CC BY
229
УДК 621.313
Я.Э.Еремич, А.Н.Назарычев, Ф.Х.Халилов, Б.В.Ефимов
ВОПРОСЫ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ В СЕТЯХ ГЕНЕРАТОРНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ МАЛОЙ МОЩНОСТИ
Аннотация
На ГЭС малой мощности в сетях генераторного напряжения изучены перенапряжения: молниевые, приходящие со стороны 110 кВ; феррорезонансные; дуговые и коммутационные. Выявлены степени опасности перенапряжений, разработаны меры защиты.
Ключевые слова:
гидроэлектростанция, перенапряжения, феррорезонанс, изоляция, нелинейный ограничитель перенапряжения.
V.E.Eremich, A.N.Nazarychev, F.H.Halilov, B.V.Efimiv
ISSUES OF OVERVOLTAGE AT LOW POWER HYDROELECTRIC PLANTS GENERATOR'S NETWORKS
Abstract
Overvoltages were explored in a low power hydroelectric plants generator's networks. Detriment of lightning overvoltages, ferroresonance, switch overvoltages and arcing ground fault are researched and protective measures are developed.
Keywords:
hydroelectric plant, overvoltage, ferroresonance, insulation, nonlinear surge arrester.
К гидроэлектростанциям малой мощности относятся электростанции мощностью порядка 100 МВт и ниже. К таким гидроэлектростанциям относятся Аушигерская ГЭС и Кашхатау ГЭС Кабардино-Балкарского филиала ОАО «Русгидро».
Упрощенные принципиальные схемы упомянутых ГЭС приведены на рис.1 и 2. На обеих гидроэлектростанциях установлены по три гидрогенератора (ГГ): на Аушигерской ГЭС мощностью по 20 МВт, на Кашхатау ГЭС - 21.7 МВт.
Рис.1. Упрощенная принципиальная электрическая схема Аушигерской ГЭС
11
Рис.2. Упрощенная принципиальная электрическая схема Кашхатау ГЭС
Генераторы работают по блочной схеме через трансформаторы 10.5/110 кВ, 25 МВА. Каждое генераторное распределительное устройство содержит: трансформаторы напряжения (ТН), по два трансформатора собственных нужд (ТСН-1 и ТСН-2 через кабели), вентильный разрядник РВП-10, генераторные выключатели типа ВВЭ-10-31, 5/1600У3, генераторы СВ/375-120-14УХЛ1 и СВ/375-130-14УХЛ1. Для защиты электрооборудования генераторного напряжения на Аушигерской ГЭС установлены вентильные разрядники типа РВП-10, на Кашхатау ГЭС - нелинейные ограничители перенапряжений. Ток трехфазного короткого замыкания на системах шин (I СШ, II СШ, Ш СШ) принимаем равным 40кА.
Анализ опыта эксплуатации ГЭС показывает, что практически все элементы СН (выключатели, разъединители, электрические машины, трансформаторы, кабели и др.) имеют аварийность. Однако основная часть аварийности приходится на электрические машины. Это вызвано тем, что технология выработки электроэнергии обуславливает ряд негативных факторов, которые воздействуют на изоляцию машин в процессе эксплуатации. К таким факторам можно отнести: высокую температуру, влажность, загрязненность, повышенные механические напряжения при пусках и остановках и т.д. Все это неблагоприятно отражается на электрической прочности изоляции и выражается в старении, то есть неспособности выдерживать как длительно приложенное напряжение, так и кратковременные воздействия перенапряжений. Иными словами, в таких условиях велика вероятность появления в обмотках машин и в их клеммных коробках мест с ослабленной изоляцией. Это может привести к повреждению электрической машины при повышении напряжения в сети, к которой она подключена. Такие повышения напряжения могут носить разнообразный характер и быть вызваны различными причинами: коммутации, различные замыкания на землю и короткие замыкания [1-3].
