ДУГОГАСЯЩИЕ РЕАКТОРЫ В СЕТЯХ 6-35 кВ
Автоматическая компенсация емкостного тока

В своих предыдущих публикациях («Новости ЭлектроТехники» № 6(24) 2004, № 1(43) 2007) Игорь Алексеевич Миронов отмечал, что в настоящее время в электрических сетях 6-35 кВ постепенно налаживается внедрение автоматической настройки компенсации емкостного тока замыкания на землю. Поэтому сегодня перед эксплуатационными службами встает актуальная задача – выбор современной автоматики.
Описание принципов автоматического управления, недостатков и преимуществ различных типов регуляторов – в новом материале московского автора.

Игорь Миронов, филиал ОАО «Инженерный центр ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС», г. Москва

Следует отметить, что многие алгоритмы и принципы автоматического управления дугогасящими реакторами (ДГР) были разработаны еще в 60–80-е годы прошлого столетия [например, 1, 2]. Даже современные принципы регулирования [3] нельзя назвать принципиально новыми. Скорее можно сказать, что в новые микроконтроллерные регуляторы были перенесены старые алгоритмы.
В настоящее время в электрических сетях 6–35 кВ применяются автоматические регуляторы компенсации емкостного тока замыкания на землю, которые используют различные принципы настройки. Все применяемые принципы настройки можно сгруппировать по следующим категориям:
1) использование фазовых характеристик контура нулевой последовательности сети;
2) использование амплитудных характеристик контура нулевой последовательности сети;
3) использование напряжения непромышленной частоты;
4) использование частоты свободных колебаний на нейтрали сети.
Принципы регулирования с применением ШИМ-модуляции, примененные в некоторых моделях дугогасящих реакторов с подмагничиванием, в данном обзоре не рассматриваются по причине их слабой проработки.
Обобщение опыта эксплуатации автоматических регуляторов настройки компенсации емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях 6–35 кВ России [4] показало, что для каждого принципа регулирования и соответствующих автоматических регуляторов характерны свои достоинства и недостатки. Наибольшее распространение как в России, так и в странах СНГ получили фазовые и амплитудные алгоритмы настройки в резонанс с созданием искусственного смещения нейтрали в сети 6–35 кВ. В настоящее время около 90% применяемых в России автоматических регуляторов настройки компенсации емкостного тока используют искусственное смещение нейтрали.

ФАЗОВЫЙ ПРИНЦИП РЕГУЛИРОВАНИЯ

Данный принцип регулирования основан на использовании фазовых характеристик контура нулевой последовательности сети и применяется исключительно в системах с искусственной несимметрией (преимущественно в кабельных сетях). В настоящее время для создания искусственной несимметрии существуют следующие способы:
1. Подключение дополнительного конденсатора к фазе сети (рис. 1а).
2. Изменение числа витков на стороне ВН одной фазы присоединительного трансформатора дугогасящего реактора (рис. 1б).
3. Введение напряжения промышленной частоты (50 Гц) через специальную дополнительную обмотку дугогасящего реактора (рис. 1в).

Способ 1

На рис. 2 показана трехфазная схема замещения сети. Проводимость каждой фазы сети по отношению к земле можно представить как:

где C_A, C_B, C_C – емкости фаз относительно земли;
r_A, r_B, r_C – сопротивления утечки фаз сети на землю;
w – частота напряжения питающей сети.

Выражение для напряжения на нейтрали сети с изолированной нейтралью (ключ К1 разомкнут), называемое напряжением естественной несимметрии U_нс.е, в общем виде (при одинаковых фазных напряжениях U_А = U_В = U_С = U_ф) можно записать:

где U_ф – фазное напряжение сети, кВ.

Учитывая, что активные проводимости фаз относительно земли много меньше емкостных составляющих, их влиянием можно пренебречь и считать r_a = r_b = r_c = r.

Тогда формула (1) примет вид:

где u₀ – степень несимметрии сети, обусловленная неравенством емкостей фаз;

d_с = 3/wC_Sr – коэффициент успокоения сети с изолированной ней- тралью, обусловленный соотношением между активной и емкостной проводимостями сети;

C_S = C_A + C_B + C_С – суммарная емкость сети.

В кабельных сетях емкости фаз относительно земли практически равны, а степень несимметрии близка к нулю. Поэтому для надежной работы автоматики создается искусственная несимметрия путем подключения к одной из фаз сети дополнительного высоковольтного конденсатора. Емкость конденсатора выбирается с таким расчетом, чтобы напряжение создаваемой искусственной несимметрии U_нс.иск на порядок превышало напряжение естественной несимметрии сети U_нс.е (рис. 3).

