Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

300

НАЧАЛО

Телеметрические данные по АТ1

поступают с периодичностью Δτ:

S – нагрузка трансформатора;

окр.ср.

– температура

окружающей среды.

Для указанной марки трансформатора АТ1

принимаются следующие исходные данные:

м.ном.

– номинальное превышение температуры масла

над температурой окружающей среды;

ннт.ном.

– номинальное превышение температуры

наиболее нагретой точки над температурой масла;

d – отношение потерь короткого замыкания к потерям

холостого хода при номинальной нагрузке;

x, y – коэффициенты;

ном.тр.

– номинальная мощность трансформатора.

S ≤ Sном.тр

ДА НЕТ

k=S/Sном.тр

Аварийное

отключение

АТ2

ДА

НЕТ

доп.авар.пер.

= f(k)

n=n+Δτ

Сообщение персоналу о

возникновении аварийной

перегрузки АТ1. Отображаются

параметры k, t

доп.авар.пер.,

доп.сист.пер.

= f(k,ν

)

n=n+Δτ

Сообщение персоналу о

возникновении систематической

перегрузки АТ1. Отображаются

параметры k, t

доп.сист.пер.,

.. .. ..







   







окр ср м ном ннт ном

jннт k

* 8,655

jннт















..сраб сраб j

RRR

Вывод значений R

сраб

на

интерфейс пользователя

КОНЕЦ























ном

ммном

Рисунок – Блок схема алгоритма оценки перегрузки

и расчета ресурса трансформатора

301

1. Блок определения величины, типа и допустимой длительности перегрузки сило-

вых трансформаторов.

2. Блок определения сработанного ресурса трансформатора.

Таблица

Нагрузка в долях

номинальной

()

Допустимая продолжительность перегрузки (ч-мин.) при превышении темпера-

туры верхних слоев масла над температурой воздуха

перед перегрузкой 

, °С

13,5 18 22,5 27 31,5 36

1,05

Длительно, если напряжение не превышает 

1,10 230 205 170 130 85 10

1,15 170 145 110 80 35 –

1,20 125 100 75 45 – –

1,25 95 75 50 25 – –

1,30 70 50 30 – – –

1,35 55 35 15 – – –

1,40 40 25 – – – –

1,45 25 10 – – – –

1,50 15 – – – – –

Программное обеспечение, написанное на основе этого алгоритма, позволит в по-

стоянном режиме контролировать значение нагрузки силовых трансформаторов на под-

станциях, информировать персонал о возникновении тех или иных перегрузок оборудова-

ния, выдавать сообщение о величине и допустимом времени перегрузки. Также в исход-

ном алгоритме содержится модуль расчета сработанного ресурса трансформатора в зави-

симости от величины нагрузки, температуры окружающей среды, как в нормальном ре-

жиме, так и с учетом работы в режиме перегрузок. С его помощью персоналу становиться

доступна информация о том, как перегрузка отражается на ресурсе трансформатора,

сколько он в этом случае «переработает», что является дополнительным аргументом для

поддержки принятия решения относительно его технического состояния, естественно, с

учетом экономических последствий отключения.

Список использованных источников

1. Скопинцев В.А., Морошкин Ю.В. Анализ и прогноз аварийности в электроэнергетических

системах // Электричество. 1997. №11. С. 2–8.

2. Совалов С.А. Управление мощными энергообъединениями. М.: Энергоатмоиздат, 1984. 256 с.

3. Львов Ю.Н., Антипов К.М., Львов М.Ю. Оценка предельного состояния силовых транс-

форматоров и автотрансформаторов // Электрические станции. 2008. №1. С.32–37.

4. Ванин Б.В

., Львов Ю.Н., Львов М.Ю. Методологические аспекты оценки степени старения

изоляции обмоток силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации // Элек-

трические станции. 2001. № l. С. 35–39.

5. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Методы и математические модели комплексной оценки техни-

ческого состояния электрооборудования. Иваново: ГОУ ВПО «Иван. гос. энерг. ун-т им. В

.И.

Ленина», 2005. 224 с.

6. Смекалов В.В., Долин А.П., Першина Н.Ф. Оценка состояния и продление срока службы си-

ловых трансформаторов // Техническое перевооружение и ремонт энергетических объектов.

М.: ИПКгосслужбы, ВИПКэнерго. 2002. С. 120–136.

7. ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения.

8. ГОСТ 11677-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия.

9. ГОСТ 14297-97. Руководство по нагрузке силовых

масляных трансформаторов.

10. Инструкция по эксплуатации автотрансформаторов типа АТДЦТН-125000/220/110/10, Фили-

ал ОАО «ФСК ЕЭС» «Волго-Окское ПМЭС», г. Владимир, 2007.