12
Электрические машины мощностью до 50 МВт испытываются, согласно ПУЭ, напряжением Uисп=1.7*Uном=2.9*Uф.ном. Начальная электрическая прочность изоляции таких машин составляет (4.7-4.9)*ином. Однако уже в процессе производства машин в их изоляции могут появиться такие дефекты, как воздушные включения, недопропитка компаундом, инородные частицы, проколы, рассечения и т.д., которые могут привести к повреждению машин в процессе их эксплуатации. Дефекты изоляции могут появиться и при эксплуатации машин в результате перечисленных ранее негативных процессов. При этом наиболее характерными дефектами являются: трещина и микротрещина, возникающие при действии изгибающих нагрузок; полости в изоляции, возникающие в результате расслоения изоляции при ее старении; расслоение изоляции в результате тепловых воздействий на нее; истирание изоляции; местные перегревы, вызванные дефектами в стали проводниках обмотки.
Уровень электрической прочности электрических машин, согласно [4] характеризуется коэффициентом импульса. Он составляет 1.2-2.0 для новой изоляции и снижается до 0.9-1.0 для состарившейся, при наличии дефектов. Это означает, что уровень воздействующих на изоляцию машин импульсов перенапряжения не должен превысить 0.9-1.0 испытательного напряжения промышленной частоты.
Что же касается другого генераторного оборудования, то здесь аварийность значительно ниже, кроме генераторных выключателей. При неудачном выборе этих коммутационных аппаратов, по различным причинам (неправильный выбор отключающих токов, неучет переходных останавливающихся напряжений, неучет апериодической составляющей в отключаемых токах), выключатели могут разрушаться.
Таким образом, анализ принципиальных электрических схем сетей генераторного напряжения 10 кВ Аушигерской ГЭС и Кашхатау ГЭС, а также особенностей гидроэлектростанций позволяет констатировать следующие факты:
- в сетях 10 кВ имеются потенциальные «очаги» возбуждения феррорезонансных сверхтоков в цепях с трансформаторами напряжения;
- частые коммутации гидрогенераторов по режимным соображениям требуют выбора специальных выключателей, которые с той или иной вероятностью могут служить «генератором» коммутационных перенапряжений с достаточно большой кратностью;
- в сетях 10 кВ могут иметь место дуговые перенапряжения, опасные для изоляции электрических машин, поэтому следует изыскать иные способы заземления нейтрали этих сетей;
- возможны феррорезонансные перенапряжения в присоединениях трансформаторов 10/0.4 кВ собственных нужд;
- велика вероятность перехода импульсов молниевых перенапряжений со стороны ВН в сторону 10 кВ блочных трансформаторов; амплитуда этих импульсов при определенных условиях может превосходить амплитуду испытательного напряжения гидрогенераторов;
- в сетях 10 кВ ГЭС защищаемое электрооборудование установлено более десятка лет тому назад, поэтому их изоляция, по-видимому, снизилась и требует более совершенной защиты от электромагнитных возмущений в виде молниевых и внутренних перенапряжений.
Далее приводятся результаты исследования перенапряжений в сетях генераторного напряжения двух упомянутых ГЭС и даются рекомендации по их глубокому ограничению.
Молниевые волны в сети генераторного напряжения могут проникать через блочные трансформаторы 110/10 кВ. При этом в этих сетях наиболее слабым (с точки зрения электрической прочности изоляции) являются гидрогенераторы. Испытательное напряжение остальных элементов сетей генераторного напряжения, в том числе трансформаторов СН, значительно выше, чем испытательное напряжение гидрогенераторов.
13
Таким образом, в сети генераторного напряжения 10 кВ импульсные перенапряжения могут воздействовать через одинарную трансформацию 110 кВ.
Интегрально названные трансформации могут быть учтены с помощью долей (коэффициентов) 5. Эти коэффициенты естественно не могут быть определены для работающих блоков ГЭС. Поэтому они нами получены на различных гидроэлектростанциях бывшего СССР после завершения капитального ремонта (ДнепроГЭС, на электростанциях Свирского каскада) или на заводах по ремонту и производству трансформаторов с имитацией токопроводов и генераторов (Донбассэнерго, Ленэнерго, ЗТЗ, ВИТ). Результаты определения 5 сведены в таблицу 1, где 5_1 - доля волны, переданной со стороны 110 кВ в сторону 10 кВ на Аушигерской ГЭС; 5_2 - то же самое на Кашхатау ГЭС.
