 |
СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Использование искусственно
созданных уравнительных токов
Известно, что в обмотках силовых трансформаторов при их параллельной работе с различными коэффициентами трансформации протекают уравнительные
токи. Инструкция по эксплуатации трансформаторов допускает параллельную
работу трансформаторов с различными коэффициентами трансформации
в пределах нагрузочной способности обмоток каждого трансформатора и их
(трансформаторов) допустимого перевозбуждения.
Виктор Дмитриевич Ластовкин в своем материале описывает некоторые примеры использования создаваемых искусственным способом уравнительных токов
в электроустановках магаданской энергосистемы для различных целей.
УРАВНИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ В РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ
Неконтролируемые уравнительные токи, возникающие в
элементах электрической сети и генераторах электростанций
в различных аварийных режимах, представляют серьезную
опасность для проводов линий электропередачи и электрооборудования энергосистемы, т.к. при длительном протекании они
могут привести к пережогу проводов ЛЭП и потере ими механических свойств, к нарушению термической, а в отдельных
случаях и электродинамической стойкости высоковольтного
электрооборудования.
Напротив, искусственно создаваемые (контролируемые)
уравнительные токи могут полезно использоваться в энергосистеме, например, в релейной защите или для регулирования
режимов узлов нагрузки по напряжению.
В релейной защите известна практика использования
уравнительных токов между параллельно включенными силовыми трансформаторами с различными коэффициентами
трансформации для проверки продольной дифференциальной
защиты трансформаторов (ДЗТ) первичным током [1] на заключительном этапе проверки (наладки).
В ОАО «Магаданэнерго» этот способ используется в основном на подстанциях с небольшими нагрузками сезонного
характера (горно-рудные предприятия) при внеплановых
(послеаварийных) проверках дифференциальной защиты
трансформаторов в случаях ее неселективной (излишней)
работы при внешних КЗ (отказы несрабатывания), а также на
подстанциях, на которых установлены достаточно мощные
трехобмоточные автотрансформаторы связи со слабо нагруженной третичной обмоткой и т.д.
Уравнительный ток создается двумя параллельно включенными трансформаторами, переключатели (РПН) которых
устанавливаются на различные ответвления регулировочной
обмотки (РО) трансформаторов, т.е. различные коэффициенты трансформации. В [1] приведена формула для расчета
значений уравнительного тока и даны прочие рекомендации
по реализации данного способа проверки ДЗТ первичным
током, поэтому нет необходимости в их подробном описании.
Остановимся более детально на оценке получаемых результатов
измерения напряжения небаланса (Uнб) на зажимах исполнительного органа реле типа ДЗТ-11 или РНТ-565 и др. при проверке защиты уравнительным током.
В нормативной литературе [2] по релейной защите трансформаторов и автотрансформаторов выравнивание вторичных
токов (МДС) при расчете и выборе уставок (витков) продольной дифференциальной защиты для реле типа РНТ-565 и
ДЗТ-11 выполняется для среднего положения переключающих
устройств (РПН) регулировочных обмоток трансформаторов. Следовательно, при включении трансформаторов на
уравнительные токи хотя бы в одном из них положение РПН
будет отличаться от среднего, что приведет к появлению значительной составляющей тока небаланса I'нб, обусловленной ке напряжения (тока) небаланса в исполнительном органе
реле, расчетное значение составляющей напряжения (тока)
небаланса, обусловленного регулированием напряжения на
трансформаторе, должно вычитаться из измеренного значения
напряжения небаланса.
При данном уравнительном токе Iур между трансформаторами измеренное напряжение небаланса Uнб(1), приведенное
к номинальному току Iном трансформатора, определяется из
выражения:
Примечание. Измерения выполняются на стороне включения РО трансформатора.
Вместо уравнительного тока Iур в формуле (2) может фигурировать ток нагрузки Iн в случае, если проверка выполняется
током нагрузки на трансформаторе, РПН которого установлен
в положение, отличное от среднего, и есть составляющая небаланса, обусловленная регулированием, для ее исключения
из результата измерения.
Схема проверки дифференциальной защиты трансформаторов созданием уравнительного тока между параллельно включенными трансформаторами приведена на рис. 1. Регулируемый трансформатор на ней обозначен стрелкой.
Диапазон регулирования напряжения (коэффициента
трансформации) Т2 дан в относительных единицах (о.е.)
номинального напряжения (коэффициента трансформации)
среднего ответвления регулируемой обмотки. Схема цепей
дифференциальной защиты условная, без выравнивания
вторичных токов. Принято допущение, что расчетные токи
плеч дифференциальной защиты примерно равны I12 = I22 при
нахождении РПН в среднем положении.
