Кадомская К.П. Перенапряжения в электрических сетях различного назначения и защита от них

Подождите немного. Документ загружается.

электрическую прочность статорной изоляции генератора и остального

оборудования (обмотки низшего напряжения силового трансформатора,

трансформаторов собственных нужд (ТСН), трансформаторов напряжения

(ТН)). Согласно ГОСТ 1516.1-76 [58] испытательные одноминутные

напряжения по отношению к эффективному значению номинального

фазного напряжения составляют:

• обмотки низшего напряжения трансформатора блока – 4,94;

• трансформатора СН с облегченной изоляцией – 4,06;

• трансформатора напряжения с облегченной изоляцией – 5,27.

Допустимое же напряжение статорной изоляции генераторов

составляет лишь 2,6…2,.9U

фm

Таким образом, наименее электрически прочной в сети

генераторного напряжения блока является изоляция самого

ответственного элемента станции – генератора.

6.4.2 СХЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ БЛОКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СТАНЦИЙ И ИХ ПАРАМЕТРЫ

Схемы блоков электрических станций приведены на рис.6.24. Анализ

ряда схем электрических станций блочного типа позволил выявить

характерные параметры генераторов и трансформаторов, приведенные в

табл.6.4. Из этой таблицы видно, что емкости генераторов ГЭС и ГАЭС

примерно одинаковы (исключение составляет емкость генератора

мощностью 335 МВт Бурейской ГЭС). Из табл.6.4 видно также, что

емкость даже самого крупного турбогенератора примерно равна 0,5 мкФ,

т.е. в 2-3 раза меньше средней емкости гидрогенератора.

Таблица 6.4

Примерные параметры основного электрооборудования

блоков электрических станций

Генератор Трансформатор

№

п/п

Тип

станции

бл

МВт

гф

, мкФ

мГн

тф

, мкФ L

, мГн

1 215 1.15 0.84 0.005 0.410

2 240 1.45 0.72 0.010 0.350

3 335 3.40 0.42 0.008 0.217

ГЭС

640 1.20 0.33 0.022 0.130

5 50 1.00 3.20 0.011 0.866

6 126 1.20 1.20 0.011 0.433

ГАЭС

190 1.60 1.12 0.012 0.354

8 800 0.29 0.54 0.012 0.260

ТЭС

1000 0.38 0.46 0.013 0,210

ВЛ или КЛ

ОРУ

Рис. 6.24 Принципиальные схемы блоков электрических станций

Моноблоки (схемы рис.6.24,а и б) характерны для мощных ГРЭС и

АЭС, а также для ГАЭС. Сдвоенные блоки (рис.6.24,в, г и д) обычно

эксплуатируются, в основном, на ГЭС.

Схема эксплуатации блока несущественно влияет на систему защиты

от перенапряжений. Поэтому в настоящем пособии перенапряжения

рассматриваются на примере схемы моноблока.

Система защиты блока зависит от следующих основных факторов:

• мощности блока,

• типа генератора блока,

• вида связи трансформатора блока с открытым распределительным

устройством высокого напряжения (ОРУ ВН).

В случае связи трансформатора блока с ОРУВН с помощью кабельной

перемычки электрооборудование блока должно быть защищено лишь от

внутренних перенапряжений. Грозовые волны, набегающие на

трансформатор по кабельной перемычке, имеют малую амплитуду и

крутизну и не опасны для изоляции электрооборудования генераторного

напряжения. В случае же связи трансформатора с ОРУ с помощью

воздушной перемычки необходимо предусмотреть защиту сети

генераторного напряжения блока как от внутренних, так и от грозовых

перенапряжений.

К внутренним перенапряжениям можно отнести перенапряжения при

ОДЗ и перенапряжения, возникающие при включении генераторного

выключателя в процессе синхронизации блока, а также в достаточно

редких случаях феррорезонансные перенапряжения. Грозовые

перенапряжения возникают при переходе грозовых волн, возникших на

воздушной перемычке, связывающей трансформаторы блока с ОРУ, через

электростатические и электромагнитные связи между обмотками

трансформатора на сторону генераторного напряжения.

6.4.3 ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ ПРИ ОДЗ В СЕТИ ГЕНЕРАТОРНОГО

НАПРЯЖЕНИЯ И ИХ ОГРАНИЧЕНИЕ

Расчетная схема для исследования процессов, сопровождающих ОДЗ,

приведена на рис.6.25.

