Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

ЗАЩИТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СИСТЕМ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОТ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

ВЫСОКООМНЫМ РЕЗИСТОРОМ

В.С. Поляков, И.А. Косорлуков

СамГТУ

Электрооборудование 6 кВ электрических сетей и систем электроснабжения пред-

приятий нефти и газа рассчитано на воздействие внутренних перенапряжений (ПН), уро-

вень которых приведён в таблице 1.

Таблица 1 – Уровни внутренних перенапряжений

Параметр

Вид оборудования

Аппараты,

изоляторы

Трансформаторы Кабели

Электро-

двигатели



исп

, кВ

32,0 и 28,8 22,5 14,2 13,2–11,4



(допуст.)

7,0 и 6,3 4,9 3,1 2,9–2,5

Наименьший запас электрической прочности имеют электродвигатели (ЭД), поэто-

му их необходимо защищать от воздействия внутренних ПН. При коммутациях ЭД заре-

гистрированы следующие величины ПН: при включении ЭД 

3,3; при их отключени-

ях и работе АВР – 

4,5; при дуговых замыканиях – 

3,2 [2].

Повреждения в работе подтверждают отсутствие координации между уровнем на-

пряжения, поддерживаемом при испытаниях изоляции, 

исп

1,7

или 2,9

ф max

и уров-

нем воздействующих ПН при технологических и аварийных коммутациях и замыканиях

на «землю» – 3,0–5,0)

ф max

. Наиболее опасными воздействиями являются ПН при не-

полнофазных режимах, так как их уровень достигает 4,35

, и существуют они длительно

– пока не изменится режим.

Одно из средств ограничения ПН – дугогасящие катушки, однако и при их наличии

возможны режимы, при которых кратность ПН превысит уровень изоляции ЭД, то есть



3,0. Такие ПН имеют место при неполнофазных режимах питания силовых пони-

жающих трансформаторов и ЭД [3].

На основе проведенного анализ можно утверждать, что защита электрооборудова-

ния от внутренних ПН нелинейными ограничителями перенапряжений (ОПН) неэффек-

тивна, так как уровень ограничения лучших ОПН близок к уровню изоляции ЭД. Поэтому

существенного ограничения, в частности, дуговых

перенапряжений с помощью ОПН не

происходит. Импульсы токов в ОПН ни по длительности, ни по амплитуде, ни по энергии

не превосходят энергии, рассеиваемой в ОПН в процессе испытаний, но только в том слу-

чае, если в результате многократных поглощений энергии в процессе длительного режима

перемежающейся дуги не будет нарушен тепловой баланс в ОПН. Возможность надежной

работы ОПН в длительных режимах перемежающихся дуг может быть подтверждена

имеющимися экспериментальными данными.

Кроме того, сами ОПН не выдерживают ПН при неполнофазных режимах. Ещё од-

ним слабым звеном в сетях 6–35 кВ являются трансформаторы напряжения (ТН), не рас-

считанные на воздействие феррорезонанса.

Внутренние ПН возникают вследствие возбуждения резонансного контура, кото-

рый образуют ёмкости и индуктивности сети. Из электротехники известно, что если ак-

тивное сопротивление резонансного контура равно или больше критического, то в конту-

ре возникают затухающие колебания.

При резонансе в контуре, содержащем индуктивности со стальным сердечником

(трансформатор, ЭД, ТН и т.д.), их индуктивность изменяется так, что индуктивное со-

противление становится равным ёмкостному, как и при резонансе в линейном контуре.

Это позволяет выразить индуктивность ТН через эквивалентную емкость контура, которая

остается постоянной, то есть не зависит от величины напряжения или тока, как это имеет

место для индуктивности со сталью. Тогда







, а 

кр



ω

экв

. (1)

Величина сопротивления резистора по (1) зависит от ёмкости сети и является необ-

ходимой и достаточной для подавления резонансных колебаний любой природы, в том

числе феррорезонанса и перенапряжений при неполнофазном режиме. Так, еще в 1918 го-

ду Петерсен показал, что если на ёмкостной ток дугового замыкания на «землю» нало-

жить активный ток, величина которого составит 







0,4  1,0







, это подавит дуговые

перенапряжения. Чтобы выполнить это условие необходимо подключить к нейтрали сети

резистор, величина сопротивления которого составит 





1,0  2,5



ω

экв

⁄

. В соответ-

ствие с (1) к нейтрали сети подключён резистор 

кр

2



ω

экв

⁄

, что создаёт активный

ток 



0,5



, и эта величина активного тока достаточна для подавления дуговых ПН.