Таблица 1
Характеристики 5 для блочных трансформаторов
Наименование 5_1 5_2
Величина 5 в холостом ходу, % 8.0 8.5
Величина 5 при согласованной нагрузке, % 3.0 3.2
В таблице 1 режиму «холостого хода» соответствует режим при отключенных генераторных выключателях, а режиму «при согласованной нагрузке» - режим, при котором к блочным трансформаторам подключен хотя бы один гидрогенератор.
Оценим опасность молниевых импульсов для электрооборудования сетей генераторного напряжения 10 кВ, из которого наиболее слабым элементом является гидрогенератор. Это электрическая машина в эксплуатации, как отмечалось ранее, испытывается напряжением 1.7*ином, амплитуда которого равна: и_(доп.г)=^2*1.7*10«24 кВ.
Исходной волной является волна перенапряжений на вводах 110 кВ блочных трансформаторов Аушигерской ГЭС и Кашхатау ГЭС. Ее амплитуда равна амплитуде допустимых фазовых перенапряжений и_(доп.) и определяется по формуле:
и_(доп.)=1.1* (и_ПВ -0.5* и_ном),
где и_ПВ - испытательное напряжение трансформаторов полной волной в соответствии с ГОСТ 1516.3-96; и_ном - номинальное напряжение обмотки (действующее значение).
В таблице 2 приведены значения и_ном, и_ПВ, и_(доп.), а также приблизительные значения импульсов молниевых волн на стороне 10 кВ тех же блочных трансформаторов в холостом ходу и при нагрузке. По сути, первые воздействуют на обмотку 10 кВ и электрооборудование на разомкнутых генераторных выключателях, а вторые - на гидрогенераторы и другое оборудование при включенных выключателях.
Для сопоставления переданных в сторону 10 кВ импульсов с уровнем изоляции в таблице 2 также приведены значения и_(доп.) для обмотки 10 кВ блочных трансформаторов (и_(доп.т10)) и для электрооборудования сетей генераторного напряжения, наиболее слабым элементом которых являются гидрогенераторы (ЦГ_(доп.г)).
Анализ данных таблицы 2 позволяет сделать следующие основные выводы:
- при возникновении предельных (допустимых) молниевых перенапряжений на вводах блочных трансформаторов 110 кВ переходящие в сторону 10 кВ импульсы, при наличии в работе гидрогенераторов, не представляют опасности для изоляции обмотки 10 кВ трансформатора;
- в режиме холостого хода тех же блочных трансформаторов, когда отключены генераторные включатели, перенапряжения не могут быть опасными для изоляции обмотки 10 кВ трансформаторов.
14
Таблица 2
Оценка амплитуды грозовых волн на стороне генераторного напряжения
Наименование Блочные трансформаторы
Аушигерская ГЭС Кашхатау ГЭС
и ном, кВдейств 110 110
и ПR, кВ 480 480
U доп, кВтах 468 468
S т ах,% Холостой ход 8.0 8.5
Под нагрузкой 3.0 3.2
U 1 0, кВтах Холостой ход 37.5 39,8
Под нагрузкой 14.0 15.0
и доп г, кВтах 24.0 24
и доп т i0, кВтах 77 77
Перейдем к вопросам защиты сетей 10 кВ генераторного напряжения от внутренних перенапряжений.
В этих сетях могут иметь место дуговые, коммутационные и феррорезонансные перенапряжения. Дуговые перенапряжения возникают в сетях, где нейтраль изолирована или заземлена через большое сопротивление электромагнитного трансформатора напряжения (ТН). На Аушигерской ГЭС и Кашхатау ГЭС нейтрали гидрогенераторов заземлены через ТН, что в первом приближении соответствует их изолированию от земли.
Дуговые перенапряжения возникают в сетях, где нейтраль изолирована или заземлена через большое сопротивление ТН. В рассматриваемых ГЭС они актуальны только для сетей генераторного напряжения 10 кВ.