При этом суммарный вектор напряжения несимметрии будет практически совпадать по направлению с вектором напряжения той фазы сети, к которой подключается конденсатор, т.е. направление вектора суммарного напряжения несимметрии U_нс будет строго определено в треугольнике линейных напряжений.
При подключении ДГР к нейтрали сети (рис. 2, ключ К1 замкнут) формула (1) будет иметь вид:

– суммарная активная проводимость на землю компенсированной сети;

r_Р – активное сопротивление ДГР.
В общем случае для вектора напряжения смещения нейтрали:

– степень расстройки компенсации;

– коэффициент успокоения компенсированной сети.

v = (I_с – I_к) / I_с,

где I_с – емкостная составляющая тока замыкания на землю, А;
I_к – ток компенсации ДГР, А.
Изменение индуктивности ДГР приводит к изменению амплитуды и фазы вектора U₀, конец которого описывает окружность (рис. 4).
При резонансной настройке компенсации, когда I_с = I_к и соответственно v = 0:

т.е. угол между U_нс и U_0рез. будет равен 90^О, и соответственно угол между U_0рез. и U_оп (линейное напряжение между фазами, к которым не подключен конденсатор – U_ВС, рис. 4) будет равен нулю.
Если естественная несимметрия будет соизмерима с искусственной, то угол j между U_0рез. и U_оп не будет равен нулю и при настройке фазового регулятора в резонанс будет необходимо делать соответствующие поправки.
Значение емкости дополнительного конденсатора рассчитывается из условия, чтобы степень несимметрии, согласно п. 5.11.11 ПТЭ, не превышала 0,75% фазного напряжения:

При подключении конденсатора емкостью DС к одной из фаз сети и при условии равенства емкостей относительно земли двух других фаз (C_a = C + DC, C_b = C_c = C) напряжение естественной (емкостной) несимметрии может быть выражено согласно (2) как:

Откуда допустимое значение ёмкости дополнительного конденсатора (в мкФ) можно рассчитать исходя из неравенства:

где I_{с min} – минимальный возможный емкостный ток сети, А;
U_ф – фазное напряжение сети, кВ.

Например, при I_{с min} = 50 А в сети напряжением 10 кВ и для d = 0,05 емкость дополнительного конденсатора должна удовлетворять условию:

Т.е. будет достаточным конденсатор емкостью DС = 0,07 мкФ.
В соответствии с п. 5.11.11 ПТЭ длительно допускается напряжение на нейтрали 0,15 U_ф. Т.е. эта норма допустима только для d = 0,05 (см. формулы (5) и (6)):

Поэтому, если в данной сети коэффициент успокоения d будет существенно отличаться от 0,05, то емкость конденсатора необходимо выбирать исходя из реального d.

Способ 2

В способе создания искусственной несимметрии по изменению числа витков на стороне ВН одной фазы присоединительного трансформатора ДГР, число витков изменяется примерно на 5%. Напряжение смещения нейтрали будет также описываться формулой (3) с той лишь разницей, что степень несимметрии будет зависеть не от неравенства емкостей фаз, а от неравенства фазных напряжений, приложенных к нейтрали. Этот способ наиболее развит в «Свердловэнерго» и «Челябэнерго», где на собственных ремонтных предприятиях производилась перемотка присоединительных трансформаторов.

Способ 3

В этом способе в дополнительную обмотку ДГР вводится ток несимметрии I_нс определенной фазы через специальный дроссель. Принцип настройки по фазе для данного способа от других отличается только тем, что при резонансе измеряемый угол между I_нс и U_0рез. будет равен 0^О. Применяется данный способ в основном в «Мосэнерго» на плунжерных дугогасящих реакторах РЗДПОМ со специальной обмоткой, выпущенных ЦРМЗ «Мосэнерго».

Недостатки фазовых регуляторов

Обобщение опыта работы фазовых регуляторов, разработанных в 60–80-х годах прошлого столетия, выявило их следующие недостатки:
а) невозможность применения в воздушных и смешанных сетях ввиду существенного влияния напряжения естественной несимметрии сети на точность настройки (см. рис. 3);
б) сложность учета нелинейности вольт-амперных характеристик дугогасящих реакторов (более подробно недостатки фазовых регуляторов в сочетании с ДГР с подмагничиванием были освещены в [5]);
в) устаревшая элементная база;
г) неверные схемотехнические решения:

• фазочувствительные блоки большинства регуляторов основаны на аналоговом принципе выделения угла, что при возникновении значительной расстройки компенсации (>20%) приводит к эффекту ложного срабатывания регуляторов и изменению направления отработки управляющего сигнала;
• у некоторых регуляторов зона срабатывания пороговых нольорганов имеет вид релейной петли, что также приводит к ложным
• срабатываниям регуляторов. У других регуляторов наблюдается пересечение порогов срабатывания и отпускания зон нечувствительности со стороны недо- и перекомпенсации;
• у всех рассмотренных фазовых регуляторов неудобные регулировки зон нечувствительности, отсутствуют блокировки от ложных срабатываний при исчезновении сигнала напряжения смещения нейтрали;
• у большинства регуляторов отсутствует точная подстройка в резонанс для компенсации погрешности, вызванной естественно несимметрией сети, а также возможность раздельной подстройки зон нечувствительности в сторону недо- и перекомпенсации.

