ДУГОГАСЯЩИЕ РЕАКТОРЫ В СЕТЯХ 6–35 кВ
Опыт эксплуатации

Владимир Кучеренко, Валерий Сазонов, Дмитрий Багаев, инженеры ОАО «Саратовэнерго», г. Саратов

В сетях 6–35 кВ одной из причин повреждения изоляции электрооборудования и линий являются перенапряжения, значительную долю которых составляют внутренние перенапряжения.
Данные перенапряжения могут вызывать разрушения изоляции либо способствовать накоплению и развитию в ней дефектов. Опасность воздействия перенапряжений зависит от уровня изоляции тех или иных элементов оборудования сети. Особенно частыми, имеющими большую длительность и охватывающими всю сеть, являются перенапряжения, вызываемые однофазными замыканиями на землю. Одним из основных факторов, влияющих на уровень этих перенапряжений, является режим заземления нейтрали питающего трансформатора, в частности через дугогасящие реакторы. Об опыте эксплуатации ДГР в саратовской энергосистеме – в материале наших авторов.

В начале 20-го века стало очевидным, что проблема снижения аварийности в сетях 6–35 кВ при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ) теснейшим образом связана со способом заземления нейтрали питающего трансформатора.
Немецкий ученый Петерсен еще в 1915 году предложил заземлять нейтраль питающего трансформатора через индуктивную катушку, которую в настоящее время называют дугогасящим реактором (ДГР). Индуктивность реактора подбирается такой, чтобы в контуре, образованном этой индуктивностью и суммарной емкостью фаз относительно земли, возникал резонанс на промышленной частоте, что ведет к равенству индуктивной и емкостной составляющих тока замыкания на землю. Величина тока замыкания на землю в месте повреждения снижается до минимума и состоит в пределе из активной составляющей и токов высших гармоник. Это позволяет длительно работать с замыканием одной из фаз на землю.
В саратовской энергосистеме начиная с 1955 года при активном участии Федора Андреевича Лихачева стали активно применяться компенсирующие устройства. Общее количество ДГР в энергосистеме приведено в табл. 1.

СЕТИ 6–10 кВ

В электрических сетях 6–10 кВ положение дел с компенсацией емкостных токов замыкания на землю достаточно сложное. В значительной части распределительных устройств установлены только ступенчатые ДГР, а в других распределительных устройствах установлены и ступенчатые ДГР, работающие в базисном режиме, и плавнорегулируемые плунжерные ДГР.
В тех распределительных устройствах саратовской энергосистемы, где установлены только ступенчатые ДГР 6–10 кВ, применяются указатели настройки дугогасящих реакторов ступенчатого типа «РЕЗОНАНС-У». Эти устройства являются своего рода индикаторами расстройки компенсации емкостных токов замыкания на землю и позволяют отслеживать изменения, происходящие в сети. На основании показаний указателей настройки дежурный персонал переводит дугогасящие реакторы в нужное положение.
Учитывая, что значительное количество отходящих линий электропередачи от распределительных устройств 6–10 кВ не принадлежат самой энергосистеме, отслеживать ситуацию по изменению конфигураций этих сетей, а соответственно и емкостных токов, достаточно проблематично. Эта ситуация непредсказуема и меняется в течение суток многократно. Кроме того, необходимо учитывать и объективные сложности, связанные с обслуживанием ступенчатых ДГР, такие, как действия оперативного персонала (подача заявки на переключение тока компенсации, написание бланка переключений и т.д.). В течение суток, как уже отмечалось, может произойти множество изменений в сети, поэтому дежурный персонал очень часто просто игнорирует работы, связанные с правильным ведением режима компенсации емкостных токов. Также необходимо учесть, что не на всех подстанциях есть постоянный дежурный персонал, многие подстанции обслуживаются дежурными оперативно-выездными бригадами (ОВБ).
Таким образом, складывается парадоксальная ситуация: в распределительных устройствах установлены ДГР и указатели настройки, а количество отказов и аварийных ситуаций в сетях 6–10 кВ не только не уменьшилось, а, наоборот, возросло. Связаны эти аварийные ситуации в том числе и с неправильным ведением режима компенсации емкостных токов.

