Повышение эффективности управления нормальными и аварийными электрическими режимами в районах мегаполисов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат наук Воронин, Владимир Александрович

• Воронин, Владимир Александрович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Воронин, Владимир Александрович

Содержание

Введение

Глава 1. Ограничение токов КЗ и переходных восстанавливающих

напряжений

1.1. Состояние проблемы

1.2. Характеристики разрядников вакуумных управляемых (РВУ)

1.3. Принцип действия и структура СОТ-РВУ

1.4. Исследование возможности выполнения быстродействующего токового пускового органа (ТПО)

1.5. Алгоритм быстрого определения амплитуды принужденной периодической составляющей переходного тока КЗ

1.6. Методика быстрого определения амплитуды принужденной периодической составляющей переходного тока КЗ при точных значениях мгновенных отсчетов тока

1.6.1. Основные допущения и исходные условия для численного моделирования переходных процессов при КЗ

1.6.2. Основные положения методики при точных отсчетах тока КЗ

1.7. Методика определения амплитуды принужденной составляющей тока КЗ при наличии помех и влиянии насыщения трансформаторов тока.

43

1.8. Выводы

Глава 2. Уменьшение влияния токов подпитки дуги и переходных

восстанавливающих напряжений в неполнофазных режимах ВЛ СВН

2.1. Постановка задачи

2.2. Выбор компенсационных (нулевых) реакторов

2.3. Методика расчетов тока подпитки дуги и восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги. Определение времени бестоковой паузы ОАПВ

2.3.1. Методика расчетов

2.3.2. Расчеты параметров токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на отключенной фазе при ОАПВ, времени гашения дуги и необходимой паузы ОАПВ

2.4. Оценка максимальных перенапряжений на отключенной фазе В Л в паузе ОАПВ при резонансных длинах ВЛ с учетом короны на проводах

2.5. Особенности гашения дуги подпитки на В Л с четырехлучевыми реакторами

2.6. Опытные данные успешного ОАПВ на BJ1 750 кВ Калининская АЭС - ПС Белозерская (Череповецкая)

2.7. Выводы

Глава 3. Оценка эффективности мероприятий по исключению влияния апериодической составляющей в токе выключателей

3.1. Постановка задачи

3.1.1. Составление расчетных схем и выбор расчетных коммутаций

3.1.2. Расчеты электромагнитных переходных процессов при коммутации линейных выключателей

3.1.3. Методика формирования расчетных моделей

3.2. Расчеты электромагнитных переходных процессов в схеме электропередачи 750 кВ Калининская АЭС - Грибово

3.3. Одностороннее включении в цикле ТАПВ без дополнительных мер

3.4. Управление моментом включения выключателя

3.5. Отключение ШР в цикле АПВ

3.6. Предвключение резисторов

3.7. Совместное применение отключения ШР в паузу АПВ и предвключения резисторов

3.8. Управление моментом отключения неповрежденных фаз BJ1

3.9. Выводы

Глава 4. Принципы автоматического ограничения перегрузки оборудования (АОПО)

4.1. Состояние проблемы

4.2. Принципы автоматического ограничения перегрузки линий (АОПЛ)

4.2.1. Назначение и основные принципы реализации АОПЛ

4.2.2. Особенности технологического алгоритма АОПЛ

4.2.3. Принципы фиксации перегрузки трансформаторов тока и высокочастотных заградителей

4.2.4. Выбор управляющих воздействий

4.3. Принципы автоматического ограничения перегрузки трансформатора (АОПТ)

4.3.1. Назначение АОПТ

4.3.2. Основные принципы реализации АОПТ

4.3.3. Особенности технологического алгоритма АОПТ

4.3.4. Реализация управляющих воздействий

4.4. Примеры проектных решений по реализации АОПЛ

4.5. Выводы

Заключение

Список литературы

Приложение 1. Результаты расчетов токов КЗ для ПС «Радищево»

Приложение 2. Расчеты тока подпитки дуги, восстанавливающегося напряжения и требуемого времени паузы ОАПВ

Приложение 3. Принципы фиксации нагрева провода

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности управления нормальными и аварийными электрическими режимами в районах мегаполисов»

Введение

Актуальность работы. Обеспечение надежности и устойчивости работы ЕЭС России в целом, объединенных и отдельных энергосистем, и в том числе, энергосистем мегаполисов в определяющей мере связано с эффективностью управления их электрическими режимами в нормальных и аварийных режимах [1^7].

Особенности современного развития энергосистем мегаполисов характеризуются на примере Московской энергосистемы [8] большой концентрацией генерирующих мощностей и электрической нагрузки на сравнительно небольшой территории; недостаточной пропускной способностью системообразующих и распределительных сетей, ограниченной условиями токовой загрузки связей; необходимостью компактного исполнения объектов электрических сетей вследствие высокой стоимости земли; эксплуатацией оборудования практически на каждой из подстанций Московского региона, выработавшего нормативный ресурс. Эти особенности Московской энергосистемы и определяют основные проблемы функционирования («узкие места»), которые в перспективе с ростом электропотребления и нагрузки в Московской энергосистеме, вводом новых генерирующих мощностей на электростанциях как в г. Москве, так и в Московской области, увеличением плотности застройки будут существенно усугубляться.

К таким проблемам относятся: повышенная загрузка автотрансформаторов 500/220, 500/110 кВ Московского кольца; повышенная загрузка ряда кабельных и воздушных линий электропередачи и трансформаторов сети 220-110 кВ; высокий уровень токов короткого замыкания (ТКЗ); возникновение перегрузок в сетях всех напряжений при отключении элементов сети 500 кВ; потребность в координации управления напряжением и реактивной мощностью.

Как показали исследования и расчеты режимов на перспективу до 2020г. в Московской энергосистеме имеется значительное число подстанций

[8], у которых ТКЗ на шинах превышают номинальные токи отключения выключателей или будут превышать их в ближайшем будущем. Поэтому в настоящее время проблема принудительного ограничения растущих ТКЗ в крупных энергосистемах мегаполисов из-за значительного роста энергопотребления и развития сетей 110/220_кВ является одной из наиболее актуальных.

В последние годы проблемы компенсации реактивной мощности, связанные с обеспечением ограничения недопустимых уровней напряжения на линиях электропередачи сверхвысокого напряжения (СВН) 500 кВ и выше и в прилегающих к ним сетях, существенно обострились. Практические решения этой проблемы привели к целесообразности установки в сетях СВН дополнительных шунтирующих реакторов (ШР) в качестве средств поперечной компенсации избыточной реактивной мощности воздушных линий (ВЛ) электропередачи СВН. Вместе с тем при установке ШР линии электропередачи переходят из режима недокомпенсации практически в режим 100%-ной компенсации зарядной мощности линии, что связано с возникновением резонансных перенапряжений при неполнофазных режимах работы (например, в цикле однофазного автоматического повторного включения - ОАПВ). Кроме того, в неполнофазных режимах электростатическая (ёмкостная) связь и электромагнитная (индукционная) связь отключённой фазы ВЛ с её неповреждёнными фазами, оставшимися под рабочими напряжением и током, создают в дуговом канале отключённой фазы ток подпитки, который препятствует быстрой деионизации дугового канала. Время горения дуги подпитки возрастает с увеличением амплитуды тока подпитки и скорости восстановления напряжения. Для устранения резонансных перенапряжений, а также для исключения влияния тока подпитки дуги в подобных режимах могут быть приняты различные меры, одной из которых является установка так называемых четырёхлучевых реакторов, состоящих из ШР и компенсационного реактора (КР), включаемого в общую нейтраль группы из трёх однофазных ШР [9, 10].