302

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ

НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

РАЙОНА «ЗЛАТОУСТ–КРОПАЧЕВО»

М.А. Безган

, Н.П. Серов

, М.В. Дель

Филиал ОАО «МРСК Урала» «Челябэнерго»,

Филиал ОАО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ

В июне 2009 года произошло технологическое нарушение в Златоусто-Кропа-

чевском узле нагрузки энергосистемы (рисунок 1), связанное с полным погашением почти

на один час всего Горно-заводского района области: передача мощности и электроэнергии

по ВЛ-500 кВ Златоуст–Челябинская и трем ВЛ-110 кВ Таганай–ЮУГРЭС, Таганай–Тага-

най-т, Таганай–Горная от энергосистемы прекратилась. В это время ВЛ-500 кВ Кропаче-

во–Уфимская находилась в ремонте, а ВЛ-110 кВ Кропачево–Симская 1,2ц. были отклю-

чены по режимно-технологической инструкции.

Рисунок 1 –Схема электрической сети 110–500 кВ района Златоуст–Кропачево

Начало и развитие нарушения электроснабжения происходило следующим обра-

зом. В 18:04 действием линейных защит отключилась ВЛ–500 кВ Златоуст–Челябинская

вследствие КЗ между фазами  и . Произошедшее ТАПВ ВЛ–500 кВ Златоуст–Челябин-

ская не было успешным. Златоусто–Кропачевский район с нагрузкой 210 МВт остался

связан с энергосистемой по трем питающим транзитам 110 кВ (ЮУГРЭС–Таганай, Ми-

асс–Тургояк-т–Хребет-т–Таганай-т–Таганай, Тургояк–Горная–Таганай). Токовая загрузка

ВЛ-110 кВ

не превышала длительно-допустимых значений. Данный послеаварийный ре-

жим при питании района Златоуст–Кропачево по сети 110 кВ и при шунтирующем ее па-

раллельном транзите 500 кВ Златоуст–Приваловская–Кропачево был устойчив. Напряже-

ния на узловых подстанциях находились в допустимых пределах и имели значения на ПС

110 кВ – 117–122 кВ, на ПС 500 кВ – 520–530 кВ.

В 18:17 в результате прямого попадания молнии в провода защитами от междуфаз-

ных КЗ отключилась с неуспешным АПВ ВЛ 110 кВ Тургояк–Горная. В 18:18 в результате

ее отключения ток по ВЛ 110 кВ Таганай–Таганай-т увеличился до 630 А (уставка АРЛ-

303

600 А), после чего сработала АРЛ ВЛ 110 кВ Таганай–Таганай-т с действием на отключе-

ние выключателей ВЛ 110 кВ Златоуст 1,2,3ц. с последующим успешным АПВ.

Одновременно на ПС 500 кВ Златоуст из-за ошибки в логике МТЗ-10 кВ ввода НН

«излишне» отключился АТ-2 500 кВ. При этом был отключен синхронный компенсатор

СК-2, подключенный к ошиновке 10 кВ АТ-2. При отключении от АРЛ ВЛ 110 кВ Тага-

най–Златоуст 1,2,3ц. электросетевой район Златоуст–Кропачево кратковременно (до рабо-

ты АПВ на ВЛ 110 кВ Таганай–Златоуст 1,2,3ц.) был полностью погашен, включая обес-

точение трех подстанций 500 кВ.

Авторами были выполнены расчеты по обоснованию неизбежного разворота на

180° векторов ЭДС 



СК-2 на ПС Златоуст-500 и на ТГ-2 и 3 на ТЭЦ Магнезит, которые

проводились на основе предварительного расчета собственных и взаимных характеристик

активных мощностей генераторов ТЭЦ Магнезит, синхронного компенсатора СК-2 на ПС

Златоуст и последующих расчетов взаимного электрического угла между их векторами

напряжений для каждого последовательного интервала приращения текущего времени по-

сле возникновения возмущения (отключения трех питающих ВЛ-110 кВ). Но ввиду огра-

ничений на объем статьи, они не приводятся.

В статье рассмотрены вопросы: какие электромеханические процессы происходили

в эту паузу в погашенном узле при наличии в нем заторможенных, но вращающихся син-

хронных машин со значительными моментами инерции  (СК-2 на ПС Златоуст-500



ном

100 МВАр, 

СК

52,5 т·м



, ТГ-1 и ТГ-2 на ПС Огнеупор комбината «Магнезит»



ном

12 МВт, 

ТГ,

2,6 т·м



), к каким последствиям привели эти процессы, почему

сработала МТЗ НН-10 кВ, отключив АТ-2 и СК-2 на ПС Златоуст-500, и почему сработала

дистанционная защита 1-й ступени на ВЛ 110 кВ Сатка–Златоуст 4, отключив ее.

Сброс нагрузки потребителей района Златоуст–Кропачево в первом цикле АПВ ВЛ

110 кВ Таганай–Златоуст 1,2,3ц. составил 85 МВт, а нагрузка узла составила 120 МВт.

Вновь установившийся режим был устойчив, токовая загрузка по оставшимся ВЛ 110 кВ

Таганай–Таганай-т и Таганай–ЮУГРЭС не превышала длительно допустимых значений.