Модели фазовых регуляторов

Все обследованные фазовые регуляторы со времени разработки до наших дней не претерпели никаких изменений. Большинство из них за 25–30 лет работы вышли из строя и ввиду отсутствия комплектующих (старых транзисторов, реле и пр.) стали практически неремонтопригодны.
Автоматический регулятор РАНК-2 – один из первых отечественных регуляторов, разработанный в 60-х годах, первоначально выпускался опытным производством Института электродинамики АН УССР (г. Киев), а после его закрытия по чертежам завода изготавливался силами энергосистем. В настоящее время в энергосистемах вышли из строя до 90% установленных регуляторов РАНК-2.
Автоматические регуляторы типа АРК-2(М) [6] были разработаны в 70-е годы на основе регулятора РАНК-2 и применялись в основном в «Киевэнерго» (Украина). Эксплуатацией отмечались сложность настройки и невысокая точность работы регуляторов.
Автоматические регуляторы типа БАНК [7], разработанные в 70-х годах в ПРП «Белэнергоремналадка», также представляют собой упрощенный вариант регулятора РАНК-2. В настоящее время в ряде энергосистем (в основном в Беларуси) применяются модификации регулятора типа БАНК–(5,6,7,8,9,10), которые отличаются небольшими непринципиальными схемными изменениями.
Большинству фазовых регуляторов типа РАНК, АРК и БАНК свойствен один общий недостаток – нечувствительность при значительных расстройках компенсации. Как видно из рис. 5, при возникновении значительных расстроек компенсации (зоны А и Б) выходной сигнал фазочувствительного блока меньше напряжения зоны нечувствительности. Это часто приводило к неправильной работе регулятора (поиску «ложного резонанса»), при которой плунжерный реактор загонялся в крайние положения, что приводило к поломке плунжера.
Этот недостаток был учтен в фазовом регуляторе типа БАРК Челябинского политехнического института (ЧПИ). В него были добавлены блоки, изменяющие зону нечувствительности в зависимости от напряжения смещения нейтрали (рис. 6). Однако опыт эксплуатации выявил недостатки: сложная наладка, неправильная работа при кратковременном изменении напряжения естественной несимметрии. Автоматический регулятор типа РНДК-1 [8], разработанный в 70-х годах в ОЗАП «Мосэнерго», не претерпел со времени разработки значительных схемных изменений и применяется в основном в «Мосэнерго». Обследование работы регуляторов РНДК-1 в сетях 6–35 кВ показало, что в ряде случаев возникали сложности в наладке регуляторов, отмечалась невысокая чувствительность регулятора, отказы в работе.
В автоматическом регуляторе УАРК-1.А (Институт прикладной математики и механики АН УССР, г. Донецк) [9], разработанном в середине 80-х годов, был учтен ряд недостатков фазовых регуляторов, однако это был в большей степени перевод аналоговой схемы РНДК-2 на микросхемный вариант.
В начале 90-х годов в фирме ОРГРЭС был разработан фазовый автоматический регулятор МИРК-3, в котором были учтены недостатки вышеописанных фазовых регуляторов.

АМПЛИТУДНЫЙ (ЭКСТРЕМАЛЬНЫЙ) ПРИНЦИП РЕГУЛИРОВАНИЯ

Амплитудный (или экстремальный) принцип настройки лишен главного недостатка фазового принципа – привязки к опорному напряжению. Поэтому экстремальный принцип лучше всего подходит для воздушных сетей с изменяющейся по фазе естественной несимметрией. Для нормальной работы в кабельных сетях необходимо, как и для фазового способа, создавать искусственную несимметрию. Принцип работы экстремального регулятора показан на рис. 7.
При первом включении экстремального регулятора направление изменения регулируемого параметра (зазора I_К = f(d) для плунжерных реакторов или тока подмагничивания I_К = f(I_П) для реакторов с подмагничиванием) принимается случайным образом, при этом непрерывно сканируется знак изменения напряжения смещения нейтрали. В случае уменьшения напряжения смещения нейтрали выработка управляющих воздействий прекращается и с заданной выдержкой времени производится реверс управляющих воздействий. Далее определяется степень приращения напряжения смещения нейтрали, а также первая производная напряжения смещения нейтрали в зависимости от управляющего воздействия dU₀ / dx. Максимум резонансной кривой напряжения смещения нейтрали будет находиться в точке dU₀ / dx = 0.
В случае выбега плунжера ДГР в силу определенной инерционности двигателя дальше за реальную точку максимума, производится небольшой реверс для возвращения в точку резонансной настройки. Для исключения этого выбега за точку резонанса экстремальных регуляторов были разработаны схемы динамического торможения, смысл работы которых заключался в управлении током двигателя в зависимости от первой производной напряжения смещения нейтрали dU₀ / dx. Однако его реализация для всего диапазона возможных изменений напряжений смещения нейтрали в условиях эксплуатации оказалась очень сложной, и практически нигде не применялась.