(t)

м1

ст1

AL1

(t)

м2

ст2

AL2

Рис.6.25 Расчетная схема для исследования процессов при ОДЗ

в сети генераторного напряжения

В этой схеме применены следующие обозначения:

=С

+С

, С

=С

+С

ТОК

+С

ТСН

, С

=С

, С

=С

1Т

+С

12Т

где

– входная емкость генератора;

ТОК

– емкость токопроводов;

ТСН

– входная емкость трансформатора собственных нужд;

1Т

– емкость обмотки низшего напряжения трансформатора относительно

магнитопровода;

12Т

– емкость между обмотками трансформатора;

– сверхпереходная индуктивность генератора;

– индуктивность рассеивания трансформатора;

М1

и R

М2

– сопротивления, моделирующие потери в меди обмоток

генератора и трансформатора;

CТ1

и R

СТ2

– сопротивления, моделирующие потери в стали генератора и

трансформатора;

– сопротивление в нейтрали генератора;

– сопротивление дуги в месте замыкания на землю.

Расчетная схема для анализа процессов при ОДЗ в сети генераторного

напряжения в отличие от ранее рассмотренной схемы при ОДЗ в

распределительных сетях представляет собой схему с двухсторонним

питанием. В схеме рис.6.25 отсутствуют также междуфазные емкости, так

как связь между генератором и трансформатором чаще всего

осуществляется с помощью экранированных фазных токопроводов.

Физика процессов при ОДЗ в сетях генераторного напряжения та же,

что и в распределительных сетях. Наибольшее влияние на затухание

переходных процессов оказывают потери в стали генератора. Потери в

меди, так же, как и потери в стали трансформатора, оказывают

несущественное влияние на процессы и поэтому могут не учитываться.

Расчеты показывают, что при эксплуатации генератора с изолированной

нейтралью максимумы перенапряжений превышают уровень 2,6U

фm

вероятностью порядка 0,5, уровень 2,95 – с вероятностью порядка 0,15.

Таким образом, если эксплуатировать блок в таком режиме, то необходимо

принимать меры для ограничения перенапряжений, возникающих в

процессе ОДЗ. Такими мерами могут быть либо резистивное заземление

нейтрали, либо установка на стороне НН трансформатора блока

нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН). При оснащении

нейтрали генератора высокоомным резистором (k

=1) перенапряжения при

первичном и повторных зажиганиях дуги будут практически одинаковы и

не превзойдут уровня порядка 2,3U

фm

, т.е. будут безопасны для статорной

изоляции генератора.

При установке ОПН с уровнем ограничения, отвечающем

электрической прочности статорной изоляции генератора, необходимо

учитывать то обстоятельство, что ОПН будет "срабатывать" при каждом

повторном зажигании дуги. Следовательно, его энергетические

характеристики должны быть выбраны с учетом этого обстоятельства. Так,

например, ВАХ ОПН, установленного на стороне НН блока 500/15.75 кВ

мощностью 640 МВт (емкость гидрогенератора составляет 1.4 мкФ на

фазу) должна обеспечивать напряжение порядка 2,6U

фm

при токе 300 А.

Суммарная поглощаемая энергия во время единичного процесса,

сопровождающего ОДЗ, при 10 повторных зажиганиях дуги составляет

величину порядка 40 кДж, т.е. удельная энергия оказывается равной

примерно 2,5 кДж/кВ U

– длительно допустимое напряжение на

аппарате). В случае оснащения нейтрали резистором установка ОПН,

исходя из требования обеспечения надежной эксплуатации статорной

изоляции генератора при ОДЗ, не требуется.

Феррорезонансные процессы, обусловленные насыщением

магнитопроводов трансформаторов напряжения типов ЗНОМ или ЗНОЛ в

сети генераторного напряжения могут не рассматриваться как из-за

большой емкости сети, так и из-за обязательной установки на блоках ОПН,

необходимых для ограничения коммутационных перенапряжений.