Расчетные уровни напряжения после первого цикла АПВ в сети 500 кВ составляли 485–

495 кВ, в сети 110 кВ – 96–112 кВ.

В 18:24 от защит с ВЧ-блокировкой отключилась ВЛ 110 кВ Таганай-т–Хребет-т–

Тургояк-т с неуспешным АПВ. В результате отключения произошел наброс мощности на

оставшуюся ВЛ 110 кВ Таганай–ЮУГРЭС с возрастанием тока по ней до 750 А (уставка

АРЛ-600 А).

За время 18:24–18:25 три раза произошло срабатывание АРЛ ВЛ 110 кВ Таганай–

ЮУГРЭС с действием на отключение МВ-110 Златоуст 1,2,3 ц. на ПС 110 кВ Таганай с

последующим успешным АПВ. При этом нагрузка района Златоуст–Кропачево составляла

около 60 МВт, а уровни напряжений в сети 500 кВ – 550–570 кВ, в сети 110 кВ – 127–

132 кВ. В 18-25 диспетчер ОДУ Урала дает команду диспетчеру ЧРДУ отключить АТ-3 на

ПС Златоуст, АТ-1 на ПС Приваловская, АТ-1,2 на ПС Кропачево (из-за высоких напря-

жений на стороне 500 кВ).

В 18:26 в результате возникшего КЗ (из-за перекрытия на ДКР) от ДЗ с неуспеш-

ным АПВ отключилась ВЛ 110 кВ ЮУГРЭС–Таганай. Произошло полное погашение рай-

она Златоуст–Кропачево, в том числе обесточились три ПС 500 кВ с общим объемом по-

гашенной нагрузки (перед аварией) 210 МВт. В 19:13 включением ВЛ 500 кВ Шагол–

Челябинская и Челябинская–Златоуст подано напряжение потребителям района Златоуст–

Кропачево.

Более детальный анализ технологического нарушения, произошедшего в июне 2009 г.

в Златоусто-Кропачевском электросетевом районе, выявил три основных негативных схем-

но-режимных фактора, усугубивших начало, развитие и собственно погашение района.

304

1. Первый негативный фактор. Действие АРЛ ВЛ-110 кВ Таганай–Таганай-т и

АРЛ Таганай–ЮУГРЭС в любых схемно-режимных ситуациях, в том числе и в рассмат-

риваемой (ВЛ-500 кВ Кропачево–Уфимская и Златоуст–Челябинская и ВЛ-110 кВ Кропа-

чево–Симская 1,2ц. отключены), должно быть направлено не на отключение МВ ВЛ-110 кВ

Таганай–Златоуст 1,2,3ц. (заведомо означающее погашение всех потребителей узла Злато-

уст–Кропачево), а на отключение части потребителей, например, питающихся по «тупи-

ковым» ВЛ-110 кВ от СШ-110 кВ ПС Златоуст-500. Такими «тупиковыми» ВЛ-110 кВ и

потребителями могут быть ВЛ-110 кВ ЗМЗ-61 и ЗМЗ-62, питающие ГПП ЗМЗ-3 и ЗМЗ-6 с

токовой загрузкой

до 60 А каждая, а также ВЛ-110 кВ ЗМЗ-23 и ЗМЗ-25, питающие ГПП

ЗМЗ-4 и ПС Швейная ЗЭС Челябэнерго с токовой загрузкой до 160 А каждая.

Поэтому для надежного электроснабжения района Златоуст–Кропачево необходи-

мо создавать специальную локальную автоматику ограничения нагрузки (ЛАОН) в районе

ради «спасения от токового перегруза» каждой из трех

питающих ВЛ-110 кВ Таганай–

ЮУГРЭС, Таганай–Таганай-т и Таганай–Горная. В логическом и вычислительном устрой-

стве ЛАОН надо оценивать (аппаратно) или программно рассчитывать в реальном време-

ни разность между фактической суммарной загрузкой реально включенных указанных ВЛ

и их суммарной допустимой токовой загрузкой. Причем в этом логическом и вычисли-

тельном устройстве (кроме телеизмерений токов по этим ВЛ) надо иметь телесигнализа-

цию выключателей ВЛ 110 кВ Таганай–ЮУГРЭС, Таганай–Таганай-т и Таганай–Горная

для текущего контроля состояния этих линий. Таким образом, в устройстве необходимо

контролировать и анализировать, какие из трех указанных питающих ВЛ-110 кВ участву-

ют в электропитании района Златоуст–Кропачево, и с какой суммарной токовой перегруз-

кой оставшихся в работе питающих ВЛ-110 кВ осуществляется «ущемленное» электропи-

тание района.