• ведение режима компенсации с недокомпенсацией;
• оперирование сначала выключателями трансформаторов, к которым подключены ДГР, а потом уже разъединителями самих ДГР;
• отыскание места повреждения поочередным отключением линий (из-за отсутствия селективных защит), что приводит к значительным расстройкам компенсации;
• включение в работу поврежденного фидера в режиме ОДЗ (сначала находят поврежденный фидер при помощи поочередного отключения, а потом снова вводят его в работу), чтобы абоненты смогли найти землю у себя простыми методами.

Гораздо меньше проблем в сетях с плавнорегулируемыми плунжерными ДГР. Все плунжерные ДГР работают в автоматическом режиме. Работу ДГР в автоматическом режиме обеспечивают автоматические регуляторы типа «РЕЗОНАНС-А». Работа регуляторов основана на хорошо известном «фазовом» принципе. Но необходимо отметить свои нюансы, связанные с эксплуатацией автоматических регуляторов для дугогасящих реакторов плунжерного типа, работа которых основана на этом принципе. Дело в том, что эти регуляторы очень чувствительны к вектору несимметрии, который в некоторых сетях нестабилен и меняется по фазе и по амплитуде. При этом работа регулятора нарушается, а на привод ДГР подаются бесконечные импульсы об изменении тока компенсации, причем как в сторону уменьшения, так и в сторону увеличения.
Данная проблема может быть решена несколькими способами.
Необходимо либо проводить работы по приведению в порядок сетей, а учитывая, что большинство сетей не принадлежат энергосистеме, это практически невозможно, либо устанавливать регуляторы, работа которых основана на других принципах настройки. Возможны и иные способы решения данной проблемы, менее эффективные, но более простые по исполнению. Например, введение временных задержек в работу автоматических регуляторов, т.е. регуляторы выдают сигналы на привод ДГР с определенной выдержкой времени, задаваемой эксплуатируемой стороной. На разовые, незначительные колебания сети регулятор реагировать не станет, таким образом, не будет постоянных дерганий и разбивания приводов ДГР. Наверное, возможны и другие способы решения данной проблемы.
В 1980 году в саратовской энергосистеме были введены в эксплуатацию 20 плунжерных плавнорегулируемых дугогасящих реакторов ZTC-800 10 кВ фирмы EGE производства Чешской Республики. Из них 8 дугогасящих реакторов были установлены на пяти тепловых электрических станциях, а 12 дугогасящих реакторов – в Центральных электрических сетях энергосистемы.
Приобретение чешских плавнорегулируемых ДГР было обусловлено тем, что подобного оборудования в то время отечественная промышленность не производила. Эти ДГР отличаются:

• точной настройкой на емкостный ток сети;
• высоким качеством исполнения узлов и механизмов;
• широким диапазоном регулирования токов (от 7 до 77 А для 6 кВ и от 13 до 130 А для 10 кВ).

• течь сальников на нескольких ДГР после 20 лет эксплуатации;
• поломка шплинта привода на двух ДГР.

• отследить правильную работу САНК и соответственно РУОМ крайне затруднительно, если вообще это возможно в эксплуатации, в отличие от плавнорегулируемых плунжерных ДГР и соответствующих устройств автоматики, работающих на «фазовом» принципе;
• каких-либо данных о генерировании РУОМ высших гармоник, описанных в различной литературе, нет, т.к. исследования в сети, в которой они установлены, не проводились;
• за время работы системы однофазных замыканий в сети не было.

