Пояснительная записка (1226842), страница 8

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 8)

Компенсацию допускается применять также в воздушных сетях 6-10кВ при емкостном токе менее 10А.

Для компенсации емкостного тока замыкания на землю должны применяться дугогасящие заземляющие реакторы с плавным или ступенчатым регулированием индуктивности.

В электрических сетях, где в процессе эксплуатации емкостной ток замыкания на землю изменяется не более чем 10%, рекомендуется применять дугогасящие реакторы со ступенчатым регулированием индуктивности. В электрических сетях, где в процессе эксплуатации емкостной ток замыкания на землю изменяется более чем на 10%, рекомендуется применять реакторы с плавным регулированием индуктивности, настраиваемые вручную или автоматически.

Дугогасящие реакторы должны быть настроены на ток компенсации, как правило, равный емкостному току замыкания на землю (резонансная настройка). Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой индуктивная составляющая тока замыкания на землю не превышает 5А, а степень расстройки – 5%. Если установленные в сетях 6-20 кВ дугогасящие реакторы со ступенчатым регулированием индуктивности имеют большую разность токов смежных ответвлений, допускается настройка с индуктивной составляющей тока замыкания на землю не более 10А. В сетях 35кВ при емкостном токе менее 15А допускается степень растройки не более 10%. В воздушных сетях 6-10 кВ с емкостным током замыкания на землю менее 10А степень расстройки не нормируется. Настройка с недокомпенсацией допускается только при недостаточной мощности дугогасящего реактора и при условии, что любую аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети (обрыв проводов, растяжка жил кабеля) не могут привести к появлению напряжения смещения нейтрали , превышающего 70% фазного напряжения. При недокомпенсации расстройка не должна превышать 5%.

В сетях с компенсацией емкостного тока степень несиммитрии фазных напряжений не должна превышать 0,75% фазного напряжения, а напряжения смещения нейтралей 15% фазного напряжения. Допускается напряжение смещения нейтрали в течении 1 часа до 30% и в течении времени поиска места замыкания на землю – 100% фазного напряжения.

Измерение емкостных токов, напряжений несимметрии и смещение нейтрали с целью настройки компенсации емкостного тока должны проводиться при вводе дугогасящих реакторов в работу и при значительных изменениях схемы сети, но не реже одного раза в 6 лет [17].

7.3 Анализ существующих методов компенсации емкостных токов.

Степень опасности ОЗЗ в сетях 6–35 кВ в основном зависит от состояния нейтрали сети, от эффективности ее заземления, имеющей непосредственное отношение к борьбе с авариями в электрических сетях, а следовательно, к надежности электроснабжения потребителей.

В России в зависимости от состояния нейтрали сети 6–35 кВ применяются два способа гашения электрической дуги в месте однофазного замыкания на землю:

- отключение места повреждения;

- компенсация емкостного тока, протекающего через место замыкания на землю, индуктивными токами дугогасящих реакторов, которые обеспечивают самопогасание заземляющей дуги или безопасное ее горение.

Не анализируя достоинства и недостатки первого способа гашения дуги, рассмотрим второй способ – компенсацию емкостного тока.

Компенсация емкостного тока позволяет эффективно бороться с ОЗЗ, так как является бесконтактным средством дугогашения.

Анализ технологических нарушений в электрических сетях, ежегодно проводимый ОАО «Фирма ОРГРЭС», не раз показывал эффективность компенсации [19]. Показателем эффективности компенсации является отношение количества замыканий на землю, не развившихся в короткие замыкания nобщ – nкз, к общему количеству замыканий, т.е.

Э_к= [(n_общ – n_кз )/ n_общ ]·100 %. (7.5)

Таким образом, эффективность компенсации емкостных токов показывает, из какого числа замыканий на землю возникает одно короткое замыкание в сети, которое будет отключено действием релейной защиты. Показатель эффективности эксплуатации сети с изолированной нейтралью относительно такой же сети с эффективным заземлением нейтрали (где n_кз = n_общ, т.е. каждое замыкание на землю отключается релейной защитой), в соответствии со статистическими данными ОАО «Фирма ОРГРЭС», составляет примерно 30%, с компенсацией емкостных токов при использовании дугогасящих реакторов со ступенчатым регулированием – 60% [19].