При проверке исправности цепей тока дифференциальной
защиты одного из параллельно включенных трансформаторов
(Т1) уравнительным током регулирование напряжения (коэффициента трансформации) следует выполнять на другом трансформаторе (Т2). Это исключает появление в дифференциальном
реле составляющей тока небаланса от регулирования напряжения и упрощает процедуру оценки результатов измерения
напряжения небаланса Uнб на зажимах исполнительного реле.
Регулятор напряжения на одном из трансформаторов (Т1),
дифференциальная защита которого проверяется, устанавливается в среднее положение, на другом (Т2) положение РПН
выбирается исходя из требуемого значения уравнительного
тока (0,15 – 0,2 Iном т) по условию получения достоверных результатов измерений в цепях защиты.
Уравнительный ток можно получить при отклонении
регулятора напряжения от среднего значения в сторону увеличения напряжения регулируемой обмотки, что позволит
выполнить тренбование безопасной работы трансформатора
по напряжению.
УРАВНИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ
МЕЖДУ ТРАНСФОРМАТОРАМИ
В питающих электрических сетях 110–220 кВ с некомпенсированной зарядной мощностью ЛЭП в режиме минимальных
нагрузок наблюдаются случаи недопустимого повышения
напряжения в отдельных узлах нагрузки, опасного в первую
очередь из-за перевозбуждения трансформаторов, не имеющих
регулировочной обмотки или имеющих недостаточный диапазон регулирования напряжения ΔU,% и др.
Баланс реактивной мощности электрической сети в целом
характеризуется равенством суммарной генерируемой ΣQг и
потребляемой ΣQп реактивной мощности и определяет некоторый средний уровень напряжения в сети [3]:
ΣQг = ΣQп.
Напряжение в узле нагрузки может значительно отличаться
от среднего, и регулировать его можно изменением условий
баланса Q электрического узла, в частности, увеличивая потребление реактивной мощности.
В уравнение баланса реактивной мощности узла нагрузки
входит составляющая ΣQт потерь мощности в трансформаторах:
Qг = Qн + ΔQт + Qр, (3)
где Qг – реактивная мощность, вырабатываемая генераторами
электростанций, синхронными компенсаторами и шунтовыми конденсаторными батареями, зарядная мощность линий
электропередачи;
Qн – реактивная (индуктивная) мощность, потребляемая
нагрузкой;
Qр – мощность, потребляемая шунтирующими реакторами;
ΔQт – потери реактивной мощности в понижающих трансформаторах узла нагрузки.
В тех случаях, когда Qг отдельного узла нагрузки определяется в основном избыточной зарядной мощностью линий
электропередачи Qз, присоединенных к узлу, установленная
мощность шунтирующих реакторов в узле Qр = 0 и влиять на
уменьшение генерации линий (компенсацию) Qз путем перевода в режим недовозбуждения турбогенераторов районной
электростанции практически невозможно, остается единственная возможность снизить напряжение в узле нагрузки за счет
увеличения потерь ΔQт в трансформаторах узла.
Потери ΔQт в понижающих трансформаторах при небольшом потреблении активной и реактивной мощности в узле
можно увеличить за счет создания искусственной циркуляции
уравнительных токов в обмотках трансформаторов, при этом
потери реактивной мощности в трансформаторах ΔQт при их
параллельной работе с различными коэффициентами трансформации на стороне СН и НН и номинальном токе в обмотке
ВН будут определяться по формуле:
где Uк. вн*, Uк. сн* – соответственно напряжения короткого замыкания обмоток ВН–НН и ВН–СН в о.е.;
Sном.т – номинальная полная мощность трансформатора;
Iном. вн – номинальный ток обмотки ВН;
I'н. нн, I'н. сн – соответственно токи нагрузки (уравнительные токи)
обмоток НН и СН, приведенные к стороне ВН трансформатора.
Примечание. На рис. 2а и 2б цифрами возле символа трансформатора показаны: числом в скобках – положение РПН; числом
за скобками – напряжение (коэффициент трансформации)
используемого ответвления регулируемой обмотки, в данном
случае ВН, в о.е. номинального напряжения (коэффициента
трансформации) среднего ответвления, U* ном ср = 1.
Данный способ понижения напряжения до безопасных
пределов путем смещения баланса Q электрического узла в
сторону дополнительного потребления реактивной мощности
за счет увеличения потерь ΔQт в трансформаторах подстанции
в режимах минимальных нагрузок можно применять в случаях,
когда все другие способы – включение шунтирующих реакторов, изменение конфигурации (топологии) сети 110–220 кВ,
перевод генераторов и синхронных компенсаторов в режим
недовозбуждения (потребления реактивной мощности) – исчерпаны как резервные, а также при неисправности или
выводе в плановый ремонт шунтирующих реакторов или их
коммутационной аппаратуры.