По фактически сложившейся токовой перегрузке питающих ВЛ-110 кВ, реально

участвующих в электроснабжении района Златоуст–Кропачево, в логико-вычислительном

устройстве ЛАОН определяется суммарный ток (А) или суммарная отключаемая мощ-

ность (МВА) «тупиковых» ГПП ЗМЗ-3, ЗМЗ-6 или ЗМЗ-4, отключаемых от СШ 1,2,3,4-

110 кВ ПС Златоуст-500, а также формируются сигналы управляющих дозирующих воз-

действий на отключение конкретных ГПП или их отдельных фидеров 6 кВ. Если для сня-

тия токовой перегрузки с питающих ВЛ-110 кВ Таганай–ЮУГРЭС, Таганай–Таганай-т,

Таганай–Горная недостаточно отключения с 1 и 2 СШ-110 кВ ПС Златоуст

-500 тупиковых

ВЛ-110 кВ ЗМЗ-61, ЗМЗ-62, а с 3 и 4 СШ-110 кВ ПС Златоуст-500 ЗМЗ-23 и ЗМЗ-25, то,

видимо, надо отключать выборочно фидера 6–10 кВ или «тупиковые» ВЛ-110 и 35 кВ по-

требителей, питающихся с ПС Новозлатоуст, Огнеупор, Брусит, Сатка, Бакал.

Учитывая изложенное и тот факт, что сетевое строительство объектов ВЛ и ПС, а

также сооружение в «ключевых» городах района малых электростанций типа ГТТЭЦ,

«призванных» обеспечить надежное и без ограничений электроснабжение района Злато-

уст–Кропачево, затягивается на неопределенные сроки, то, вполне логично, принять кон-

цепцию организации и создания ЛАОН в районе Златоуст–Кропачево, действующей на

первоочередное отключение тупиковых ВЛ-110 кВ с ПС Златоуст-500 или отдельных фи-

деров 6–10 кВ и тупиковых ВЛ-110 и 35 кВ, ПС-110 кВ ЗЭС Челябэнерго или ГПП-110 кВ

промпредприятий.

ЛАОН должна действовать во всех схемно-режимных ситуациях (предаварийных,

аварийных и послеаварийных), в которых возникает перегруз питающих ВЛ-110 кВ Тага-

най–ЮУГРЭС, Таганай–Таганай-т и Таганай–Горная, по критерию полного снятия пере-

груза, пересчитанного в нагрузку принудительно отключаемых тупиковых ВЛ-110 и 35 кВ

или части фидеров 6–10 кВ с ПС-110 кВ ЗЭС и ГПП-110 кВ промпотребителей.

В пользу острой режимно-технологической необходимости организации и создания

ЛАОН выступает тот факт, что действие АРЛ, питающих ВЛ-110 кВ Таганай–ЮУГРЭС,

305

Таганай–Таганай-т, Таганай–Горная, направлено на кратковременное отключение всех

трех цепей Таганай–Златоуст 1,2,3ц., означающее кратковременное «погашение» всего

района Златоуст–Кропачево, выражающееся в отсутствии питающего напряжения на ши-

нах 110–35 кВ всех ПС и на шинах 10–6–0,4 кВ токоприемников.

Поскольку при существующей АРЛ на указанных питающих ВЛ-110 кВ факт

«сплошного погашения» потребителей района Златоуст–Кропачево неизбежен, то, безус-

ловно, целесообразно на период ввода более надежной (с точки зрения сетевого фактора)

схемы электроснабжения района выборочно отключить некоторых промышленных потре-

бителей, как это производится в САОН Челябинского узла. Выборочность отключения

промышленных потребителей может быть достигнута расстановкой на указанных ПС уст-

ройств приема команд противоаварийной автоматики типа УПК-Ц16Пм (на 16 команд,

производство ИК «Прософт-системы» г. Екатеринбург).

Однако на первом этапе внедрения ЛАОН в районе Златоуст–Кропачево в рассмат-

риваемых схемно-режимных ситуациях при перегрузе трех питающих ВЛ-110 кВ Тага-

най–ЮУГРЭС, Таганай–Таганай-т, Таганай–Горная тупиковые ВЛ-110 кВ Златоуст–ЗМЗ-

3,6 (ВЛ-61, ВЛ-62) и Златоуст–ЗМЗ-4 (ВЛ-23, ВЛ-25) можно отключать с «головы» соот-

ветствующими выключателями с ПС Златоуст-500.

Дополнительным аргументом, технологически обосновывающим необходимость

организации и создания ЛАОН в районе Златоуст–Кропачево, выступает следующий факт.