Вместе с тем использование ШР для компенсации реактивной мощности определило возникновение проблемы обеспечения функционирования линейных элегазовых выключателей. В последние годы в электрических сетях ОАО «ФСК ЕЭС» зафиксирован ряд серьёзных аварийных разрушений элегазовых выключателей автокомпрессионного типа на подстанциях (ПС) напряжением 500 - 750 кВ при инициализации отключения этих выключателей [11]. В связи с выявленными повреждениями элегазовых выключателей в сетях ЕНЭС (Единой национальной электрической сети) 500 - 750 кВ необходимой частью всех проектных проработок для такого класса напряжений стали исследования и предложения для исключения влияния апериодической составляющей в токе выключателя [12]. Необходимость и обязательность выполнения такого рода проектных обоснований привела к разработке в 2012г. ФГБОУ ВПО «Новосибирский государственный технический университет» стандарта организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Методики расчета и выбора средств, обеспечивающих отключение элегазовых выключателей при коммутациях линий электропередачи и сборных шин, оснащенных шунтирующими реакторами» [13].

К наиболее актуальным технологическим проблемам в области проектирования противоаварийной автоматики (ПА), в особенности для распределительной сети 110 кВ Московской энергосистемы [14] относится проблема возникновения перегрузок линий электропередачи. Эта проблема одна из наиболее характерных и тяжёлых проблем развития энергосистем мегаполисов и связана с возникновением перегрузок в сетях всех напряжений, чаще всего в ремонтных схемах и при аварийных отключениях элементов сети 500 кВ, когда электрическая нагрузка потребителей ложится на оставшееся в работе оборудование. При этом в результате перераспределения перетоков мощности значение токов в ряде линий может превысить длительно допустимое значение тока в 2,5 — 3 раза. Если отключать в таких случаях перегруженную линию, её нагрузка ляжет на другие связи и обусловит возможность возникно-

вения их перегрузок и последующего отключения, что может привести в дальнейшем к каскадному развитию аварии.

Решение указанных проблем связано с необходимостью разработки комплекса системных решений для организации энергоснабжения, связанных, в том числе, с совершенствованием систем управления в нормальных и аварийных режимах. Возможность совершенствования систем управления определяется в большой мере достижениями последних десятилетий в области силовой электроники и преобразовательной техники, компьютерных и коммуникационных технологий.

Целью работы является исследование и разработка методов и средств повышения эффективности управления нормальными и аварийными электрическими режимами в районах мегаполисов.

Основные задачи, решаемые в работе. Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие основные задачи:

1. Исследование возможности быстродействующего определения амплитуды переходного тока КЗ, в том числе, при наличии помех и влиянии насыщения трансформаторов тока.

2. Исследование, разработка и реализация системы ограничения ТКЗ и переходных восстанавливающих напряжений с использованием вакуумных управляемых разрядников.

3. Анализ методов и средств уменьшения влияния токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги.

4. Анализ опытных данных успешного ОАПВ на В Л 750 кВ Калининская АЭС - ПС Белозерская (Череповецкая).

5. Исследования электромагнитных переходных процессов при КЗ и коммутациях выключателей в схеме электропередачи 750 кВ Калининская АЭС - ПС Грибово.

6. Совершенствование алгоритмов автоматики ограничения перегрузки линии электропередачи.

Основные методы научных исследований. Для решения поставленных задач использовались методы теории электротехники, электромагнитных переходных процессов в электроэнергетических системах (ЭЭС), математического, физического и физико-математического моделирования с применением программно-аппаратного комплекса для исследования и наладки устройств релейной защиты и автоматики (УРЗА) типа ОЯТ8 66.

Научную новизну работы представляют:

1. Алгоритм и методика быстрого определения амплитуды принужденной периодической составляющей переходного ТКЗ, обеспечивающие повышение точности расчетов в условиях влияния помех и насыщения трансформаторов тока.

2. Способ ограничения ТКЗ и переходных восстанавливающих напряжений (ПВН), основанный на использовании вакуумных управляемых разрядников.

3. Результаты исследований электромагнитных переходных процессов при коротких замыканиях и коммутациях выключателей в схемах электропередачи 750 кВ Калининская АЭС - ПС Грибово, Калининская АЭС - ПС Белозерская.

4. Усовершенствованный алгоритм автоматики ограничения перегрузки линии электропередачи с косвенным расчетным методом определения температуры провода ВЛ.

Достоверность и обоснованность полученных результатов определяются корректностью принятых допущений, использованием методов классической теории электрических цепей и теории электромагнитных переходных процессов в электроэнергетических системах, сходимостью результатов, полученных аналитическими методами, с данными исследований на физических и математических моделях, а также натурных испытаний, в том числе, с результатами исследований других авторов, опубликованными в литературных источниках.

Практическую ценность работы представляют:

1. Разработанная система ограничения ТКЗ и ПВН на базе вакуумных управляемых разрядников (СОТ-РВУ), экспериментальный образец которой подготовлен для установки в опытную эксплуатацию на пилотном объекте Магистральных электрических сетях (МЭС) Центра.

2. Методика расчетов токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги, определения времени бестоковой паузы ОАПВ, которая может быть использована как в практике проектирования, так и при научных исследованиях объектов высокого и сверхвысокого напряжения.

3. Результаты исследований электромагнитных переходных процессов при коротких замыканиях и коммутациях выключателей в схемах электропередачи 750 кВ Калининская АЭС - ПС Грибово, Калининская АЭС - ПС Белозерская, позволяющие уточнить методику проектирования схем выдачи мощности энергообъектов и состава их первичного электрооборудования.

4. Алгоритм функционирования автоматики ограничения перегрузки линии электропередачи, обеспечивающий повышение эффективности проти-воаварийного управления электрическими режимам в районах мегаполисов, который может быть использован при совершенствовании проектных решений и разработке программно-технических средств противоаварийного управления.

Внедрение результатов исследований. Результаты выполненных исследований и разработок использованы в составе проектных и научно-исследовательских работ ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ», а именно:

1. Методика расчетов токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги, определения времени бестоковой паузы ОАПВ; результаты исследований

электромагнитных переходных процессов при коротких замыканиях и коммутациях выключателей в схемах линий электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения; усовершенствованный алгоритм автоматики

ограничения перегрузки линии электропередачи использованы с 2009г. при проектировании объектов высокого и сверхвысокого напряжения, в том числе, «ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Грибово».

2. Разработка системы ограничения ТКЗ и ПВН на базе вакуумных управляемых разрядников 110-220 кВ (СОТ-РВУ) выполнена совместно с ФГУП ВЭИ в рамках выполнения программы НИОКР ОАО «ФСК ЕЭС» на 2010-2013г.г.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Алгоритм и методика быстрого определения амплитуды принужденной периодической составляющей переходного ТКЗ, обеспечивающие повышение точности расчетов в условиях влияния помех и насыщения трансформаторов тока.

2. Результаты исследований и разработки системы ограничения ТКЗ и ПВН с использованием вакуумных управляемых разрядников (СОТ-РВУ) 110-220 кВ.

3. Результаты анализа методов и средств уменьшения влияния токов подпитки дуги и восстанавливающихся напряжений на отключенной фазе ВЛ после погасания дуги.