Способ особенно эффективен в режимах минимальных
нагрузок подстанции, когда силовые трансформаторы мало
загружены активной мощностью и доля реактивной мощности,
обусловленной уравнительными токами в трансформаторах,
может достигать в пределе номинальной мощности трансформатора. Суммарные потери реактивной мощности ΔQт при
этом могут доходить в среднем до 10% суммарной номинальной мощности параллельно работающих трансформаторов, с
учетом их типовых характеристик (Uк).
ИСКУССТВЕННЫЙ ШУНТИРУЮЩИЙ РЕАКТОР
Устройство из двух трансформаторов на подстанции, включенных на уравнительные токи путем установки РПН трансформаторов на различные коэффициенты трансформации,
можно рассматривать как искусственный шунтирующий
реактор (ИШР) с точки зрения компенсации зарядной мощности и понижения напряжения в узле. ИШР как устройство
компенсации Q имеет определенные преимущества:
- регулируемое потребление реактивной мощности;
- небольшие потери активной мощности, равные суммарным потерям в трансформаторах;
- мобильность (топологическая) и отсутствие затрат на внедрение.
При этом существуют и недостатки, например, ограниченный ресурс РПН, определенные сложности в оперативном и
техническом управлении.
Данный способ регулирования напряжения неоднократно
применялся в нерском узле нагрузки магаданской энергосистемы с учетом топологии ее сетей 110–220 кВ и режимов генерирующего оборудования по реактивной мощности, т.е.:
- большая зарядная мощность линий 220 кВ и в частных случаях ВЛ 110 кВ;
- работа генераторов гидроэлектростанции в емкостном квадранте с ОМВ;
- наличие так называемых подстанций глубокого ввода, например, ПС 110 кВ «Нера-Новая» и ПС 220 кВ «Омсукчан».
На рис. 2 приведен пример использования уравнительных
токов для регулирования (понижения) напряжения в узле нагрузки. Режим ИШР смоделирован для одного из текущих режимов
ПС 110 кВ «Нера-Новая».
Из рис. 2б видно, что при данных положениях РПН параметры
режима трансформаторов (ИШР) имеют следующие значения:
- ток нагрузки Iн одного из трансформаторов равен номинальному Iном, т.е. критерий безопасной работы по нагрузочной способности обмоток трансформатора не превышен;
- глубина регулирования напряжения на шинах 110 кВ составила почти 10 кВ;
- потери реактивной мощности в трансформаторах (потребление реактивной мощности ИШР) составляют ΔQт = 4,5 Мвар, или 9% суммарной номинальной мощности 2х25 МВА;
- потери активной мощности в трансформаторах незначительны и составляют ΔРт = 0,2 МВт при практически предельном режиме по нагрузочной способности одного из трансформаторов;
- критерий безопасной работы по напряжению для трансформатора с относительным коэффициентом трансформации Кт = 0,91 безусловно выполняется.
Манипулируя РПН, следует помнить о том, что должны выполняться условия безопасной работы трансформаторов [4] и
показателей качества напряжения у потребителя:
- длительная работа трансформаторов допускается при напряжениях в питающей сети, не превышающих номинальное напряжение ответвления обмотки трансформатора более чем на 10% Uном. отв., но не выше наибольшего рабочего напряжения Uраб
 1,1 Uном. отв;
- токи Iн в обмотках ВН, СН, НН трансформаторов с учетом циркуляции уравнительных составляющих не должны превышать нагрузочную способность трансформаторов Iн 1,05 Iном;
- отклонения напряжения у потребителя должны быть в допустимых пределах.
ВЫВОДЫ
1. Контролируемый уравнительный ток между трансформаторами можно использовать для проверки дифференциальной защиты трансформаторов и объективно оценивать
небалансы в реле.
2. Контролируемые уравнительные токи в трансформаторах
можно использовать для понижения напряжения в узлах
электрической сети до безопасных пределов по условию обеспечения нормальной работы магнитной системы трансформаторов и выполнения требований к качеству напряжения у
потребителей, когда все другие способы исчерпаны. Альтернативный способ регулирования (понижения) напряжения
направлен на обеспечение сохранности оборудования.
ЛИТЕРАТУРА
1. Справочник по наладке вторичных цепей электростанций и
подстанций / под редакцией Э.С. Мусаэляна. 2-е изд., перераб.
и доп. М.: Энергоатомиздат, 1989.
2. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов
110–500 кВ. Расчеты. М.: Энергоатомиздат, 1985.
3. Веников В.А., Идельчик В.И., Лисеев М.С.. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат,
1985.
4. Правила технической эксплуатации электрических станций и
сетей Российской Федерации. Министерство энергетики РФ.
М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.
| 
|