Дуговые замыкания на землю приводят к перенапряжениям, опасным для изоляции оборудования генераторного напряжения в случае повторных зажиганий дуги. При этом, как правило, возникают многоместные перенапряжения из-за перекрытий изоляции здоровых фаз, влекущие за собой переход однофазного замыкания в двухфазное и, как следствие, снижение надежности работы блока. Возможность повторного зажигания дуги и его опасность зависят от характера горения дуги и процессов, протекающих в генераторных сетях после первого погасания дуги. Наибольшие перенапряжения возникают в случае, если дуга горит неустойчиво, т.е. характеризуются относительно небольшими токами при наличии ее естественного охлаждения. Но даже при таком характере горения дуги опасные перенапряжения могут не возникнуть, если к моменту возможного повторного зажигания дуги напряжения на нейтралях генератора и трансформатора имеют относительно небольшие значения. Очевидно, что процессы в генераторных сетях после погасания дуги, определяющие смещение напряжения нейтралей, существенным образом зависят от способа заземления нейтрали генератора. Рассмотрим последовательно процессы, возникающие при первичном зажигании дуги, процессы, возникающие после ее погасания, и процессы, сопровождающие повторные зажигания дуги.
Время воздействия дуговых перенапряжений на изоляцию электрооборудования генераторного напряжения двух исследованных ГЭС малой мощности определяется временем защиты от замыкания на землю и, как правило, не превосходящим нескольких секунд.
Авторами настоящего доклада исследованы кратности перенапряжения при металлических и дуговых замыканиях на землю через контактное сопротивление.
На рисунке 3 приведена кривая распределения кратности перенапряжений. Она дает вероятность перенапряжений с кратностью больше заданной величины Р (К>Кх). Как видно из этого рисунка, изоляция генераторов подвергается воздействию дуговых перенапряжений сравнительно высокой кратности. Около 11% дуговых перенапряжений имеют кратность К>3.5 , около 2% - кратность К>4.5.
15
Рис. 3. Распределение кратности внутренних перенапряжений в генераторных сетях
Для изоляции, работающей в сетях с изолированной нейтралью, перенапряжения с кратностью К<1.75 не имеют реальной опасности. Поэтому статистической обработке подвергались ряды кратностей перенапряжений при величине К>1.75.
Результаты проверки на однородность статистических рядов кратности перенапряжений, левой границей которых является К=1.75, показали, что во всех проверяемых случаях гипотезы об однородности рядов К для различных генераторов, независимо от их мощности и номинального напряжения, опытными материалами не отвергаются. Поэтому фактические ряды для всех генераторов были объединены в одну генеральную совокупность и определены N_xt - годовые числа перенапряжений с кратностью, равной или выше заданной.
Проверка показала, что ряды N_ot для сетей генераторного напряжения не аппроксимируются ни одной из простых функций, удобных для расчета. Поэтому для расчета N_ot методом наименьших квадратов были подобраны соответствующие законы, справедливые только в заданных пределах.
Таким образом, получено: в интервале 1.75<К<2.35 ^кг=38*ехр[-5.6 (К-1.75)]; при К>2.35 ^кг=1.8*ехр[-6.5 (К-2.35)].
Из этих формул для экстраполяции в область больших кратностей существенна последняя формула.
На рисунке 4 приведена зависимость Кт=йд) для дуговых перенапряжений, возникающих на изоляции электрооборудования, в том числе генераторов. Сравнение этой зависимости с Кдоп для генераторов показывает, что дуговые перенапряжения представляют опасность для изоляции и поэтому генераторы должны быть защищены от этих перенапряжений.