Этот же резистор успевает разрядить сеть и при наиболее неблагоприятном режиме

дугового замыкания на землю, когда дуга замыкается один раз в период и является факти-

чески выпрямителем, что приводит к перевозбуждению индуктивных элементов сети по-

стоянным током.

Резистор, подключенный к нейтрали сети, разрядит ее емкость за время, меньшее

полупериода, то есть предотвращает неблагоприятное воздействие и этого вида дуги:

τ

кр



экв



2

экв

ω

экв



0,00637 0,01 c.

Резистор, выбранный по (1), практически не изменяет режим нейтрали сети, так как

увеличивает ток замыкания на землю всего на 11 %:

















0,5

















1,25



1,11 



При величине сопротивления резистора 

500  1500 Ом обеспечивается прак-

тически полное стекание заряда нулевой последовательности (равенство нулю напряже-

ния на нейтрали) за время от момента самогашения дуги до момента возникновения мак-

симального напряжения на поврежденной фазе, которое становится близким к фазному.

Снижение перенапряжений в сети при расстройке дугогасящего реактора (а также

при несимметричных режимах в сети) может быть достигнуто путем применения высоко-

омного резистора, включенного параллельно дугогасительному реактору (ДГР).

Выбор резистора с помощью соотношения 



∆

⁄

(относительно тока рас-

стройки ∆











) приводит к прекращению биений напряжений на фазах после по-

гасания дуги и, как следствие, к прекращению пробоев поврежденной фазы при напряже-

нии больше фазного 

пр



ф max

. Максимальная кратность перенапряжений здесь опре-

деляется первым замыканием и не превышает 

max

2,2  2,4

ф max

Применение высокоомного резистора в случае резонансной настройки приводит к

некоторому увеличению числа повторных зажиганий, но только для 

пр



ф max

, а крат-

ность перенапряжений здесь не превосходит таковую для идеальной настройки резистора.

Следует отметить также, что высокоомный резистор может быть применен и как

средство, улучшающее режим работы сетей с компенсацией емкостного тока.

Для сетей с возможной трудно устранимой несимметрией емкостей (до 3040 %),

чтобы обеспечить напряжение на нейтрали в несимметричных режимах не выше норми-

рованного 



0,7

, достаточно параллельно реактору с любой расстройкой включить

резистор



6  8







, выбранный по приведенному выше условию.

Важной особенностью применения высокоомного резистивного заземления ней-

трали является то, что при снижении емкости сети постоянная времени стекания заряда

нулевой последовательности через выбранный резистор уменьшится, и, следовательно,

стекание заряда будет происходить еще быстрее.

Применение высокоомного резистора упрощает по сравнению с сетями с изолиро-

ванной или компенсированной нейтралью выполнение релейной защиты от замыкания на

землю.

Дополнительным положительным фактором заземления нейтрали через активное

сопротивление является улучшение условий работы релейной защиты от замыканий на

землю за счет появления стабильной активной составляющей в токе замыкания на землю.

Это подтверждено экспериментально длительным опытом эксплуатации высоко-

омных резисторов в сетях 6–10–35 кВ (с 1979 года). Резистор подключают к нейтрали се-

ти, аналогично подключению дугогасящих катушек, а при наличии ДГК – параллельно

ДГК (рисунок 1). Такой способ защиты сетей с изолированной нейтралью рекомендован

РУ по защите от перенапряжений [3].

Рисунок 1 – Защита сети высокоомным резистором, подключённым к нейтрали

В заключении отметим, что принудительное ограничение внутренних и, в частно-

сти, дуговых перенапряжений значительно снижает аварийность в сетях 6–35 кВ.

Список использованных источников

1. ГОСТ-1516.2-1997. Электрооборудование и электроустановки переменного тока на на-

пряжение 3 кВ и выше. Общие методы испытаний электрической прочности изоляции /

Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. Минск,

1998.

2. Защита сети собственных нужд электростанций нелинейными ограничителями перена-

пряжений / Ю.Ф. Васюра

, А.В. Вильнер, Г.А. Евдокунин, Н.А. Новоселов, В.Е. Розет //

Электрические станции, 1989. № 4. С. 32–35.