При существующей АРЛ на питающих ВЛ-110 кВ Таганай–ЮУГРЭС, Таганай–Таганай-т,

Таганай–Горная, действующих на отключение всех трех цепей Таганай–Златоуст, неиз-

бежно «гасится» весь район Златоуст–Кропачево, а значит во время паузы до АПВ на ука-

занных ВЛ, в распределительных сетях 10–6–0,4 кВ значительная часть двигательной на-

грузки отключается от питающей сети собственными выключателями нагрузки и автома-

тами защитой от минимального напряжения. Таким образом, происходит как бы принуди-

тельное квазиавтоматическое «саморегулирование» потребительской нагрузки на ее сни-

жение, появляющееся после успешного АПВ на питающих ВЛ-110 кВ Таганай–Златоуст

1,2,3ц. На самом же деле происходит вынужденное и беспорядочное отключение нагрузки

во время «погашения» всего района Златоуст–Кропачево, приводящее к неопределенному

сбросу общей нагрузки этого района. Однако надо помнить и учитывать, что во время

«погашения» района в городах Златоуст, Сатка, Бакал, Юрюзань и других населенных

пунктах района могут проходить самые неотложные электрифицированные мероприятия,

связанные с жизнеобеспечением людей.

Изложенные доводы приводят к очевидному технологическому заключению о не-

обходимости скорейшего внедрения в районе Златоуст–Кропачево ЛАОН, а также теле-

управления с ДП ЗЭС на целевое отключение конкретных потребителей.

2. Второй негативный фактор связан с тем, что АПВ ВЛ-110 кВ Таганай–Злато-

уст 1,2,3ц. на ПС Таганай производилось так называемым «слепым» АПВ – без контроля

синхронизма, – что недопустимо при наличии в погашенном районе крупных синхронных

машин (таких как СК 2 мощностью 100 МВАр на ПС Златоуст-500).

При обесточении района Златоуст–Кропачево в схемно-режимной ситуации потери

напряжения от питающей сети 110 кВ со стороны ПС Таганай и, соответственно, исчезно-

вения напряжения на вводе 10 кВ АТ-2 СК-2 начал тормозиться. ЭДС 



ротора СК-2,

трансформируясь через воздушный зазор в обмотку статора и далее через обмотку НН-10 кВ

АТ-2 на СШ-110 кВ ПС Златоуст-500 и отставая от вектора «дежурившего» напряжения

на шинах 110 кВ ПС Таганай, в паузе погашения района перед первым АПВ ВЛ-110 кВ

Таганай–Златоуст 1,2,3ц уже была «развернута» на 180º относительно этого вектора на-

пряжения питающей сети 110 кВ.

306

При первом «слепом» АПВ ВЛ-110 кВ Таганай–Златоуст 1,2,3ц векторная разность

напряжений на СШ-110 кВ ПС Таганай со стороны погашенной СШ-110 кВ ПС Златоуст-

500 (от СК-2 через АТ-2) и питающих ВЛ-110 кВ Таганай–ЮУГРЭС и Таганай–Таганай-т,

практически равная двойному сетевому напряжению 110 кВ, создала в электрической це-

пи «обмотка статора СК-2-ввод НН 10 кВ АТ-2-луч обмоток НН-СН АТ-2-ВЛ 110 кВ Зла-

тоуст–Таганай 1,2,3ц» практически без выдержки времени от подобного несинхронного

включения резко возросший до величины уставки (6000 А) срабатывания МТЗ НН-10 кВ

ток по вводу НН-10 кВ АТ-2.

Оценочный расчет величины тока несинхронного включения вводной перемычки

между СШ-10 кВ СК 2 и СШ-10 кВ АТ-2, условно перенесенного с несинхронного «сле-

пого» АПВ ВЛ 110 кВ Таганай–Златоуст 1,2,3ц., как и следовало ожидать, превысил ус-

тавку МТЗ НН-10 кВ, равную 6000 А (по данным ПС Златоуст). Поэтому отмеченный в

«Акте расследования технологического нарушения» момент, что «одновременно на ПС

Златоуст-500 излишне, от МТЗ 10 кВ, отключился АТ-2 500 кВ из-за ошибки в логике

МТЗ-10 кВ. При отключении АТ-2 был отключен синхронный компенсатор СК 2, под-

ключенный к ошиновке 10 кВ АТ-2», не соответствует технологической действительности

и физике электромеханических процессов.

Кроме того, во время первой паузы обесточения района Златоуст–Кропачево в по-

гашенном районе на ТЭЦ Магнезит продолжали вращаться два турбогенератора с уста-

новленной мощностью 12 МВт каждый, с суммарной рабочей нагрузкой около 10 МВт.

Из-за резкого наброса активной несбалансированной нагрузки погашенного района они,

как и СК-2, начали тормозиться. Однако из-за гораздо меньших моментов инерции у рабо-

тающих на тот момент турбогенераторов 2 и 3 ТЭЦ Магнезит (

ТГ,

2,6 т·м



) по срав-

нению с моментом инерции СК-2 (100 МВАр) на ПС Златоуст-500 (

СК

52,5 т·м



) и ис-

ходя из формулы ∆

эл.магн.торм

ε (ε – угловое ускорение), ускорение торможения тур-

богенераторов ТЭЦ Магнезит больше, чем ускорение торможения СК-2 ПС Златоуст-500.