4. Результаты исследований электромагнитных переходных процессов при коротких замыканиях и коммутациях выключателей в схемах линий электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения (ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Грибово, Калининская АЭС - ПС Белозерская).

5. Усовершенствованный алгоритм функционирования автоматики ограничения перегрузки линии электропередачи с косвенным расчетным методом определения температуры провода ВЛ.

Личный вклад автора. Приведенные в диссертации результаты являются составной частью научно-исследовательских, опытно-конструкторских и проектных работ, выполненных в ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРО-ЕКТ» под руководством и при участии автора в рамках комплексных и инвестиционных программ электросетевого комплекса РФ, а также ряда инициа-

тивных работ. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, разработка теоретических и методических положений, физических и математических моделей и методов, обобщение результатов и рекомендации по применению предложенных решений.

Апробация результатов исследований. Материалы исследований докладывались и обсуждались на российских и международных конференциях, в том числе, на: международном специализированном семинаре «Электрические сети России 2008», ВВЦ (Москва, 2008г.); юбилейной конференции к 45-летию ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» (Москва, 2008г.); VI международной научно-технической конференции «Энергосбережение в электроэнергетике и промышленности» (Москва, 2010г.); юбилейной конференции к 50-летию ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» (Москва, 2012г.); 1-ой конференции ОАО «Российские сети» и Российской академии наук - «Энергия единой сети» (Санкт-Петербург, 2013г.).

Публикации. По результатам исследований опубликовано 30 работ, в том числе 7 научных статьей в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень рекомендуемых изданий ВАК РФ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 84 наименований и 3 приложений. Основной текст включает 148 стр., 39 илл.

Глава 1. Ограничение токов КЗ и переходных восстанавливающих напряжений.

1.1. Состояние проблемы

Развитие мегаполисов привело к значительной концентрации энергопотребления на небольших площадях. Для удовлетворения потребностей в электроэнергии вводятся новые генерирующие мощности, узлы распределения и линии электропередачи, что приводит к значительному росту токов коротких замыканий (ТКЗ) в сети.

Таким образом, проблемы электроснабжения мегаполисов характеризует следующее:

- увеличение генерирующих мощностей и усиление электрических

связей;

- повышение надежности электроснабжения потребителей при росте уровня ТКЗ;

- трудности координации уровня ТКЗ с параметрами коммутационного оборудования.

Так в настоящее время в Москве и Московской области существуют подстанции, у которых величины ТКЗ на шинах превышают номинальные токи отключения выключателей или будут превышать эти значения в ближайшем будущем. Проведенные расчеты ТКЗ на период до 2015г. с перспективой до 2020г. [8,15] показали, что в полностью замкнутой электрической сети Московской энергосистемы значения токов коротких замыканий (КЗ) на шинах 110-220 кВ крупных станций, подстанций увеличатся до 120-140 кА.

Номинальные токи отключения (отключающая способность) выпускаемых промышленностью выключателей не превышают 63 кА. При этом на многих энергообъектах выключатели имеют номинальный ток отключения 40 кА и менее.

Поэтому в настоящее время проблема принудительного ограничения растущих ТКЗ в крупных энергосистемах мегаполисов из-за значительного роста энергопотребления и развития сетей 110/220 кВ является одной из наиболее актуальных.

Для координации ТКЗ могут использоваться [16]:

- оптимизация структуры сети и ее параметров (схемные решения)

- переход на новую ступень по параметрам коммутационных аппаратов;

- стационарное и автоматическое (аварийное) секционирование сети;

- опережающее деление сети (ОДС);

применение токоограничивающих реакторов (ТОР) и токоограничивающих устройств (ТОУ).

Ограничение роста уровня токов КЗ для вновь строящихся энергообъектов может быть достигнуто оптимизацией структуры и параметров электрических сетей и генерирующих мощностей станций.

При реконструкции существующих энергосистем ограничение уровня их ТКЗ возможно при наличии комплекса указанных технических решений.

Замена выключателей на новые, с большим номинальным током отключения, является весьма дорогостоящей мерой и в ряде случаев может позволить решить проблему. При этом для некоторых типов выключателей должны быть учтены условия возникновения переходного восстанавливающегося напряжения (ПВН) на контактах выключателя-второго параметра (наряду с номинальным током отключения), определяющего отключающую способность выключателя [17].

ПВН - это напряжение на контактах полюса выключателя, возникающее непосредственно после погасания дуги тока КЗ, которое является важнейшим фактором, характеризующим условия отключения КЗ.

Определение ПВН является необходимым действием при проектировании электрических сетей на этапе выбора высоковольтных выключателей, а также для оценки условий работы уже установленных

выключателей при значительных изменениях в прилегающей сети.

Для обеспечения работоспособности выключателей при коротких замыканиях ПВН на контактах выключателя не должно превышать нормированной граничной линии ПВН (рис. 1.1), где приводятся нормированные линии ПВН для нескольких значений отключаемых токов (.1ОН=1,0 10Н0М\ 1ОН=0,610Н0М\ 1ОН=0,3 10 ном; 1ОН=0,1 1оном). Так как отключаемый ток в сети 1отк не совпадает с приводимыми в токами /0 „, то для сравнения рассчитанных ПВН выбираются нормированные ПВН, построенные для ближайшего 1о.н, удовлетворяющего условию 10 н> 1отк [17].

Вместе с тем планы по реконструкции (в том числе, по замене выключателей) не соответствуют темпам роста ТКЗ. Кроме того, согласно расчетам с перспективой до 2020г. на наиболее крупных объектах 220 кВ даже установка выключателей с номинальным током отключения 80 кА окажется неэффективной.

Мероприятия, связанные с секционированием и опережающим делением сети, могут быть довольно эффективными, но они, как правило, связаны с увеличением потерь в сети, с ослаблением резервирования, снижением надежности функционирования системы электроснабжения. Кроме того, с развитием сети они становятся недостаточными.

Существуют и другие, требующие значительных материальных затрат меры, например, использование токоограничивающих устройств (ТОУ) [18], которые должны удовлетворять следующим требованиям:

- возможность ограничения тока КЗ и переходных восстанавливающих напряжений (ПВН);

- высокое быстродействие при включении и отключении (до единиц

мс);

- стабильные характеристики, отсутствие влияния на нормальный режим работы сети (на уровень напряжений);

- отсутствие нелинейных искажений в нормальном режиме работы

сети;

многоразовое автоматическое «включение» при КЗ и «отключение»после устранения КЗ;

- возможность интеграции в схему сети в качестве сетевого элемента и своими элементами управления в общую систему управления и защиты. и,кУ

О 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250275 300 325 350 375 400 425 450 475 500 525 ¿US

Рис. 1.1. Нормированные характеристики ПВН для выключателей с номинальным напряжением 220 (линии 1-4) и 110 кВ (линии 5-8) по ГОСТ Р 62565-2006 при отключении нормированного тока : Io.h = Io.hom (ЛИНИИ 1,5), Io.„ = 0,6 10 ном (ЛИНИИ 2,6), Io.h = 0,3Io.hom (ЛИНИИ 3,7), IO H = 0,1 1ОНом (ЛИНИИ 4,8)

Однако известные ТОУ имеют большие габариты, «привязаны» к топологии сети, что при ее изменении требует корректировки их расстановки, а также имеют значительное потребление мощности в нормальном режиме и могут оказывать влияние на неблагоприятное увеличение скорости переходного восстанавливающего напряжения (ПВН) при отключении

выключателя. Эти недостатки существенно ограничивают эффективность их применения в крупных энергосистемах. Кроме того в условиях плотной застройки мегаполисов, как правило существует острый дефицит в свободной земельной площади.