3. Руководство по защите электроустановок 6–1150 кВ от грозовых и внутренних перена-

пряжений. СПб.: Энергоатомиздат, 1999.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫХ

КОМПЛЕКСОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

ПРИ ПОДКЛЮЧЕНИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ

К ШИНАМ НИЗКОГО НАПРЯЖЕНИЯ ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ

ДВУХТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

А.Н. Андреев, А.Н. Садовников

ЮУрГУ

В настоящее время распределительные сети 0,4, 6, 10 кВ предприятий оснащаются

генерирующими устройствами, например газотурбинными и газопоршневыми установка-

ми, постоянно работающими в режиме параллельной работы с питающей энергосистемой.

При этом меняется режим работы подстанций предприятия, выполненных чаще всего по

схемам 4Н, 5Н, 5АН на двухстороннее питание [1]. Устройства релейной защита и авто-

матики (РЗА) распределительной сети предприятия перестают соответствовать норматив-

ным требованиям. Необходима реконструкция системы РЗА подстанций предприятия.

В соответствие с [2], [3] основные требования к РЗА двухтрансформаторных под-

станций, работающих в режиме двухстороннего питания это:

 наличие быстродействующей защиты шин;

 обеспечение селективности выдержек времени максимальных токовых защит

(МТЗ) при различном направлении мощности короткого замыкания (КЗ) через

защиту.

Традиционный способ реконструкции – замена существующих устройств РЗА на

типоисполнения, предназначенные для сетей с двухсторонним питанием, ведет к значи-

тельным затратам, так как требует установки терминалов с органами направления мощно-

сти, которые относятся к самым дорогим моделям у всех фирм, представленных на рынке.

Логическая защита шин, реализуемая во всех типах микропроцессорных терминалов,

представленных на рынке, не пригодна в случае двухсторонней подпитки места КЗ. Уста-

новка полноценной дифференциальной защиты шин требует установки дополнительных

микропроцессорных терминалов на каждое присоединение, что ведет к дополнительным

затратам, кроме того, у всех фирм, представленных на рынке устройств РЗА, отсутствуют

типовые, проработанные решения по установке дифференциальной

защиты на шины низ-

кого напряжения понизительных двухтрансформаторных подстанций.

Применяя централизованный комплекс и связывая свободно программируемый

контроллер с входными/выходными сигналами отдельных устройств РЗА присоединений

подстанции (рисунок 1) можно существенно снизить затраты на реконструкцию.

На рисунке 1 представлена структурная схема централизованного комплекса РЗА

типовой комплектной двухтрансформаторной подстанции 35/10(6) кВ. Цифрами обозна-

чены устройства защиты

: 1 – секционного выключателя, 2 – резервной защиты трансфор-

матора, 3 – основной защиты трансформатора, 4 – вводного выключателя секции, 5 – сек-

ционного выключателя, 6 – трансформатора напряжения секции, 7 – отходящего присое-

динения.

Использование централизованного комплекса соответствует нормам [2–4], так как

связь между устройствами защиты и комплексом осуществляется сухими контактами на

оперативном напряжении подстанции. В случае отказа центрального микропроцессора

устройства защиты отдельных присоединений могут работать независимо. Использование

централизованного комплекса позволяет осуществить реконструкцию подстанции без за-

мены существующих устройств РЗА на дорогостоящие типоисполнения.

Рисунок 1 – Структурная схема централизованного комплекса РЗА

Для определения требований к промышленному свободно-программируемому мик-

ропроцессору централизованного комплекса, разработке алгоритмов противоаварийного

управления, методике выбора параметров (уставок) защит и средств автоматики центра-

лизованного микропроцессора и отдельных устройств защиты была создана математиче-

ская модель РЗА подстанции. На модели исследовалось взаимодействие логических эле-

ментов централизованного комплекса РЗА при различных видах повреждений и ненор-

мальных режимах работы, характерных для двухтрансформаторных подстанций как в ре-

жиме одностороннего, так и двухстороннего питания. Более подробно с моделью РЗА

можно ознакомиться в [5]. В качестве центральных микропроцессоров подойдут любые

промышленные свободно-программируемые микропроцессоры, обеспечивающие сле-

дующие аппаратные требования:

 энергонезависимая память программ – не менее 12 кБ;

 наличие часов реального времени;

 количество регистров памяти доступных пользователю – не менее 16–24 на

терминал;

 количество таймеров и счетчиков – не менее 6–9 на терминал;

 диапазон таймеров – до 10–20 с;

 логические входы/выходы – не менее 8–12 релейных входов/выходов на терминал;

 быстродействие логических входов/выходов – 2–4 мс.