Учитывая этот факт, вектора ЭДС 



у СК-2 и ТГ-2 и 3 и соответствующие им век-

тора напряжений на СШ-110 кВ ПС Златоуст-500 и Сатка, ближайшей к ПС Огнеупор,

приведенные к обмотке статоров и далее к обмоткам СН 110 кВ АТ-2 ПС Златоуст-500 и

ВН 110 кВ силовых понизительных трансформаторов Т1 и Т2 110/35/10 кВ ПС Огнеупор

комбината «Магнезит», в

условиях разных ускорений торможения роторов ТГ и СК отно-

сительно вращающегося с постоянными оборотами (50 об/с) «дежурившего» вектора на-

пряжения (110 кВ энергосистемы) на питающих шинах 110 кВ ПС Таганай рано или позд-

но развернуться на 180º (т.е. в противоположные стороны).

Время разворота векторов ЭДС 



роторов ТГ и СК и соответствующих им векто-

ров напряжений на СШ-110 кВ ПС Сатка и Златоуст-500 составило примерно 10 с после

отключения питающих ВЛ 110 кВ Таганай–Златоуст 1,2,3ц, т.е. перед первым АПВ. Раз-

ворот векторов напряжений создал векторную разность потенциалов относительно ука-

занных СШ-110 кВ, равную примерно 230 кВ, что

привело к резкому возрастанию индук-

тивного тока «квазикороткого» замыкания по ВЛ 110 кВ Сатка–Златоуст 3ц. и Сатка–

Златоуст 4ц. Этого тока оказалось достаточно для срабатывания (без выдержки времени)

1-й ступени дистанционной защиты (ДЗ) на ВЛ 110 кВ Сатка–Златоуст 4ц. Конечно, в по-

добных условиях должна была сработать аналогичная ДЗ на ВЛ 110 кВ Сатка–Златоуст

3ц, но, видимо, из-за расстройки уставки, она не сработала.

Пересчет тока «квази-КЗ» по закону Ома и дорасчет полного сопротивления до

виртуальной точки «квази-КЗ», за которой возник бы такой же ток, как и от разворота на

180º векторов напряжений на концах ВЛ 110 кВ Сатка–Златоуст

4 ц. дал величину в

14,7 Ом, что меньше уставки сопротивления 1ступени ДЗ, действующей на отключение

ВЛ без выдержки времени и равной 15 Ом. Таким образом, отключение СК-2 вместе с

307

АТ-2 от срабатывания МТЗ-10 кВ на ПС Златоуст-500 и ВЛ 110 кВ Сатка–Златоуст 4 ц от

1 ступени ДЗ на ПС Сатка вполне объяснимо с точки зрения физики переходных электро-

механических процессов, и никаких «излишеств» при срабатывании релейных защит в

действительности не наблюдается.

Для устранения этого негативного момента, а именно предотвращения отключения

от 1 ступени ДЗ ВЛ 110 кВ Сатка–Златоуст 3,4ц в первую паузу погашения района Злато-

уст–Кропачево (перед первым АПВ ВЛ 110 кВ Таганай–Златоуст 1,2,3ц), необходимо чуть

снизить уставку сопротивления срабатывания (

ср

) 1-й зоны ДЗ ВЛ 110 кВ Сатка–Злато-

уст 3,4ц. (хотя бы до 

ср

 14 Ом, вместо 

ср

 15 Ом).

Однако, чтобы избежать перед первым АПВ ВЛ 110 кВ Таганай–Златоуст 1,2,3ц

несинхронного включения СК-2 вместе с АТ-2, необходимо до АПВ принудительно от-

ключить СК-2 без отключения АТ-2, для чего надо в систему РЗиА (АСУТП) завести че-

тыре телесигнала (ТС) по состоянию внешней питающей данный район сети:

1ТС – ФОЛ (факт отключения линии) ВЛ 500 кВ Кропачево–Уфимская;

2ТС – ФОЛ ВЛ 500 кВ Златоуст–Челябинская;

3ТС – ВВ ВЛ 110 кВ Кропачево–Симская 1ц;

4ТС – ВВ ВЛ 110 кВ Кропачево–Симская 2ц.

В случае если логическая сумма этих четырех ТС равна 1, необходимо отключать

СК-2, т.е. исключить синхронную машину большой мощности с упреждением из узла с

большой вероятностью погашения. Положительным моментом такого отключения являет-

ся возможное повышение напряжения в сети 500 кВ, состоящей из двух ВЛ 500 кВ Злато-

уст–Приваловская и Приваловская–Кропачево с работающими в это время АТ 500/110 кВ.

Однако не исключено, что напряжения в сети 500 кВ будут завышены, если учесть, что

удельная зарядная мощность 1 км ВЛ 500 кВ при 

раб

 500 кВ примерно 1 МВАр/км. Та-

ким образом, по всей длине двух ВЛ (около 130 км) суммарная реактивная мощность, ге-

нерируемая ВЛ, составляет около 130 МВАр, перетоки которой в сеть 110 кВ района Зла-

тоуст – Кропачево при пониженных напряжениях на СШ-110 кВ ПС-500/110 кВ района

ограничены.