6.4.4 ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ ПРИ ВКЛЮЧЕНИИ БЛОКА

ГЕНЕРАТОРНЫМ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕМ

Оснащение блоков электрических станций генераторными

выключателями обусловлено рядом причин. В сдвоенных блоках (схемы

рис.6.24, в, г, д) повышается маневренность при эксплуатации. В схемах

блоков полупиковых и пиковых станций (ГЭС и ГАЭС), в которых

необходима частая коммутация блоков, целесообразно эти коммутации

осуществлять генераторными выключателями, обладающими значительно

более высоком коммутационным ресурсом (до 20000 коммутаций) по

сравнению с выключателями высокого класса напряжения блоков. В

схемах моноблоков (рис.6.24,а), характерных для мощных ТЭС и АЭС,

оснащение блоков генераторными выключателями позволяет отказаться от

специальных пускорезервных трансформаторов, включенных на шины РУ

ВН, питающих СН блоков при отключении блока выключателем высокого

напряжения. Отказ от пускорезервных трансформаторов позволяет

уменьшить число выключателей и разъединителей ВН, что уменьшает

затраты на сооружение РУ ВН и повышает надежность эксплуатации

блоков. Генераторные выключатели выполняют также функции

синхронизирующих выключателей. В рассматриваемой коммутации

предполагается, что силовой трансформатор подключен к шинам РУ,

включение же блока для выдачи его мощности осуществляется

генераторным выключателем. Расчетная схема при включении блока

генераторным выключателем в случае пренебрежения потерями в меди и

стали генератора и трансформатора приведена на рис.6.26.

Наибольшие перенапряжения на не включенных фазах возникают при

включении первого полюса выключателя и задержке во временах

включения второго и третьего

полюсов. Это связано с тем, что в этом случае наблюдается наибольшее

напряжение на условной нейтрали трансформатора. Перенапряжения на не

включаемых фазах В и С зависят от угла между векторами напряжений на

выводах генератора и шинах ОРУ в момент включения первого полюса:

[]

tEttEtututu

mmш

−

=−= sin)2/sin(2)2/cos()2/cos()()()(

гB

(6.8)

Рис.6.26 Расчетная схема для определения перенапряжений

при включении блока

Из приведенного выражения видно, что наибольшее значение

напряжения на контактах в момент включения полюса выключателя

наблюдается при δ=π, т.е. при "грубой" синхронизации блока. При точной

синхронизации (δ≈0) никакого переходного процесса при включении

полюса выключателя не наблюдается. Чем больше угол δ, тем выше

уровень перенапряжений, возникающих при включении первого полюса

генераторного выключателя.

Частоты собственных колебаний в схеме рис.6.23 могут быть найдены

при некоторых допущениях, обусловленных параметрами сети

генераторного напряжения блоков. При любом способе заземления

нейтрали генератора высокие частоты могут определяться в режиме

изолированной нейтрали. В случае оснащения нейтрали генератора ДГР

переходная составляющая будет содержать помимо высоких частот также

и низкую частоту, определяемую параметрами контура нулевой

последовательности, содержащего индуктивность ДГР. Схема для

определения высокочастных составляющих приведена на рис.6.27,а, схема

для определения низкочастотной составляющей при оснащении нейтрали

ДГР – на рис.6.27,б. При определении частот входное сопротивление

схемы принимается равным нулю.

1,5L

вх0

а) б) в)

Рис.6.27 Схемы для определения частот собственных колебаний (а и б)

и вынужденных составляющих на нейтралях в режиме включения

одной фазы (в)

Уравнения для определения частот собственных колебаний в схемах

рис.6.27,а и б записываются в виде:

[

]

0)()3()3()(3

221

=+ββ+++β++β++ CCpCCCCpCC , (6.9)

=β+

, (6.10)

В уравнениях (6.9) и (6.10) приняты следующие обозначения:

111

/1 CL=β

222

/1 CL=β

)(3/1

CCL

. (6.11)

При С

=1,22 мкФ, С

=0,016 мкФ, L

=0,33 мГн, L

=0,14 мГн, частоты в

схеме рис.6.27,а будут: f

=7,82кГц, f

=61,8кГц.

Оценка напряжений на изолированных нейтралях в установившемся

режиме включения одной фазы может быть произведена в схеме рис.6.26

при пренебрежении индуктивными сопротивлениями генератора и

трансформатора (схема рис.6.27,в). В этом схеме напряжения на нейтралях

записываются в виде:

Вm1

, (6.12)

Вm2

. (6.13)

Из выражений (6.12) и (6.13) видно, что напряжение на нейтрали

генератора существенно ниже напряжения на условной нейтрали

трансформатора. Так, при приведенных выше значениях входных емкостей

генератора и трансформатора и

δ=π U

=0,026U

фm

, U

=1,974U

фm

Следовательно, поскольку напряжение на нейтрали генератора в режиме

включения одной фазы практически не изменилось по сравнению с

напряжением в момент включения, опасных перенапряжений следует

ожидать лишь на невключенных фазах со стороны трансформатора.