Отсутствие аналоговых входов/выходов не требует наличия у микропроцессора

АЦП/ЦАП, что резко удешевляет его стоимость.

Использование централизованного комплекса РЗА позволяет реализовать следую-

щие алгоритмы противоаварийного управления:

 резервирование отказов выключателей присоединений с учетом возможной

подпитки места КЗ генераторами ГТУ, подключенными к шинам низкого на-

пряжения подстанции;

 встречно-направленная логическая защита шин с учетом изменения режима ра-

боты подстанции с одностороннего на двухстороннее;

 автоматическое включение резерва (секционного выключателя низкого напря-

жения и высокого напряжения, при его наличии) с учетом возможного несин-

хронного включения генераторов ГТУ разных секций;

 АПВ шин и отдельных присоединений;

 дуговая защита шин (прием сигналов от световых датчиков и датчиков давле-

ния ячеек КРУ);

 АЧР/ЧАПВ (прием сигналов от реле частоты).

На рисунке 2 показан упрощенный алгоритм встречно-направленной логической

защиты шин, учитывающей возможную подпитку места КЗ питающими присоединениями

генераторов, подключенным к шинам низкого напряжения подстанции.

Рисунок 2 – Упрощенный алгоритм встречно-направленной ЛЗШ

Заключение

1. Традиционный способ реконструкции РЗА типовых комплектных двухтранс-

форматорных подстанций 35/10(6) кВ при подключении генераторов ГТУ

на шины низко-

го напряжения путем замены дешевых типоисполнений микропроцессорных терминалов

на дорогие, предназначенные для сетей с двухсторонним питанием, неэффективен ввиду

больших затрат.

2. Предложен оригинальный способ реконструкции путем установки централизо-

ванного комплекса противоаварийного управления, разработаны алгоритмы РЗА для цен-

трального микропроцессорного устройства комплекса, удовлетворяющие требованиям

ПУЭ, ПТЭ и НТП для

всех режимов работы подстанции.

3. Проведенный анализ работы централизованного комплекса противоаварийного

управления, проведенный на компьютерной модели РЗА двухтрансформаторной подстан-

ции показал, что предложенные алгоритмы для центрального микропроцессорного уст-

ройства комплекса эффективны для всех режимов работы рассматриваемой подстанции.

4. Разработаны методы расчета уставок защиты и автоматики присоединений под-

станции, оснащенной устройством централизованного противоаварийного управления.

Исследовано их влияние на параметры селективности, быстродействия и чувствительно-

сти централизованного комплекса РЗиА.

5. Проработаны варианты аппаратной реализации центрального микропроцессор-

ного устройства противоаварийного управления.

Список использованных источников

1. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-

750 кВ. Типовые решения. М.: Энергосетьпроект, 2007. 144 с.

2. Правила устройства электроустановок. СПб.: Издательство ДЕАН, 2009. 928 с.

3. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим на-

пряжением 35-750 кВ. Стандарт организации. М.: ФСК ЕЭС, 2006. 110 с.

4. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской феде-

рации: утв. Министерством энергетики Российской Федерации 19.06.03: ввод. в дейст-

вие с 30.06.03. М.: ЭНАС, 2003. 175 с.

5. Садовников А.Н. Компьютерная модель релейной защиты и автоматики комплектной

трансформаторной подстанции // Вестник ЮУрГУ. Серия «Энергетика». 2002. Вып. 2.

ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ РАБОТЫ АТГ-500/220 кВ В

НЕПОЛНОФАЗНЫХ РЕЖИМАХ И РЕЖИМАХ С ПОФАЗНОЙ

НЕСИММЕТРИЕЙ ПАРАМЕТРОВ ПРИ ПРОДОЛЬНО-

ПОПЕРЕЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ НАПРЯЖЕНИЯ

А. Бухмастов

, Н.П. Серов

, Е.В. Чихирева

Филиал ОАО «МРСК Урала» «Челябэнерго»,

Филиал ОАО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ,

ЗАО «ПГ «МЕТРАН»

На подстанциях (ПС) Федеральной сетевой компании (ФСК) ЕЭС России с транс-

формацией ступеней напряжений 750/500, 750/330, 500/220 кВ установлены, как правило,

две автотрансформаторные группы (АТГ), каждая из которых состоит из трех однобако-

вых однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН. Кроме того, на таких ПС имеется

одна резервная фаза, по сути, резервный однофазный автотрансформатор.