Для ее принудительной отправки в сеть 110 кВ узла Златоуст–Кропачево необхо-

димо, прежде всего, приостановить поступление перетока реактивной мощности от

ЮУГРЭС 110 кВ по ВЛ Таганай–ЮУГРЭС и со стороны Миасского узла по ВЛ 110 кВ

Тургок–Горная и Таганай–Таганай-т. Это сдерживание реактивной мощности создается

повышением уровня напряжений в сети 110 кВ регуляторами РПН, встроенными в вводы

СН-110 кВ

АТ 500/110 на ПС Златоуст–500, Приваловская–500 и Кропачево–500. При

этом регулировании переток от питающей ВЛ-110 кВ Таганай–ЮУГРЭС по  практиче-

ски не меняется, а переток по  через вводы 110 кВ АТ из сети 500 кВ увеличивается. При

этом эпюра напряжений 500 кВ вдоль ВЛ 500 кВ за счет увеличения продольных состав-

ляющих падений напряжения

опускается, а в сети 110 кВ эпюра напряжений 110 кВ вдоль

ВЛ-110 кВ сетевого транзита приподнимается.

3. Третий негативный схемно-режимный фактор создался субъективно (по ко-

манде диспетчера ОДУ Урала) – это отключение всех АТ-500/110 кВ на ПС Златоуст,

Приваловская, Кропачево из-за того, что были повышенные уровни напряжения в сети

500 кВ, отмеченные на СШ-500кВ ПС 500 кВ.

Прежде всего, следует отметить, что данные о повышенном напряжении наблюда-

лись, когда СК-2 был еще в работе, а ВЛ-500 кВ Златоуст–Челябинская отключена. После

отключения СК-2, несущего 45 МВАр реактивной генерации, напряжения в сети 500 кВ

значительно – на 20–30 кВ – должны были снизиться, что подтверждается расчетом ре-

жимов по программе RASTRWin. Естественно, была опасность, что при отключении всех

АТ-500/110 кВ, оставшихся в «одиночестве», электросетевой транзит 110 кВ без шунти-

308

рующего высоковольтного трансформаторного моста 500/110 кВ не обеспечивает долж-

ных уровней напряжений при передаче активной и реактивной мощности потребителям

по всей трассе от Златоуста до Кропачево. Кроме того, при пониженных напряжениях

увеличивается потребление реактивной мощности (из-за уровня напряжения и еще в

большей степени от возросшего реактивного тока) за счет увеличения скольжения у асин-

хронных двигателей. Собственно говоря, это увеличение реактивного тока в перетоке

мощности по одной оставшейся питающей ВЛ-110 кВ Таганай–ЮУГРЭС после 18-25

привело к ее перегрузу, провису и касанию одной из фаз ДКР, т.е. к однофазному КЗ, а

затем к отключению с последующим неуспешным АПВ.

Для более надежного обеспечения электроснабжения района Златоуст–Кропачево

необходимо в первую очередь устранить негативные схемно-режимные факторы и соот-

ветствующие им явления и внедрить мероприятия по предотвращению погашения района:

1. Не допускать работы АРЛ на трех питающих ВЛ-110 кВ Таганай–ЮУГРЭС,

Тургояк–Горная и Таганай–Таганай-т, для чего необходимо внедрить ЛАОН.

2. Не допускать отключения СК-2 на ПС Златоуст-500, если произошло отключе-

ние питающих ВЛ-110 кВ.

3. Не допускать отключения АТ-500/110 кВ на всех ПС 500 кВ.

4. Перевести РПН на АТ-2 и АТ-3 ПС Златоуст в крайнее положение 1, которое со-

ответствует максимальному уровню напряжения на СШ-110 кВ.

5. Для более эффективного повышения напряжения на СШ-110 кВ ПС Златоуст,

Приваловская, Кропачево необходимо на ПС Кропачево использовать схему продольно-

поперечного регулирования (ППР), обеспечивающую «дальнобойный десант» транзита

мощности и электрической энергии от питающих шин 110 кВ ПС Златоуст–500 через АТ-2

и АТ-3 на СШ 500 кВ до СШ-110 кВ ПС Кропачево, т.е. ввести максимально возможную

поперечную ЭДС для передачи максимально возможной активной мощности и продоль-

ную ЭДС для передачи максимально возможной реактивной мощности, что достигается

переводом РПН в 19-е положение. Схема ППР работает на СШ-110 кВ ПС Кропачево по-

добно автоматическим регуляторам скорости вращения (АРС) и АРВ на турбогенераторах

электрических станций, где в качестве АРС выступает регулирование поперечной ЭДС, в

качестве АРВ – продольное регулирование ЭДС, а в качестве турбины и котла – сеть

500 кВ, своего рода перемещенный виртуальный источник активной и реактивной мощно-

сти от шин 110 кВ Златоуст к шинам 110 кВ ПС Кропачево.