1.2. Характеристики разрядников вакуумных управляемых (РВУ)

Новое направление по применению управляемых токоограничивающих устройств (ТОУ), связано со значительным прогрессом в развитии импульсных технологий и появлением мощных коммутационных аппаратов на базе разрядников вакуумных управляемых [19-^22].

ТОУ на основе РВУ оказывают незначительное влияние на нормальные режимы и способны быстро снизить проходящий ток при своей работе. Эти устройства только начинают применяться, в основном, в сети НН и СН, но это рациональное решение проблемы снижения токов КЗ является перспективным и разработки ТОУ ведутся широким фронтом, с использованием разнообразных принципов действия.

В качестве одного из вариантов ТОУ ОАО «Институт «Энергосетьпроект» совместно с ФГУП «ВЭИ» в рамках инновационной программы ОАО «ФСК ЕЭС» выполнил разработку «Системы ограничения токов КЗ и переходных восстанавливающихся напряжений в сетях 110-220 кВ на основе вакуумных управляемых разрядников» (СОТ-РВУ).

РВУ представляют собой безнакальный трехэлектродный герметизированный прибор с давлением остаточных газов (не более 10"4 Па). Основным элементом РВУ является электродная система, содержащая два основных и один управляющий электроды. Электродная система размещается в герметизированном корпусе отпаянной конструкции, который выполняет также функции изолятора. Управляющий электрод устанавливается на одном из основных электродов и отделяется от него с помощью диэлектрической вставки. Комбинация управляющего электрода с диэлектрической вставкой называется узлом запуска. Расстояние между основными электродами всегда

фиксировано и определяется требуемой электрической прочностью вакуумного промежутка. Разрядник содержит также экранную систему, которая защищает внутренние стенки корпуса от металлизации продуктами эрозии основных электродов. Включение РВУ осуществляется подачей пускового импульса напряжения на управляющий электрод.

Перспективы использования РВУ обусловлены такими их преимуществами по сравнению с другими типами коммутирующих устройств, как способность работать в широком диапазоне рабочих напряжений и токов без изменения времени запаздывания включения, высокой стойкостью к аварийным воздействиям и сравнительно низкой стоимостью по сравнению газоразрядными и полупроводниковыми приборами [19-К22]. Выбор конструктивного исполнения РВУ и его рабочие параметры (напряжение, ток, коммутируемый заряд и срок службы) зависит от параметров коммутируемого тока, и определяются воздействием сильноточного разряда на основные и вспомогательные электроды.

Предлагаемая система ограничения токов короткого замыкания и переходных восстанавливающих напряжений (СОТ РВУ) основана на использовании вакуумных управляемых разрядников (РВУ) [23-К31]. Соответствующий набор разрядников должен подключаться к шинам, у присоединений которых требуется ограничение токов КЗ.

Сущность функционирования СОТ-РВУ заключается в том, что если при КЗ на присоединении зафиксирован «опасный» ток, пусковое устройство осуществляет быстрое включение (единицы мкс) РВУ, в результате чего происходит перераспределение ТКЗ между местом КЗ и местом включения РВУ и снижение уровня ПВН на выключателе, т.е. обеспечиваются условия для отключения тока выключателем. После отключения выключателей присоединения разрядники должны отключаться и таким образом осуществляется полный цикл отключение КЗ.

Благодаря тому, что время поджига разрядников (время пробоя разрядника и время срабатывания блока поджига) не превышает 1 мс,

появляется возможность по ограничению динамического воздействия ударного ТКЗ на оборудование присоединения. Для этого пусковое устройство (управления разрядниками) должно выявить опасный ТКЗ и сформировать команду на поджиг РВУ за время не более, чем за 2-Змс.

1.3. Принцип действия и структура СОТ-РВУ

Таким образом СОТ- РВУ должен обеспечивать выполнение следующих основных требований [29]:

• быстрое снижение ТКЗ в поврежденном присоединении до уровня, при котором возможно его отключение выключателями этого присоединения;

• отсутствие влияния на электрическую сеть в нормальном режиме;

• размеры такого токоограничивающего устройства должны быть как можно меньше.

При анализе были приняты необходимые технические решения для системы ограничения ТКЗ: разработана общая логическая схема системы, произведена оценка работоспособности, разработаны и обоснованы технические предложения по составным частям СОТ-РВУ [30].

Разрабатываемая система СОТ-РВУ состоит из следующих основных

частей:

• высоковольтный быстродействующий коммутатор (ВБК);

• система управления ВБК (СУ ВБК);

• токовый пусковой орган (ТПО);

• системный блок управления (СБУ).

ВБК представляет собой конструкцию из

последовательно/параллельно соединенных РВУ (рис. 1.2) вместе со своими блоками поджига (БП). В общем случае РВУ группируются в две параллельные ветви. Одна из них коммутирует линию при отрицательной полуволне тока, другая - при положительной. Для системы на 110 кВ

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Воронин, Владимир Александрович, 2014 год

Список литературы

1. Дьяков А.Ф., Окин A.A., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощнымиэнергообъединениями. - М.: Изд. МЭИ, 1996.

2. Федосеев A.M. Релейная защита электроэнергетических систем. Релейная защита сетей. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

3. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. - М.: Энергоатомиздат, 1988.

4. Портной М.Г., Рабинович P.C. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости. - М.: Энергия, 1978.

5. Иофьев Б.И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. - М.: Энергия, 1974.

6. Шалин А.И. Надежность и диагностика релейной защиты энергосистем: Учеб.пособие. - Новосибирск: Изд. НГТУ. - 2003.

7. Иофьев Б.И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. - М.: Энергия, 1974.

8. Утц H.H., Агеева Е.В., Гладышева Т.Д., Дунаева В.В., Основская И.И. Развитие электроэнергетики Московского региона на период до 2020г./ Электрические станции, 2012, № 5,- с.20-31.

9. Процессы при однофазном автоматическом повторном включении линий высоких напряжений/ H.H. Беляков, К.П. Кадомская, M.JI. Левинштейн и др.; Под ред. М.П. Левинштейна. М.: Энергоатомиздат, 1991.

10. Knudsen N. Single-phase switching of transmission lines using reactors for extinction of the secondary arc./CIGRE, 1962, Rep. №310.

11. Наумкин И.Е., Сарин Л.И., Черезов A.B., Горюшин Ю.А., Гусев С.И., Иваницкий Ю.М. Обеспечение работоспособности линейных элегазовых выключателей при отключении тока с большой апериодической составляющей/Энергоэксперт, 2012, № 3, - с. 60-67.

12. ВJI 750 kB Калининская АЭС-Грибово с расширением ПС 220 кВГрибово. Проектная документация. Специальные расчеты режимов ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Грибово при одностороннем включении и в цикле ТАПВ. Пояснительная записка Л7501940-496- 12-т1, Том 33, ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЫТРОЕКТ», 2009.

13. Методики расчета и выбора средств, обеспечивающих отключе-ниеэлегазовых выключателей при коммутациях линий электропередачи и сборных шин, оснащенных шунтирующими реакторами (Приложение 1 к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС» от 10.12.2012 № 838р).