Обеспечение надежности трансформаторной «транспортировки» мощности и элек-

троэнергии через АТГ ПС ФСК остается актуальной проблемой, т.к. связано с надежно-

стью внешнего электроснабжения субъектов ОРЭ. Достаточно вспомнить произошедшую

в мае 2005 г. аварию в системе Мосэнерго, связанную с погашением ПС Чагино 500/220 кВ.

Одним из типичных аварийных случаев на ПС ФСК с АТГ является выход из рабо-

чего состояния одного или даже двух однофазных автотрансформаторов, например, пожар

на фазе «С» АТГ № 1-867 МВА-500/220 кВ ПС Магнитогорская 500/220 кВ Южноураль-

ского предприятия МЭС.

Включение резервной фазы АТГ с отличающимися от других фаз параметрами на

ПС Магнитогорская можно рассматривать как продольную однократную несимметрию,

которую можно представить включением в рассечку каждой фазы неодинаковых сопро-

тивлений. Такой подход к расчету электрического режима в трехфазной электрической

цепи связан с необходимостью проводить довольно сложные выкладки, при этом конеч-

ный результат представляется громоздкими выражениями. Поэтому значительно проще и

нагляднее рассчитывать режим, используя его граничные условия.

Основные уравнения падений напряжений в схемах каждой последовательности,

составленные для симметричной части прилегающей сети энергосистемы, имеют вид:

∆















;

∆



0 







;

∆



0 







(1)

где ∆



, ∆



, ∆



– симметричные составляющие падения напряжения фазы 

(принятой особой) на несимметричном участке системы; 



, 



, 



– результирую-

щие индуктивные сопротивления схем прилегающей сети 500–220 кВ энергосистемы со-

ответствующих последовательностей относительно места продольной несимметрии, при-

веденные к стороне ВН 500 кВ.

Отличие параметров резервной фазы АТГ от других фаз моделируется в трехфаз-

ной несимметричной цепи включением дополнительного сопротивления  в «особую» фа-

зу () перед сопротивлением фазы симметричной АТГ, параметры всех фаз которой при-

нимаются равными среднеарифметическому значению параметров двух основных рабо-

чих фаз  и  с малоотличающимися параметрами. Режим подобного включения (рису-

нок 1, а) характеризуется следующими граничными условиями:

∆







; ∆



0; ∆



0. (2)

Рисунок 1 – Эквивалентная схема замещения трехфазной АТГ:

а – с несимметричными (по параметрам) фазами;

б – с симметричными фазами и прилегающей сетью для принятой «особой» фазы 

При разложении на симметричные составляющие граничные условия приводятся к

равенствам:

∆



∆



∆





∆



. (3)

Нетрудно получить выражение для дополнительного сопротивления в схеме пря-

мой последовательности [1]:

∆











. (4)

Адекватное замещение поврежденного участка для случаев продольных поврежде-

ний можно получить, используя «правило эквивалентности прямой последовательности»,

которое применяется С.А. Ульяновым [1] не только для «поперечных» повреждений (ко-

ротких замыканий), но и для указанных продольных повреждений. Его можно сформули-

ровать так: «Ток прямой последовательности любого несимметричного продольного по-

вреждения может

быть определен как ток при симметричной (по продольным параметрам)

электрической цепи поврежденного участка при условии, что находящийся предаварий-

ный неповрежденный (симметричный) участок будет удален от реальной примыкающей

сети энергосистемы на дополнительное эквивалентное сопротивление ∆

экв

, которое не

зависит от параметров схемы прямой последовательности и для каждого вида продольно-

го повреждения определяется результирующими взаимными сопротивлениями (в общем

случае импедансами) обратной и нулевой последовательностей полной модели электриче-

ской сети энергосистемы (для расчета ТКЗ) относительно пары узлов расчетной схемы

замещения поврежденного участка электрической цепи с исключением последнего из рас-

четной схемы».