Преимущества правильно используемой компенсации:

- уменьшение тока через место повреждения до минимальных значений;

- ограничение перенапряжений, возникающих при дуговых замыканиях на землю, до значений 2,5 Uф при резонансной настройке;

- снижение скорости восстанавливающихся напряжений на поврежденной фазе, способствующее восстановлению диэлектрических свойств места повреждения в сети после каждого погасания перемежающейся заземляющей дуги;

- возможность длительной работы с замкнувшейся на землю фазой.

Все перечисленные преимущества компенсации имеют место только при резонансе или небольшой расстройке (1–3%).

Анализ современного состояния дел выявил некоторые негативные моменты в режиме компенсации емкостного тока[19] .

В 2015-20016г.г. ОРГРЭС провел опрос около 50 энергосистем России на предмет уровня оснащенности сетей 6-35 кВ дугогасящими реакторами. На основании сведений по 43 энергосистемам России, собранных ОРГРЭС, суммарное количество сетей (секций) 6-35 кВ на начало 2005г. в данных энергосистемах составило 25264 штуки. Следует отметить, что в настоящем статистическом исследовании данные энергосистем Москвы и С-Петербурга не рассматривались ввиду их особой специфики.

Общее количество сетей, в которых согласно п.5.11.8 ПТЭ необходимо применять компенсацию емкостного тока, составило 2632 штуки (т.е. около 10,4% от общего числа сетей). Причем в этих сетях установлено 2419 дугогасящих реакторов, что составляет 91,9% от общей потребности в них.

Из приведенной статистики видно, что практически 90% сетей 6-35 кВ в большинстве энергосистем работает с изолированной нейтралью. Из данных статистического анализа было также получено, что в сетях с компенсацией емкостного тока применяется 1986 ступенчатых дугогасящих реакторов (75,5% от общего числа ДГР) и 433 плавнорегулируемых реактора (24,5%).

Почти ¾ из установленных на сегодняшний день дугогасящих реакторов составляют ступенчатые ДГР. Из них почти 95% – это реакторы типа ЗРОМ или РЗДСОМ, которые на протяжении последних 50 лет выпускались по устаревшим ТУ только c 5-ю отпайками. Это объясняет тот факт, что в п.5.11.10 ПТЭ до сих пор допускаются настройки компенсации в абсолютных значениях тока.

В то время как, например, в Германии еще 50-е годы прошлого столетия ступенчатые дугогасящие реакторы аналогичной мощности выпускались с 16 отпайками, что позволяло их настраивать очень близко к резонансу.

Автоматическими регуляторами оснащены (находятся в работоспособном состоянии) 223 плавнорегулируемых реактора, что составляет 51,5% от потребности. Этот факт объясняется тем, что до последнего времени плунжерные реакторы типа РЗДПОМ не комплектовались автоматическими регуляторами на заводе-изготовителе. На сегодняшний день этот недостаток преодолен и все дугогасящие реакторы типа РЗДПОМ, поступающие в эксплуатацию, комплектуются автоматическими регуляторами типа Бреслер-0117.060.2 (ООО «НПП «Бреслер»)

Чуть менее 7% от обследованных плавнорегулируемых реакторов – это дугогасящие реакторы с подмагничиванием (РДП, РУОМ, РЗДУОМ).

Как показывает опыт эксплуатации, внедрение дугогасящих реакторов с подмагничиванием типа РУОМ, РОУ (Раменский завод «Энергия», «Элур») или РЗДУОМ (СКТБ «Энергоремонт») обходится в 1,5-2 раза дороже внедрения аналогичного по мощности плунжерного дугогасящего реактора типа РЗДПОМ.

При использовании в качестве плавнорегулируемого реактора с подмагничиванием типа РУОМ (РЗДУОМ, РОУ) эксплуатация постоянно сталкивается с определенными трудностями в автоматическом управлении данными реакторами.