14. Брухис Г.Л. Проблемы проектирования протвоаварийной автоматики/Релейщик, 2009, № 2, с. 38-40.

15. Шульгинов Н.Г., Кучеров Ю.Н., Чемоданов В.И., Утц H.H., Ярош Д.Н. Перспективы развития высоковольтных сетей на примере Московского региона //Электроэнергия. Передача и распределение, 2011, №6(9), - с. 66-75.

16. Указания по ограничению токов короткого замыкания в сетях напряжением 110 кВ и выше. СПО «ОРГРЭС», 1976.

17. Выключатели переменного тока на напряжения от 3 до 750 кВ. Общие технические условия.ГОСТ Р 52565-2006.

18. Ковалев В.Д., Ивакин В.Н. Применение токоограничивающих устройств в высоковольтных электрических сетях//Электро, 2009, №2,- с. 813.

19. Алферов Д.Ф., Белкин Г.С., Будовский А.И., Иванов В.П., Сидоров В.А., Дорф Г.Л. Применение быстродействующих управляемых коммутирующих устройств в электроэнергетике// Электричество, 1998, №7, -с. 2-8.

20. D.F. Alferov, V.A. Sidorov. Development of a High-Current Vacuum Arc in a Rod Electrode System, High Temperature 39 (2001) 801-808.

21. Алферов Д.Ф., Иванов В.П., Сидоров B.A. Управляемые вакуумные разрядники: основные свойства и применение//ЭЛЕКТРО, 2002, №2, - с. 31-37.

22. Алферов Д.Ф., Бунин P.A., Евсин Д.В., Сидоров В.А. Новые типы управляемых вакуумных разрядников для применения в высоковольтных распределительных сетях//Энергоэксперт, 2013, №1 (36), - с. 38-42.

23. Патент РФ №2366055. Способ защиты высоковольтного оборудования от токов короткого замыкания// Воронин В.А., Любарский Д.Р., Подъячев В.Н. Опубл. 27.08.2009 Бюл. №24.

24. Воронин В.А., Дмитриев К.С., Иванов И.А., Косолапов A.M., Любарский Д.Р. Ограничение токов КЗ и переходных восстанавливающихся напряжений в сетях 110-220 кВ//Электрические станции, 2012. № 5, - с. 5054.

25. Дмитриев К.С., Иванов И.А., Воронин В.А., Косолапов A.M., Любарский Д.Р. Система ограничения токов КЗ и переходных восстанавливающих напряжений в сетях 110-220 кВ// Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы: сб. науч. тр./ под ред. Д.Р. Любарского, В.А. Шуина/ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬ-ПРОЕКТ». -Иваново: ПресСто, 2012, с. 350-359.

26. Акинин A.A., Воронин В.А., Иванов И.А., Косолапов A.M., Любарский Д.Р., Марусов Н.Л. Ограничение токов короткого замыкания в электрических сетях 110-220 кВ// Энергоэксперт, 2013, № 1(36), - с. 34-37.

27. Патент РФ №132267. Устройство ограничения токов короткого замыкания и переходных восстанавливающихся напряжений в электрических сетях высокого напряжения/ Воронин В.А., Иванов И.А., Косолапов С.В., Любарский Д.Р. Опубл. 20.03.2013, Бюл. №8.

28. Акинин A.A., Воронин В.А., Иванов И.А., Косолапов A.M., Любарский Д.Р, Марусов Н.Л. Ограничение токов короткого замыкания в электрических сетях 110-220 кВ на базе вакуумных управляемых разрядни-ковЮнергия единой сети, декабрь 2013 - январь 2014. № 6(11), - с. 64-69.

29. Разработка, изготовление и испытания экспериментального образца системы ограничения токов КЗ и переходных восстанавливающихся напряжений в сетях 110-220 кВ на основе вакуумных управляемых разрядни-

ков.Этап 1. Технические требования к СОТ-РВУ 110 кВ//Отчет по НИОКР, ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ», инв. №307тм-т1, М., 2010.

30. Разработка, изготовление и испытания экспериментального образца системы ограничения токов КЗ и переходных восстанавливающихся напряжений в сетях 110-220 кВ на основе вакуумных управляемых разрядни-ков.Этап 2. Разработка технического предложения по созданию экспериментального образца СОТ-РВУ для выбранного пилотного объектаЕНЭС//Отчет по НИОКР, ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ», инв. №307тм-т4, М., 2011.

31. Разработка, изготовление и испытания экспериментального образца системы ограничения токов КЗ и переходных восстанавливающихся напряжений в сетях 110-220 кВ на основе вакуумных управляемых разрядни-ков.Этап 4. Разработка технического проекта СОТ-РВУ 110 кВ//Отчет по НИОКР, ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ», инв. №307тм-т9, М., 2012.

32. IEC 60044-8 (2002-07) Ed. 1.0 Englishlnstrumenttransformers - Part 8: Electroniccurrenttransformers. (Измерительныетрансформаторы - Часть 8:Электронные трансформаторы тока).

33. Дмитриев К.С. Оценка мешающего влияния апериодической составляющей переходного тока КЗ на параметры вектора первой гармоники принужденной составляющей тока, определяемые разложением в ряд Фурье// Электричество, 2005, №4, -с. 9-14.

34. Стандарт IEEE. Общий формат обмена данными переходного процесса в энергетических системах (COMTRADE). IEEEC37.111-1991.

35. Программа BBVIEW. Руководство пользователя. - М.: НТЦ «ГОСАН», 2000.

36. Хемминг Р.В. Численные методы (для научных работников и инженеров).- М.: Изд-во «Наука», 1972.

37. Введение в цифровую фильтрацию./Под ред. Р. Богнера и А. Константинидиса. - М.: Изд-во «МИР», 1976.

38. Трансформаторы тока. Общие технические условия. ГОСТ 77462001.

39. Рашкес B.C. Обобщение эксплуатационных данных эффективности ОАПВ BJ1 СВН и опытные данные времени гашения дуги подпит-ки//Электрические станции, 1989, №3, - с. 65-72.

40. Knudsen N. Single-phase switching of transmission lines using reactors for extinction of the secondary arc./CIGRE, 1962, Rep. №310.

41. Воронин В.А. Системные проблемы проектирования сетей СВН и энергоснабжения районов мегаполисов// Энергия единой сети, декабрь 2013-январь 2014, № 6/11, - с. 6-13.

42. Воронин В.А. Проблемы проектирования энергоснабжения районов мегаполисов// Электрические станции, 2014. № 2, - с. 43-50.

43. Воронин В.А. Уменьшение влияния токов подпитки дуги и переходных восстанавливающих напряжений в неполнофазных режимах BJ1 СВН// Электротехника, 2014. № 5, - с. 9-15.

44. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/Под ред. И.А. Баумштейна и С.А. Бажанова.- М.: Энергоатомиздат, 1990.

45. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 11. Расчет токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики. -М.: Энергия, 1979.

46. РД 153-34.3-35.125-99. Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений./Под научной редакцией H.H. Тиходеева. - 2-е изд. - Санкт-Петербург: ПЭИПК Минтопэнерго РФ, 1999.

47. Качесов В.Е., Качесов Д.В. Резонансные перенапряжения в неполнофазных режимах в поперечно компенсированных ЛЭП СВН// Электротехника, 2012. №3, - с. 44-50.

48. Кадомская К.П., Качесов В.Е., Шевцов Г.П. Способы гашения дуги подпитки в режиме паузы ОАПВ одноцепных воздушных линий повышенной пропускной способности//Изв. Вузов. Энергетика, 1987, №7.