Произведем оценку этих перенапряжений при

δ=π, пользуясь инженерной

формулой:

.5.02

)5.0()5.0(2)0(2

222,0CвынB,max2max2

mmN

mmmNCBCB

EEUuuUU

−=

−−

−

≈

При

N2m

≈2U

фm

и E

= -U

фm

максимальные перенапряжения на фазах В

С со стороны трансформатора достигнут уровня

mфCB

UUU 5.4

max2max2

≈

Очевидно, что при включении дополнительной емкости со стороны

обмотки НН трансформатора, необходимой, как будет показано ниже, для

защиты изоляции сети генераторного напряжения от грозовых

перенапряжений, уровень перенапряжений со стороны генератора

повысится, а со стороны трансформатора – понизится. Вычислительные

осциллограммы напряжений на фазах В и С со стороны трансформатора

при включении фазы А в самом неблагоприятном случае при грубой

синхронизации приведены на рис.6.28 и 6.29.

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

x 10

-3

-1

u2a

u2в

u2с

u2/Em

Рис.6.28. Перенапряжения на стороне трансформатора блока при

включении фазы А; δ=π; С

доп

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

x 10

-3

-1

-0.5

0.5

1.5

2.5

3.5

u2a

u2в

u2с

u2/Em

Рис.6.29 Перенапряжения на стороне трансформатора блока

при включении фазы А; δ=π; С

доп

=0,1 мкФ

Из рис.6.28 и 6.29 видно, что уровни перенапряжений на стороне

обмотки низшего напряжения трансформатора соизмеримы с уровнем

электрической прочности изоляции обмотки НН силового трансформатора,

ТСН и ТН. Эти перенапряжения существенно превышают уровень

ограничения ОПН, установленного на стороне НН трансформатора,

который скоординирован с электрической прочностью статорной изоляции

генератора. Однако условия эксплуатации этого ограничителя будут

достаточно легкими из-за кратковременности рассматриваемых

перенапряжений.

Опасные перенапряжения на статорной изоляции генератора могут

возникнуть при оснащении его нейтрали ДГР. Напряжения на нейтралях

генератора и трансформатора в этой схеме могут быть определены в

расчетной схеме, приведенной на рис.6.30.

Рис.6.30 Расчетная схема для определения низкочастотной

составляющей в схеме с ДГР

Процессы изменения напряжения на нейтрали генератора и условной

нейтрали трансформатора в схеме рис.6.26 записываются в виде:

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡

ω−β

ωβ

−ω

ω−β

= tt

Etu

sinsin)(

2222

вm1

, (6.14)

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡

ω−β

ωβ

−ω

ω−β

−ω

= t

Etu

sinsin

)1(

)(

вm2

, (6.15)

где

LCC

)(3

, ( ).

ω=β

Из выражений (6.14) и (6.15) видно, что в случае k

=1 наблюдается

резонанс напряжений, и напряжения на нейтралях а, следовательно, и на

фазах достигают недопустимых значений. Для обеспечения надежной

эксплуатации блока, оснащенного ДГР в нейтрали генератора, в режиме

синхронизации можно предложить следующие меры:

•

регулировку приводов полюсов генераторного выключателя таким

образом, чтобы разброс в их действии в процессе включения не

превышал бы гарантированного заводом-изготовителем (порядка

0,01 с);

•

эксплуатацию блока в режиме перекомпенсации емкостного тока

=1,1…1,2);

•

выполнение точной синхронизации блока (δ=20…30

При оснащении нейтрали генератора резистором уровень

высокочастотных перенапряжений при включении блока генераторным

выключателем примерно тот же, что и при включении блока с

изолированной нейтралью генератора.

6.4.5 ГРОЗОВЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ И ИХ ОГРАНИЧЕНИЕ

Опасные грозовые перенапряжения на стороне генераторного

напряжения блоков электрических станций могут возникнуть лишь в

случае связи трансформатора с ОРУ при помощи воздушной перемычки.

Расчетным случаем является прямой удар молнии в воздушную

перемычку, протяженность которой в схемах ГЭС составляет, как правило,

1-2 км (рис.6.31):

ВЛ

ГТ

ОПН1 ОПН2