С помощью полевых исследований и расчетов получено распределение кратности перенапряжений при коммутациях отключения и включения гидрогенераторных блоков. Обработка показала, что годовое число коммутационных перенапряжений при отключении гидрогенераторов, обладающих кратностью, равной или выше заданной, равно:
^кг=5.8*ехр[-0.38(К-1Л)] при 1.1<К<1.8; (1)
^кг=1.0*ехр[-5.65(К-1.8)] при К>1.8. (2)
Аналогично при включении гидрогенераторов:
^кг=5.8*ехр[-0.4(К-1.1)]при 1.1<К<1.8; (3)
^кг=4.0*ехр[-3.1(К-1.7)] при К>1.8. (4)
16
Рис.4. Зависимость Кт=Дх) для гидрогенераторов (1) и верхняя граница 90%-го (2) и 96%-го (3) доверительного интервала
Для экстраполяции в область больших кратностей из этих формул важное значение имеют формулы (2) и (4). Вычисленные зависимости Кт=(т) для коммутаций гидрогенераторов приведены на рис.5, из которого видно, что коммутационные перенапряжения могут представлять опасность для изоляции двух рассматриваемых ГЭС. Должны быть предусмотрены мероприятия по защите гидрогенераторов от перенапряжений.
Сопоставление зависимости Кт=(т) из рис.5 с уровнем изоляции гидрогенераторов показывает, что и по экспериментальным данным коммутационные перенапряжения представляют опасность для упомянутых электрических машин.
Коммутации выключателями гидрогенераторов ГГ-1, ГГ-2, ГГ-3 рассмотренных ГЭС при определенных условиях могут привести к феррорезонансным перенапряжениям, как на основной частоте, так и на высших гармониках. Для этого должны быть выполнены следующие условия:
1) на каждый блочный трансформатор должен работать только один гидрогенератор;
2) блок один Г - один Т, через соответствующее ОРУ, должен работать на одну (выделенную) линию 110 кВ;
3) линия из п.2 должна иметь определенную длину (определенное входное сопротивление) и находиться в режиме холостого хода;
4) на одной из гармоник должны быть условия, необходимые для возникновения феррорезонансных явлений (интегральное индуктивное сопротивление питающей цепи должно приближаться к емкостному сопротивлению ненагруженной линии на определенной гармонике, например, на гармониках 2ш или 5 ш, где ш - угловая частота ш=314 1/с).
Вероятность совпадения таких условий настолько мала, что в принципе опасаться возникновения феррорезонансных перенапряжений в цепях генераторов 10 кВ не следует.
Феррорезонансные перенапряжения в сети 10 кВ наиболее часто могут иметь место в присоединениях трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые получают питание по кабелям от шин генераторного напряжения.
17
Феррорезонанс обычно возникает при невключении одной или двух фаз, при этом создается неполнофазный режим. Феррорезонансные явления обостряются в режиме замыкания одной фазы на землю в питающей сети.
Обработка показала, что во всех исследованных схемах питания трансформаторов собственных нужд 10/0.4 кВ могут возникать феррорезонансные перенапряжения, причем они могут иметь место даже при трехфазных коммутациях при наличии со стороны питания (шин) замыкания одной фазы на землю. Поскольку при исследованиях был охвачен большой диапазон длин кабелей и мощностей трансформаторов, то можно считать, что в действующих сетях 10 кВ СН ГЭС феррорезонансные перенапряжения могут иметь место с большой вероятностью.
Специальная проверка показала, что статистические характеристики перенапряжений при одинаковых коммутациях и числе коммутируемых фаз достаточно однородны.
На рисунке 6 приведены зависимости Кт=(т). Как видно, феррорезонансные перенапряжения представляют опасность не только для облегченной изоляции, но и для нормальной изоляции сетей 10 кВ. Поэтому должны быть разработаны средства защиты от феррорезонансных перенапряжений в этих сетях.
Рис. 5. Зависимость Кт=(т) для включения (1, 2, 3) и отключения (4, 5, 6) гидрогенераторов
18
Рис. 6. Зависимость Kr=f(r) для ФРП: при включении (1) и отключении (2) трансформаторов с кабелем при однофазных и двухфазных режимах, отключениях (3) и включениях (4) трансформаторов с кабелем при однофазных и двухфазных режимах при наличии однофазного замыкания на землю питающей сети и при отключениях и включениях трансформаторов при наличии однофазных замыканий в питающей сети (5)
Выводы
1. Импульсные перенапряжения, переходящие из обмотки 110 кВ блочных трансформаторов в обмотку 10 кВ генераторного напряжения, не представляют опасности ни для обмотки 10 кВ блочных трансформаторов, ни для электрооборудования 10 кВ генераторного напряжения.