49. Качесов В.Е. О перспективах применения управляемых реакторов в цикле ОАПВ линий электропередачи сверхвысокого напряженияЮлектричество, 2005, №12, - с.2-13.

50. Брянцев A.M., Долгополов А.Г., Лурье А.И., Базылев Б.И., Уколов C.B.,3айцев А.И., Соколов Ю.В., Ахметжанов Н.Г. Впервые в сети 500 кВ введен в эксплуатацию новый управляемый шунтирующий реактор мощностью 180 МВАЮлектричество, 2006, №8, с.65-68.

51. Дмитриев М.В., Евдокунин Г.А. и др. Коммутации высоковольтных ВЛ и воздействия на выключатели//Новости Электротехники, 2008, №3(51), с.64-68.

52. Кадомская К.П. Высоковольтные ВЛ. Эффективность и управляемость шунтирующих реакторов//Новости ЭлектроТехники, 2008, №3(51), с.70-71.

53. Базавлук A.A., Кадомская К.П., Лавров Ю.А. Об эксплуатации подстанций и линий электропередачи высокого напряжения, оснащенных шунтирующими реакторами//Электро, 2009, №6, с.36-40.

54. Евдокунин Г.А., Дмитриев М.В., Гринев Н.В. Апериодические токи В Л 500-750 кВ с шунтирующими реакторами//Новости ЭлектроТехники, 2012, №4(76), с.28-32.

55. Долгополов А.Г., Кондратенко Д.В., Дмитриев М.В., Евдокунин Г.А., Шескин Е.Б. Однофазное автоматическое повторное включение на линиях с управляемым шунтирующим реактором//Энергетик, 2012, №4, с. 1924.

56. Дмитриев М.В. Методика выбора мероприятий по борьбе с апериодическими токами ВЛ 500-750 кВ//Новости ЭлектроТехники, 2012, №5(77), с.62-64.

57. Методики расчета и выбора средств, обеспечивающих отключение элегазовых выключателей при коммутациях линий электропередачи и сборных шин, оснащенных шунтирующими реакторами (Приложение 1 к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС» от 10.12.2012 № 838р).

58. Барзам А.Б. Системная автоматика. - 3-е изд., перераб. - М., Энергия, 1973.

59. Автоматика электроэнергетических систем: Учеб.пособие для вузов / О.П. Алексеев, В.Е. Казанский, B.JI. Козис и др. // Под ред.

B.JI. Козиса и Н.И. Овчаренко. - М.: Энергоиздат, 1981.

60. Беркович М.А., Гладышев В.А., Семенов В.А. Автоматика энергосистем. - М.: Энергоиздат, 1985.

61. Окин A.A., Семенов В.А. Противоаварийное управление в ЕЭС России / Под ред. А.Ф. Дьякова. - М.: Изд. МЭИ, 1996.

62. Предварительные итоги разработки многофункциональных микропроцессорных устройств противоаварийной автоматики / Г.Л. Брухис, И.З. Глускин, Б.И. Иофьев, Д.Р. Любарский, Л.Н. Чекаловец// Опыт разработки, внедрения и эксплуатации устройств защиты и автоматики на микроэлектронной основе с использованием микропроцессорной техники: Тез.докл. - М.: Союзтехэнерго, 14-18 мая 1989 г., с. 47-50.

63. Иофьев Б.И., Семенов В.А. Структуры противоаварийной автоматики крупной электроэнергетической системы. - Энергетик. - 2005. -№ 3. - с. 5-7.-№5.с. 20-23.

64. Любарский Д.Р. Повышение устойчивости функционирования устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики в условиях электромагнитных и электромеханических переходных процессов//Дисс.... докт. техн. наук. - Иваново, 2007.

65. Проект автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) подстанций Московской энергосистемы. Автоматика ограничения перегрузки оборудования. Основные технические решения и технологический алгоритм, №425-16-т1, том 2, ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ», 2008.

66. Брухис Г.Л., Воронин В.А., Илюшин П.В., Горшкова H.A. Разработка и внедрение устройств автоматического ограничения перегрузки линий// Электрические станции, 2012. № 6, - с. 36-42.

67. Брухис Г.Л., Воронин В.А., Илюшин П.В., Селезнева H.A. Опыт разработки технологических алгоритмов и внедрения устройств автоматического ограничения перегрузки линий// Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы: сб. науч. тр./ под ред. Д.Р. Любарского, В.А. Шуина/ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ». - Иваново: ПресСто, 2012, с. 131-144.

68. Правила устройства электроустановок. - 6-е изд. перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1985.

69. Выполнение проектно-изыскательских работ по системе автоматики ограничения перегрузки линий подстанций напряжением 110-220 кВ. Внестадийная работа. Этап 1. Назначение и цель создания АОПЛ. Разработка функциональной структуры АОПЛ, №417-16-т1, ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ», 2007.

70. Р. Магадеев, А. Шмелькин, А. Шейнкман Автоматика ограничения перегрузки линий - элемент интеллектуальных сетей//Электроэнергия. Передача и распределение, 2012. №2(11), март-апрель, - с.76-79.

71. Левченко И.И., Сацук Е.И.Нагрузочная способность и мониторинг воздушных линий электропередачи в экстремальных погодных условиях// Электричество, 2008. № 4, - с. 2-8.

72. Мордкович А.Г., Туркот В.А., Филиппов A.A., Цфасман Г.М. Система управления, мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования СУМТО//Электро, 2007. №6, - с. 23-29.

73. Бургсдорф В.В., Никитина Л.Г. Определение допустимых токов нагрузки воздушных линий электропередачи по нагреву их проводов// Электричество, 1989, №11.

74. Петрова, Т.Е., Фигурнов, Е.П. Защита от перегрузки по току проводов воздушных линий электропередачи. Электричество, 1991, № 8.

75. Бачелис, Д.С., Белоруссов, Н.И., Саакаян, А.Е. «Электрические кабели, провода и шнуры», 1971 г. Раздел «Основы электрического расчёта кабелей и проводов».

76. Справочник по проектированию электрических сетей //под ред. Д.Л. Файбисовича - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2005.

77. Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ - М.: Папирус ПРО, 2003.

78. Шкапцов В.А. Мониторинг пропускной способности ВЛ в условиях изменений окружающей средыЮнергия единой сети, декабрь 2013 — январь 2014. № 6(11), - с. 36-45.

79. Механошин Б.И. и др. Повышение эффективности использования существующих ВЛ на основе анализа их технического состояния и данных мониторинга температуры проводовЮлектро, 2007, №6, - с. 50-54.

80. Конаков К., Шкапцов В. Восстановление пропускной способности ВЛЮлектроэнергия. Передача и распределение, 2011, №3, - с. 102-103.

81. Механошин Б.И., Шкапцов В.А. Система мониторинга состояния воздушных линий электропередачи//Электро, 2006, №6, - с. 17-20.

82. Ж. Эндреню, Н. Мартье. Определение максимально допустимых токов на провода с учетом действительных условий нагрузки, погоды и старения. СИГРЭ, 1968, доклад 23-04. - М.: Энергия, 1970.

83. Методика расчета предельных токовых нагрузок по условиям нагрева проводов для действующих линий электропередачи. СО 153. 34. 20. 547, СПО Союзтехэнерго, 1987.

