н. Исследование действий геомагнитных токов на энергосистемы и мероприятий по предотвращению системных аварий: дис. ... канд. техн. наук: 05.09.05 / Соколова Ольга Николаевна. СПб., 2017. 188 с.
8. Сравнительный анализ способов защиты силовых трансформаторов систем электроснабжения от воздействия геоиндуцированных токов / А. А. Кувшинов [и др.] // Промышленная энергетика. 2014. № 8. С. 30-35.
9. Kappernman J. G. Low-frequency protection concepts for the electrical power grid: geomagnetically induced current (GIC) and E3 HEMP mitigation / Oak Ridge Nat. Laboratory, Oak Ridge, TN, USA, Rep. Meta-R-322, 2010.
10. Kovan B., Le 'on F. de. Mitigation of geomagnetically induced currents by neutral switching // Power Delivery, IEEE Trans. On. 2015. Vol. 30, No. 4. P.1999-2006.
11. Zhu H., Overbye T. J. Blocking device placement for mitigating the effects of geomagnetically induced currents // IEEE Transactions on Power Systems. 2015. No. 30 (4). Р. 2081-2089.
12. Zois I. A. Solar activity and transformer failures in the Greek national electric grid // J. Space Weather and Climate. 2013. No. 3 (A32).
13. Регистрация геоиндуктированных токов в региональной энергосистеме / Я. А. Сахаров [и др.] // Практические аспекты гелиогеофизики: материалы специальной секции «Практические аспекты науки космической погоды» 11-й ежегодной конференции «Физика плазмы в солнечной системе», 17 февраля 2016 г. М.: ИКИ, 2016. C. 134-145.
Сведения об авторе Аксенович Татьяна Валерьевна
лаборант-исследователь лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера — филиала ФГБУН ФИЦ КНЦ РАН, студентка кафедры физики, биологии и инженерных технологий филиала Мурманского арктического государственного университета в г. Апатиты E-mail: [email protected]
РСН 10.37614/2307-5252.2020.7.19.003 УДК 620.9(470.21)
О. Е. Коновалова, Н. М. Кузнецов
ИСТОРИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ НИЖНЕ-ТУЛОМСКОЙ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ НА КОЛЬСКОМ ПОЛУОСТРОВЕ
Аннотация
В статье изложена история создания Нижне-Туломской гидроэлектростанции (ГЭС). Приведены ее основные энергетические параметры, схема расположения основных сооружений, архивные фотографии момента строительства. Показаны данные о выработке и расходе электроэнергии на собственные нужды, себестоимости 1 кВтч в годы Великой Отечественной войны. Представлены сведения о реконструкции и современном состоянии станции. Ключевые слова:
гидроэлектростанция, гидротехнические сооружения, энергетические показатели ГЭС.