СЕТИ 35 кВ

В сетях 35 кВ настройка компенсации емкостных токов замыкания на землю происходит проще. Дело в том, что все сети 35 кВ, за редким исключением, принадлежат энергосистеме и находятся в ведении дежурного диспетчера. Поэтому любые изменения конфигурации сети оговорены инструкциями. Оперативному персоналу необходимо лишь выбрать по таблице нужную конфигурацию и подобрать положение переключателей ступенчатых ДГР.
Но в этих сетях есть свои тонкости, связанные, например, с симметрированием самих сетей. В соответствии с РД.34.20.179 в сетях 35 кВ выравнивание емкостей фаз относительно земли должно выполняться транспозицией проводов, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи.
Первый способ практически не применяется из-за своих больших трудозатрат. Чаще используется второй способ, но эксплуатационному персоналу приходится сталкиваться с рядом проблем. Не всегда возможно обойтись существующими конденсаторами, поэтому приходится устанавливать дополнительные, а это незапланированные затраты. Кроме того, необходимо грамотно выполнить измерения емкостей по фазам как всей сети, так и отходящих линий и провести расчеты. В саратовской энергосистеме применялся второй способ симметрирования сетей с помощью конденсаторов ВЧ связи. Как показала практика, это достаточно эффективный способ.

ИНСТРУКЦИИ ПО ВЕДЕНИЮ РЕЖИМА КОМПЕНСАЦИИ

• «Технические данные о ДГР», в котором необходимо представить полную информацию о ДГР и о том, к какому трансформатору и каким разъединителем подключены ДГР;
• «Ведение режима компенсации», в котором должны быть поэтапно рассмотрены все шаги, связанные с автоматическим и с ручным режимами работы ДГР. Для обслуживающего персонала требуется подробно расписать работу устройств автоматики;
• «Оперативное управление ДГР», где должен быть отражен порядок работы дежурного персонала в случае включения, отключения и перевода в другое положение ДГР;
• «Порядок отыскания места замыкания», в котором должны быть даны указания дежурному персоналу о порядке отыскания места замыкания на землю;
• «Надзор за работой ДГР», где необходимо определить четкие действия дежурного персонала при длительной работе ДГР, указать температуру масла и т.д.

• «Токи компенсации ДГР при всех вариантах их включения», если установлены два и более ДГР со ступенчатым регулированием;
• «Емкостные токи замыкания на землю прилегающих сетей»;
• «Возможные режимы работы и настройка компенсации в сети» с точным указанием, какой ступенчатый ДГР и в какое положение необходимо установить при различной конфигурации сети.

СТАТИСТИКА ЗАМЫКАНИЙ

В табл. 2 представлены данные по нарушениям в электрических сетях 6–10–35 кВ на тепловых электрических станциях Саратовской области с 1994 по 2005 год. Из таблицы видно, что в междуфазные замыкания переходят только от 15,5 до 17,3 % всех замыканий на землю в сетях с точной компенсацией емкостного тока, а в сетях без компенсации емкостного тока замыкания на землю – до 80 %. Какие-либо устройства регистрации при классификации однофазных и многофазных замыканий не применялись, но если однофазное замыкание переходит в многофазное, то срабатывает МТЗ с отключением поврежденного фидера.

ВЫВОДЫ

• измерение емкостных токов замыкания на землю, напряжений несимметрии, емкостей по фазам как всей сети, так и отдельных линий;
• определение ожидаемого уровня перенапряжений при включении новых ДГР;
• выбор всего необходимого оборудования (ячеек для выключателей, трансформаторов, к нейтрали которых будут подключены ДГР, кабельных линий между ячейками и трансформаторами, ДГР, приборов автоматики, конденсаторов смещения нейтрали, если это необходимо, или асимметрирующих трансформаторов);
• при выборе приборов автоматики необходимо предварительно провести работы, связанные с определением стабильности вектора несимметрии, если будет применяться «фазовый» принцип регулирования;
• предусмотреть возможность работы существующей защиты от замыканий на землю при настроенном в резонанс ДГР либо использовать другие виды защит от замыканий на землю.