2. Дуговые и коммутационные напряжения опасны для изоляции гидрогенераторов. Для их глубокого ограничения на Кашхатау ГЭС ограничители перенапряжений (ОПН) с ячеек ТН должны быть перенесены в присоединение ГГ-1, ГГ-2 и ГГ-3. Не исключается вариант, когда ОПН остаются в ячейках ТН, но дополнительно ОПН устанавливаются в присоединении гидрогенераторов.
3. Следовало бы на Аушигерской ГЭС вентильные разрядники РВП-10, не обеспечивающие координацию изоляции (защиты) гидрогенераторов, заменить на ОПН с учетом п.2 выводов.
4. Для защиты от феррорезонансных перенапряжений трансформаторов собственных нужд ТСН-1 и ТСН-2 10/0,4 кВ обеих гидроэлектростанций в их присоединении следовало бы предусмотреть ОПН-10.
Литература
1. Лихачев Ф.А. Перенапряжения в сетях собственных нужд. Электрические станции, 1983 г., № 10.
2. Вольпов К.Д., Белый Ю.В. О повреждаемости изоляции электродвигателей собственных нужд электростанций. Электрические станции, 1977г., № 11.
3. Анализ надежности крупных электродвигателей (США). Электроэнергетика и электрофизика. Электрические сети и системы за рубежом. ЗИ/Информэнерго, 1987 г., № 10.
4. Техника высоких напряжений. Под редакцией Г.С.Кучинского. Энергоатомиздат, 2003 г.
5. Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. Под редакцией НН. Тиходеева, 2-е издание, Санкт-Петербург: Изд. ПЭИПК Минтопэнерго РФ, 1999 г.
19
Сведения об авторах Еремич Яна Эдвардовна,
аспирант кафедры «Техника высоких напряжений, электроизоляционная и кабельная техника» Санкт-Петербургского Государственного Политехнического Университета Россия, 194251, Санкт-Петербург, ул.Политехническая, д.29 эл.почта: yana.eremich@gmail.com
Назарычев Александр Николаевич,
ректор Федерального государственного автономного образовательного учреждения дополнительного профессионального образования «Петербургский энергетический институт повышения квалификации», д.т.н., профессор
Россия, 96135, Санкт-Петербург, Авиационная ул., 23 эл.почта: rector@peipk.spb.ru
Халилов Фрудин Халилович,
профессор Санкт-Петербургского государственного политехнического университета, д.т.н. Россия, 194251, Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д.29
Ефимов Борис Васильевич,
директор Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, д.т.н. Россия, 184209, Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, д.21А эл.почта: efimov@ien.kolasc. net. ru
УДК 621.311
Ю.М.Невретдинов, А.В.Бурцев, Г.П.Фастий
ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА НЕЙТРАЛИ И СХЕМ ВКЛЮЧЕНИЯ ОБМОТОК СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА НА ЕГО ИМПУЛЬСНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Аннотация
Приведены результаты экспериментальных исследований влияния режима нейтрали обмотки силового трансформатора и схем включения обмоток вторичной стороны на входные параметры трансформатора для грозовых воздействий. Показана недостаточность учета силовых трансформаторов входной емкостью при моделировании грозовых перенапряжений на подстанциях.
Ключевые слова:
силовой трансформатор, нейтраль трансформатора, грозовые волны.
Y.M.Nevretdinov, A.V.Burtsev, G.P.Fastiy
NEUTRAL MODE INFLUENCE AND INCLUSION SCHEMES
OF THE POWER TRANSFORMER WINDINGS ON ITS PULSE CHARACTERISTICS
Abstract
Pilot research results of the neutral mode influence of the power transformer winding and influence of secondary windings inclusion schemes on transformer input parameters for storm influences are given. Insufficiency of the accounting of power transformers by input capacitance when lightning overvoltage modeling on substations is shown.
Keywords:
рower transformer, transformer neutral, lightning waves.
20