Введем в схему замещения АТГ-1 на ПС Магнитогорская–500 полученное допол-

нительное сопротивление, а сама АТГ-1 будет представлена усредненными параметрами

оставшихся рабочих фаз  и . Рассчитаем полученный режим потокораспределения

мощностей ,  и уровней напряжений  по программе RastrWin с нагрузками контроль-

ного замера по энергосистеме. Как следует из

электрической схемы замещения, состав-

ленной по правилу эквивалентности прямой последовательности для места однократной

продольной несимметрии, возникшей при замене на АТГ-1 резервной фазы  (взамен сго-

ревшей), которая отличается по параметрам от двух других фаз, в одной из параллельных

ветвей дополнительного сопротивления (∆ 3

⁄









), ток в сопротивлении  3

⁄

представляет собой полный ток в заменяемой резервной фазе (рисунок 1, б).

В таблице 1 приведены параметры ветвей замещения несимметричного участка це-

пи (АТГ-1 на ПС Магнитогорск-500), эквивалентного симметричному участку с симмет-

ричной АТГ-1 и прилегающей сетью (параметры АТГ-1 взяты из паспортных данных,

приведенных к 500 кВ).

Расчетное линейное напряжение в дополнительном узле равно 512

,

кВ (рису-

нок 2).

L``

Z/3

А2

А0

А1

=37

∑

Таблица 1 – Исходные данные и параметры режима по несимметричному участку сети

№

нач

№

кон

Название

Ом

X, Ом К

нач

МВт

нач

МВАр

нач

37 3

Доп.узел–Магнитогорск-500 ( 3

⁄

)

0,03 3 – 222 100 275

37 3

Доп.узел –Магнитогорск-500(



)

– 44,9* – 15 7 18

37 3

Доп.узел–Магнитогорск-500 (



)

– 43,17* – 15 7 19

37 5 Доп.узел–Магнитогорск-220 (АТГ1) 0,51 26,06 0,466 –252 –114 312

3 5 Магнитогорск-500–Магнитогорск-220 (АТГ2) 0,53 34,64 0,467 –208 –112 267

* – эквивалентные индуктивные сопротивления 



и 



получены из расчета по программе ТКЗ 3000.

Рисунок 2 – Фрагмент сети 220–500 кВ в симметрич-

ном (по фазным параметрам) полнофазном режиме

АТГ-1 на ПС Магнитогорская-500, эквивалентном не-

симметричному (по параметрам) режиму по прямой

последовательности , 

Построение векторной диаграммы токов и напряжений (рисунок 3) начинается с

нахождения тока прямой последовательности виртуального симметричного режима АТГ-1

с усредненными параметрами каждой фазы и включенным перед АТГ-1 дополнительным

сопротивлением Δ, состоящим из трех параллельно включенных сопротивлений (∆

3

⁄









) [1]. Искомый ток прямой последовательности для конкретного случая

особой фазы  определяется из загрузки фазы АТГ-1 в указанном виртуальном режиме.

Из векторной диаграммы графо-аналитическим способом определяется, что ре-

зервная фаза из-за больших сопротивлений  0,53 Ом,  34,64 Ом будет менее загру-

жена (82 МВА), чем две здоровые(98 МВА), у которых  0,510м,  26,06 Ом. Таким

образом, загрузка всех фаз в рассматриваемом режиме Магнитогорского энергоузла не

превышает допустимой (267 МВА). Напряжения обратной и нулевой последовательностей

составляют 0,16 %, что меньше предельной нормы 4%, регламентируемой ГОСТ 13109-97,

и, кроме того, нет необходимости пересчета уставок релейной защиты для АТГ-1.

∆













0,8 кВ;

∆













0,8 кВ,



фаз

296

,°

кВ, т.е. векторы 





, 





, 





– практически не «деформируются».

Соотношение модулей векторов фазных токов из векторной диаграммы, представ-

ляющих токи по отдельным автотрансформаторам группы АТГ-1 с замененной на резерв-

ную фазой  совпадает с соотношением реальных значений фазных токов по отдельным

АТ, замеренных оперативным персоналом ПС Магнитогорская-500.

Более равномерной загрузки фаз АТГ можно достичь применением регуляторов

РПН с пофазным управлением, встроенных в нейтраль общей части главных обмоток од-

нофазных АТ и включенных по схеме продольно-поперечного регулирования через соот-

ветствующую коммутацию регулировочных обмоток (PO) РПН.

235,71

001