84. Микуцкий Г.В., Скитальцев В.С. Высокочастотная связь по ЛЭП-М.: Энергия, 1969.

Приложение 1. Результаты расчетов токов КЗ для ПС «Радищево»

На ПС Радищево, предполагаемого пилотного объекта для СОТ-РВУ установлены три AT 220/110 кВ мощностью по 125 МВА.

ПС Радищево имеет связи по линиям 220 кВ:

- две BJI с Конаковской ГРЭС;

- две BJI с ПС Омега;

- одна ВЛ с ПС Луч;

- одна ВЛ с ПС Шмелево;

- одна В Л с ПС Западная;

- одна ВЛ с ПС Шуколово.

По линиям 110 кВ подстанция имеет связь с:

- ПС Клин по двум ВЛ;

- ПС Ямуга по двум ВЛ;

- ПС Сенеж по двум ВЛ;

- ПС Солнечногорск одна ВЛ.

РУ 220 выполнено по «схеме две секционированные системы шин» и РУ 110 кВ выполнено по «схеме две системы шин с обходной».

Главная схема ПС 220 кВ Радищево приведена на рис. П1.1, а карта-схема сети в зоне влияния ПС Радищево - на рис. П1.2.

По сети 110 кВ и выше в зоне влияния ПС 220 кВ Радищево в период до 2015 г. намечается ввод ПС 220 кВ Сигма, которая подключается к ВЛ 220 кВ Радищево - Омега. В период до 2020 г. предполагается сооружение ПС 220 кВ Клин с присоединением ее к ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево и Радищево - Луч. Развитие сети 110 кВ в настоящее время не намечается. Данные по развитию сети 110 кВ и выше принимались при выполнении расчетов токов к.з. на шинах подстанции Радищево. Результаты расчета токов к.з. на шинах 110 и 220 кВ ПС Радищево приведены на рис. П1.3.

на ПС Клин

2хАС-150 27,1

на ПС Яму га

АС-400

61,6

» )(>(

220кВ ¡й-1

на ПС Конаково

АС-4(ЮЦпС^ОО/93

□ РОРО

■¿□У ТТГг

2хАС-120

0

19

2х4<& 0 0

35кВ I

да

6кВ I 1

Радищево,0кВ

Ш

-о--а-

110кВ

о—1

-о ■п—

3

на ПС Радуга на ПС Радуга

на ПС Радуга

на ПС Омега

2хАС-400/51

АС-120

У13,82+отп.2,4

АС-120

АС-240 ~ТЦЕ5

АС-120

АС-240

11,9+отп.2,4

на ПС Сенеж на ПС Солнечногорск

Рис. П1.1. Главная схема ПС 220 кВ Радищево

Рис. П1.2. Карта-схема сети 110 кВ и выше в зоне влияния ПС 220 кВ Радищево

На перспективу до 2020г. в настоящее время не планируется реконструкция подстанции. Что касается сети 110 кВ и выше в зоне влияния ПС 220 кВ Радищево, то в период до 2015 г. намечается ввод ПС 220 кВ Сигма, которая подключается к ВЛ 220 кВ Радищево - Омега. В период до 2020 г. предполагается сооружение ПС 220 кВ Клин с присоединением ее к ВЛ 220 кВ Радищево - Шмелево и Радищево - Луч. Развитие сети 110 кВ в настоящее время не намечается.

Данные по развитию сети 110 кВ и выше принимались при выполнении расчетов токов КЗ на шинах подстанции Радищево. Результаты расчета токов КЗ на шинах 110 и 220 кВ ПС Радищево приведены на рис. П1.3.

ССПСЛ . 1 V ил

РАДИЩЕВО 2еш

30.Г23.7

на Комковато ГРЭС на ПС Сипа

и» ПС Луч на ПС Чаналная на ПС Подъачсво

3.8.1.8 ->

РАДИЩЕВО:4сш

3,4/13 ->

РАДИЩЕВО:2сш

2.2/13->

4.5 2.8 ->

3.8/3.5 ->

на ПС Ш!

на Конаковскую ГРЭС на ПС С'игиа

2.4'->

<- ЧЛ 5.4/6.4 -> -00-

27.8,26.6 РАДИЩЕВО:1сш

<2.9 12

<- 3.6/1.4

<>ЖОГИНО:Т-2

<- 0.8 0.8

5,4 6.5

<- 0.7 0.«

<-3,6-1,2

<- 0.8 0.8

¥

<- 0.7 0.8

РАДИЩЕВО: 1сш

8

М.84

РЛДИЩЕВОЗсш

3.8/1.8 ->

3.4/13 -»

ОЖОГИНО:Т-1 КЛИП

¿ 1.2,2.4

ЯМУГАБлок!

Рис. П1.3. Результаты расчета ТКЗ на шинах 110 и 220 кВ ПС Радищево

Как видно из приведенных данных уровни токов КЗ на шинах 220 кВ не превысят отключающую способность установленных на подстанции выключателей, а на шинах 110 кВ будет иметь место превышение уровней ТКЗ. Для приведения в соответствие уровней ТКЗ с отключающей способности выключателей необходимо произвести замену выключателей или осуществить другие мероприятия по снижению уровней ТКЗ. В качестве одного из мероприятий можно рекомендовать установку токоограничивающих реакторов на одной-двух линиях 110 кВ.

Приложение 2. Расчеты тока подпитки дуги, восстанавливающегося напряжения и требуемого времени паузы ОАПВ

Расчеты выполнены на примере В Л 750 кВ Калининская АЭС - Гри-бово (5=2 АЛ =31°, индуктивное сопротивление компенсационного реактора 180 Ом) и их результаты представлены в таблице 2.1.

Расчеты параметров токов подпитки и восстанавливающегося напряжения с использованием предложенной методики (глава 2) и уточненных параметров В Л 750 кВ выполнены при различных расчетных условиях, в частности, при отключенных (зашунтированных) компенсационных реакторах в обеих группах реакторов на ВЛ и при включенных (расшунтирован-ных) двух КР, при включении только одного КР - в начале либо в конце ВЛ, при КЗ фазы А на землю в начале или в конце ВЛ.

Выполнено также определение времени гашения дуги и требуемого расчетного значения времени бестоковой паузы ОАПВ для всех вариантов на основе графиков 1гаш (1д) (рис. 2.2) [9].

Расчет сопротивления нулевого (компенсационного) реактора Формула для определения сопротивления отдельного нулевого реактора (КР) (выведена из исходных данных в [9]) при полной компенсации междуфазных емкостей ВЛ в случае установки двух групп 4-лучевых ШР на ВЛ - в начале и в конце ВЛ:

xN := хр

Ьгп • Ь • хр (2-ЗЬт-Ь-хр)

хЫ = 180.5 хк := хЫ

/хр = 1.877-Ю3 ^

Ьт = 3.143-10

-7

Трехфазная группа реакторов с индуктивным сопротивлением фаз хр и нулевым реактором хЫ в нейтрали эквивалентна трем междуфазным индуктивным сопротивлениям х^, соединенным в треугольник, и трем индуктивным сопротивлениям х^0, включенным между фазами и землей, значения которых определены ниже:

хГ _ f := хр •

хк

хГ Г = 2.515-10 Q

xf_0:=xp-3xk

xf 0 = 2.418-10 Q

Эквивалентное междуфазное индуктивное сопротивление, вносимое двумя группами ШР+КР

= 1.257 • 104 т——гт = 1.257 -104 Вт = 7.953 • 10"5

2 (bm-L) т

^-=^ = 1.209-104 т—-—г = 1.287-Ю3 -¡-^—г = 984.9 Q

2 (bO-L) (b\L)

xk

:= — ^=0.0962- относительное сопротивление КР в долях хр. хр

Индуктивное сопротивление xf_f компенсируют междуфазные емкостные проводимости Вт/2, а индуктивные сопротивления xf_0 компенсируют емкостные проводимости линии на землю ВО/2.