6. Развитие сетевой надстройки 220 кВ: сооружение ВЛ-220 кВ Чебаркуль–Сатка и

подключении ПС Сатка-220 через автотрансформатор 250 МВА-220/110 кВ к этой ВЛ.

Данная ВЛ и АТ-220/110 кВ на ПС Сатка-220 являются резервным источником поставки

мощности и электрической энергии в район Златоуст–Кропачево через ПС Сатка-220 в

случаях аварийного отключения питающих ВЛ-110 кВ Златоуст–Таганай 1,2,3ц и ВЛ-500 кВ.

Список использованных источников

1. Переходные процессы электрических систем в примерах и иллюстрациях / Под ред.

В.А. Веникова. М.-Л.: Энергия, 1967. 456 с.

2. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах.

М.: Высшая школа, 1970. 472 с.

3. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем / Под ред. Л.А. Жукова. М.:

Энергия, 1979. 456 с.

4. Беляев А.В. Противоаварийная автоматика в узлах нагрузки с синхронными электро-

двигателями большой мощности. М.: НТФ «Энергопрогресс», 2004. 80 с. [Библиотечка

электротехника, приложение к журналу «Энергетик». Вып. 5(65)].

309

РАНЖИРОВАНИЕ ВАРИАНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

ПО РЕЗУЛЬТАТАМ РАСЧЁТОВ СХЕМНОЙ НАДЁЖНОСТИ

О.М. Котов

, А.Ф. Костарев

, П.В.Тощаков

, А.С. Дёмин

УрФУ»,

Филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала

Обеспечение надёжного функционирования электроэнергетических систем (ЭЭС),

позиционированное во все времена и в любых организационных формах как основная за-

дача оперативного управления, особую актуальность приобретает с введением рыночных

механизмов. Одной из её подзадач, которая решается ежедневно во множестве вариантов

на всех уровнях диспетчерского управления, является краткосрочное планирование режи-

ма, которое, в свою очередь, включает в себя рассмотрение заявок на вывод в ремонт се-

тевого оборудования. Настоящий материал представляет собой методику ранжирования

ремонтных вариантов схемы по степени ослабления структуры электрической сети, осно-

ванную на расчётах схемной надёжности по программе «Струна».

Методы расчётов, реализованные программой «Струна», не учитывают режимные

ограничения (законы Кирхгофа), однако позволяют достаточно адекватно оценить струк-

турные свойства рассматриваемой электрической сети [1]. В качестве исходной информа-

ции задается схема сети, аварийность элементов, составляющих схему, узлы-источники.

При этом считается, что любой другой узел схемы находится в рабочем состоянии при на-

личии хотя бы одного работоспособного пути до узла-источника. При этом отказы функ-

ционирования любого элемента схемы по уровню влияния на каждый из узлов схемы де-

лятся на два типа – отказы, приводящие к аварийно-восстановительному ремонту (отказы

типа «обрыв» — ОТО), и отказы, ликвидируемые с помощью оперативных переключений

(отказы типа «короткое замыкание» – ОТКЗ). К числу ОТКЗ относятся отказы, связанные

с неотключением выключателями внешних по отношению к узлу коротких замыканий, а

также отказы выключателей в питающих подсистемах (как правило, шиносоединительных

или секционных) [2, 3].

В результате расчёта «Струна» формирует набор количественных показателей, ха-

рактеризующих структурную надежность любого узла заданной электрической схемы (на-

блюдаемые узлы), основными из которых являются вероятности и интенсивности отказов.

Кроме показателей, моделирующих состояние отдельного узла

схемы, имеется воз-

можность рассчитать величины, оценивающие одновременный отказ двух и более узлов.

Для отработки методики был выбран фрагмент электрической сети 500 кВ, состоя-

щий из 14 распредустройств (рисунок 1, названия условны). Общий размер расчетной

схемы составил 252 ветви и 199 узлов. Используемые в расчётах параметры по аварийно-

сти, основанные на среднестатистических данных [4], приведены в таблице 1. Частота не-

отключения тока короткого замыкания и частота отказов типа «разрыв цепи» для выклю-

чателей рассматриваемой схемы приняты, соответственно, 0,06 о.е. и 0,05 год

-1

Рассчитываются показатели надёжности узлов – систем шин подстанций. Эти узлы

образуют первое подмножество наблюдаемых узлов системы. Второе подмножество со-

ставляют дополнительные узлы, добавленные в расчётную схему с целью получения пока-

зателей, характеризующих одновременный отказ соответствующего распредустройства.

Для этого дополнительный узел (без собственных отказов) соединяется специальными вет-

вями, с узлами, к которым подключены автотрансформаторы связи с сетью 220 кВ. Данные

ветви, являясь абсолютно надёжными, кроме того, обеспечивают транзит мощности толь-

ко в направлении дополнительного узла. Таким образом, рассматриваемый узел переходит

в состояние отказа только в случае, когда все смежные ему узлы также находятся в ава-