Недостатки экстремальных регуляторов

Обобщение опыта эксплуатации выявило следующие недостатки:
а) сложность учета нелинейности вольт-амперных характеристик ДГР
(особенно реакторов с подмагничиванием);
б) неопределенность настройки из-за очень «пологой» зависимости

Модели экстремальных регуляторов

Регулятор РТКЭ, разработанный в начале 80-х годов в институте «Энергосетьпроект» [10], был предназначен для работы с плунжерными ДГР. Эксплуатацией отмечалась надежная работа данного регулятора. Однако главным недостатком РТКЭ была его громоздкость (он представлял собой набор серийно выпускаемых в то время блоковрешателей, которые занимали целую релейную панель), наличие двух специальных аппаратов для создания искусственного смещения нейтрали, устанавливаемых в заземляющую цепь ДГР, значительная стоимость и сложность его наладки.
Экстремальный авторегулятор типа ЭРНК [11] в начале 70-х годов был разработан в ЧПИ и был предназначен для работы совместно с ДГР с постоянным подмагничиванием. Было выпущено несколько экспериментальных образцов. За 30 лет работы практически все они вышли из строя или были выведены эксплуатацией из работы из-за большого расхода электроэнергии на подмагничивание. В авторегуляторе АРНК, также разработанном в ЧПИ [12], была предусмотрена возможность работы как с плунжерным ДГР, так и с ДГР с подмагничиванием. Причем для работы с ДГР с подмагничиванием была предусмотрена система форсировки тока подмагничивания при замыкании на землю (в нормальном режиме значение тока подмагничивания близко к нулю, что значительно уменьшает потери электроэнергии на подмагничивание). Достоинством регулятора АРНК было то, что в нем был предусмотрен учет нелинейности вольт-амперной характеристики ДГР. К недостаткам надо отнести сложность наладки, необходимость переналадки при изменении индуктивности ДГР, зависимость точности его работы от активных потерь в сети.

В следующем номере журнала автор рассмотрит такие принципы настройки, как использование напряжения непромышленной частоты и использование частоты свободных колебаний на нейтрали сети.

ЛИТЕРАТУРА

1. Трухан А.П. Принципы автоматической настройки дугогасящих катушек. Сборник трудов Института электродинамики АН УССР. – Киев: АН УССР, 1963.
2. Михайлов А.М. Автоматическая настройка компенсации емкостных токов замыкания на землю по фазовым характеристикам и автоматическое регулирование напряжения смещения нейтрали. – Киев, 1980.
3. Gernot Druml, Andreas Kugi, Bodo Parr. Дугогасящие реакторы 6–35 кВ. Повышение точности настройки // Новости ЭлектроТехники. – 2007. – № 1 (43).
4. Миронов И.А. Режим заземления нейтрали в сетях 6–35 кВ // Новости ЭлектроТехники. – 2004. – № 6 (24).
5. Миронов И.А., Кричко В.А. Особенности применения дугогасящих реак- торов // Новости ЭлектроТехники. – 2007 – № 1 (43).
6. Автоматический регулятор настройки дугогасящих реакторов АРК-2М. Техническое описание. – Киев, 1986.
7. Блок автоматической настройки дугогасящего реактора БАНК-6. Техни- ческое описание / «Белэнергоремналадка». – Минск, 1985.
8. Регулятор настройки дугогасящей катушки РНДК-1. Техническое описа- ние / ОЗАП «Мосэнерго», 1982.
9. Устройство автоматического регулирования токов компенсации УАРК-1.А. Руководство по эксплуатации / ИПММ АН УССР. – Донецк, 1985.
10. Гумин М.И., Кокорев В.А. Регулятор тока компенсации в электрических сетях 6–35 кВ / ВГПНИИ «Энергосетьпроект», 1980.
11. Петров О.А. Система автоматической настройки дугогасящей катушки // Электрические станции. – 1973. – № 1.
12. Петров О.А., Ершов А.М., Гиря В.И. Система настройки дугогасящих ре- акторов по максимуму напряжения смещения нейтрали // Электрические станции – 1978. – № 2.