При использовании справочных параметров одноцепных BJ1 750 кВ на П-образных опорах (табл. 10.17 [44]), предназначенных для расчетов перенапряжений, b 1=4.02 Ь0=3.15 (мкСм/км), bm=0.29 мкСМ/км и расчетное индуктивное сопротивление нулевого реактора получается меньше: xN=163 Ом. Обоим значениям xN удовлетворяет компенсационный реактор типа РЗКОМ-16000/3 5 Московского электрозавода, имеющий 5 отводов с хк=180, 165, 150, 135, и 120 Ом. Окончательный выбор используемого сопротивления должен выполняться по данным пусковых испытаний BJI.

Расчеты токов подпитки дуги 1(1 и восстанавливающегося напряжения ЦЬ при угле 5=2 АЛ (8-^=31,059 градусов)

Расчетные эквивалентные ЭДС в начале (Еп) и в конце (Ек) линии

(кВ):

Еап := 1.05 • Еап = 454.663

S

Еак := Еап • e_i 5 Еак = 389.48 - 234.572/

Вт-

Еп := -0,5 • Еап •

0,5 • 50 +

2 Л

Вт-

\

у.

Вт-

Ек := -0,5 • Еак ■

0,5-50+ 5/я-

Ы:=

х0-х1

N = 0.233

= 31.059 градусов

чх1 + 2-х0,

При зашунтированных компенсационных реакторах - при 3-лучевых ШР в начале и конце ВЛ:

- при КЗ фазы А в начале ВЛ:

ток подпитки дуги (комплексное действующее значение):

Ы _/?:=-/• Еап -(<Г°5'й)-

/ с- \

5т • соб

V ^ у

+ Вт--

хр

Г

■ эш

V ^ У

восстанавливающееся напряжение (комплексное действующее значе-

ние):

ИВ п:=Ь

И п

ВО + 2-Вш-

хр

/¿« = -0.013-0.033/ иВ_п = -250.931-99.151/ - при КЗ фазы А в конце ВЛ:

/£/«1 = 0.035 кА

\ив_г\ = 269.81 кУ

¡•Еап-(е~05'5)- Вт -соэ Г5] "ВОЛ

\ / , 2 ,

Вт

хр_

БН!

Ч^У

ив

И к

ВО + 2 • Вт--

V хр

М к = -5.781 -10"3 -0.035/

\М_к\ = 0.035 кА

ив_ к = -266.111 + 44.525/ рВ _к\ = 269.81 кУ

Расчетное время паузы ОАПВ (с): у/2 -\М_к\ = 0.05 кА-ргк 1_АЯУ(Ы_к-1000) = 1.098

При включенных компенсационных реакторах - при 4-лучевых ШР в начале и конце ВЛ:

- при КЗ фазы А в начале ВЛ: £=0.0962

Ы _ п := -1 • Еап • (е~°515 )х

Вт

2-4

хр-О + З-О.

•соэ

/ 2 Л

ч2у

+ 21 • N •

+ Вт -

\ /

1 + 2 • £ хр-(1 + 3^)_

•БШ

ив п:=Ь

В0 + 2-Вт-

И_п _

2-(1 + 2-4)

хр-(1 + 3-4) /¿/_/? =-1.374-10~3 + 3.819-10"4/ ив_п = 7.59- 27.313/ - при КЗ фазы А в конце ВЛ:

Ы_к:=-ЬЕап-(е-°5,5)х

\М п\ = 1.426-10 кА

ЦБ п\ = 28.348 кУ

Вт -

2-4

хр-(1 + 3-0.

соб

/5\

2\ • N •

+ Вт -

V ^ /

1 + 2-4 хр-(1 + 3-4)_

• Бт

ив к:=Ь

ВО + 2 • Вт -

Ы к _

2 • (1 + 2 • 4)

хр-0 + 3-4),

М_п = -1.374 - Ю-3 —3.819 -Ю-1/ \М _п\ = 1.426-103 кА

иВ_п = -7.59-27.313/ рВ_п\ = 28.348 кУ

Расчетное время паузы ОАПВ (с): 1_АЯУ(М_к-\ 000)= 0.501 5

Раздельное определение электростатической (eld) и электромагнитной (mid) составляющих тока подпитки дуги

При зашунтированных комп. реакторах - при 3-лучевых ШР в начале

и конце BJI:

-при КЗ фазы А в начале BJI:

5-rg=31.059 градусов

f5l + 0

Вт • cos

Id_n := -i• Еап• (е~°515)• Bm-cos Id_ « = -0.0129- 0.0326/ eld _ п := -i • Еап • (е-0 515 )•

mid_п := -i• Еап• (е-0515)• 0 + 2i-N-

eld _п = -9.3273 • Ю~3 - 0.0336/

=-3.546-10"3 + 9.854-Ю"4/ \eld_п\ • 103 = 34.84 А |eld_n + mld_n|-103 =35 А -при КЗ фазы А в конце BJI:

+ 2i • N ■

'В0Л

v ^ у

+ Вт—-хр

f s; \

•sin

V^-y

\ld_n\ = 0.035 кА

v 2 у

+ Вт—-хр

sin

v2y

rg • arg(eld _ n) = -105.53 rg • arg(mid _n) = -164.47 \mId_n\-\03 =3.68 A

Id _ k := -i • Ean • (e"°515 )•

Bm-cos

- 2i • N •

v^-y

v ^ у

+ Вт—-xp

•sin

v2y

Id_k = -5.78-10"3 -0.035/

Пауза ОАПВ: t _ AR V(ld _k-\ ООО) = 1.1 5

\ld_n\ = 0.035 kA

eld k := -i • Ean

-(e"05'5)-

Вт • cos

v2y

+ 0

mid _ k := -i • Ean • (e~°515 )•

0 + 2i-N-

и 1

— +Bm--

2 J xp

sin

V^-y

eld _k - -9.3273 • 10"3 - 0.0336/ mid к = 3.546 • 10~3 — 9.854 • 10~4 /

rg-axg(eld_ k) = -105.53

rg ■ arg(mld_ к) = -15.53

|еЫ_к|-103 = 34.84 А |еМ_к + тИ_к| = 0.035 кА 5^ = 31.059 градусов

Кр _ eq = Кр

|тМ_к|-103 =3.68 А

• а^(тЫ _п)- г§ • аг§(тЫ _ к) = 180 £гаё

1 -

хк

хр + 3 хк

Кр_еч=0.971

Кр=1.05

Кр_ея - степень компенсации рабочей ёмкости В Л С1 всеми ТИР при наличии нулевых реакторов в нуле каждого ШР

Более общий случай формул, допускающих различные (не нулевые) мощности ШР по концам линии и любые сопротивления КР (в том числе и нулевые)

а) при включении только одного КР - в конце В Л (в Грибово): хк= 180.48

хрп:=хр хрк:=хр хкп:=0 хкк:=хк 5-^=31.059

хкп хрп

4к:=

хкк

£п=0

хрк £,к=0.096