Автоматические регуляторы реакторов типа РЗДУОМ настраивают ДГР с подмагничиванием в нормальном режиме работы сети. Основная проблема заключается в том, что в них заложен принцип регулирования по амплитудно-фазовым характеристикам контура нулевой последовательности. Известно, что реакторы с подмагничиванием имеют нелинейную зависимость тока компенсации от тока подмагничивания Iк=f(Iп), а также нелинейную вольтамперную характеристику U=f(Iк) в начальной части в районе 0,05-0,15Uф и в районе 0,9-1,1Uф [20].

Поэтому регуляторы, использующие фазовый принцип работы, неприменимы для реакторов с подмагничиванием, а могут применяться только для плунжерных реакторов, обладающих достаточной линейностью ВАХ.

В последнее время в печати ведется спор о режимах заземления нейтрали 6‑35 кВ, где авторы высказываются за ту или иную модель, излагают их плюсы и минусы.

В этом случае обращает на себя внимание активно-индуктивный способ заземления нейтрали, упомянутый авторами Г. Евдокуниным (СПбГПУ, Санкт-Петербург) [21] и И. Мироновым (Фирма «ОРГРЭС», Москва) [19], – когда параллельно плавно настраиваемому дугогасящему реактору автоматически подключается резистор на время, достаточное для срабатывания защиты от замыкания на землю.

Резистор служит для повышения активной составляющей тока КЗ. Комплексное использование достоинства этого метода позволяет определить поврежденное присоединение с помощью традиционных токовых защит. Думается, что данную систему гашения дуги ОЗЗ можно считать оптимальной. В нее входят: автоматически плавно настраиваемый дугогасящий реактор, автоматический регулятор и кратковременно подключаемый автоматически резистор. В результате достигается полная компенсация емкостного тока, используется защита от ОЗЗ, снижается количество случаев групповых отключений электродвигателей и количество одновременно отключающихся присоединений. К сожалению, этот способ пока неприменим, из-за отсутствия необходимой автоматики.

Вывод:

- в сетях 3-35 кВ с компенсацией емкостного тока замыкания на землю, рекомендуется применять плавнорегулируемые дугогасящие реакторы типа РЗДПОМ с микропроцессорными автоматическими регуляторами типа Бреслер-0117.060.2. Рассмотрим преимущества данного способа компенсации по сравнению с компенсацией, с помощью реактора РЗДСОМ со ступенчатым регулированием индуктивности.

7.4 Выбор дугогасящих реакторов и трансформаторов для их

подключения

Мощность реакторов должна выбираться по значению емкостного тока сети с учетом ее развития в ближайшие 10 лет.

Определение емкостного тока сети для выбора мощности дугогасящих реакторов производим по следующим исходным данным:

Таблица 7.1 – Длины кабельных линий по секциям, км

Таблица 7.2 – Зарядные и емкостные токи замыкания на землю, А/км

Найдем значение емкостных токов по секциям на шинах подстанции:

I_СI = 5,06·4,5 +2,65·3,4+ 5·3,2 = 47,75А,

I_СII = 5,06·4,5 + 2,65·3,4 + 4,4·3,2 = 45,86 А,

Расчетную мощность реакторов Qк (кВ∙А) определим по формуле [20]:

(7.6)

где U_ном – номинальное напряжение сети, кВ; I_с – емкостной ток замыкания на землю, А; 1,25 – коэффициент, учитывающий развитие сети в ближайшие 10 лет.

Q_КI = = 205 кВ·А.

Q_КII = 198 кВ·А.

По [20] выбираем реакторы и сносим в таблицу 2.3

Таблица 7.3 – Характеристика выбранных реакторов.

Для подключения реакторов применяются силовые трансформаторы со схемой соединения «звезда с выведенной нейтралью – треугольник».

Используя данные приведенные в литературе [17] выбираем трансформаторы для подключения дугогасящих реакторов РЗДСОМ:

I с.ш. – ТСЗ – 250/6,

Характеристики

Список файлов ВКР