 |
УПРАВЛЯЕМЫЕ ШУНТИРУЮЩИЕ
РЕАКТОРЫ
Выбор параметров
максимальных токовых защит
Андрей Долгополов,
д.т.н.,
технический директор
ОАО «ЭЛУР»,
г. Москва
В настоящее время в электрических сетях России напряжением 110–500 кВ от МЭС
Востока до МЭС Северо-Запада эксплуатируется более 40 управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов (УШР) и география их применения продолжает
расширяться – они уже установлены в Беларуси, Казахстане, Литве.
При вводе УШР в работу и дальнейшей эксплуатации немаловажное значение
имеет состав и расчет параметров релейной защиты. Андрей Геннадьевич Долгополов в своем материале рассматривает вопросы выбора этих устройств.
Основные принципы проектирования релейной защиты (РЗ)
УШР напряжением 110–500 кВ, рекомендуемый состав защит и
выбор их параметров срабатывания были рассмотрены в ряде
статей (например, в [1, 2]). В них отмечалось, что основным
отличием УШР от трансформаторов является необходимость
отдельной защиты каждой обмотки, поскольку при насыщении
стержней магнитопровода изменяется потребляемый ток первой
гармоники только в сетевой обмотке (СО) реактора. Защита СО
УШР выполняется по аналогии с РЗ неуправляемого шунтирующего реактора 500 кВ, включая в себя как минимум продольную
и поперечную токовые дифференциальные защиты, а также газовую защиту, действующую при всех видах повреждений внутри
бака реактора. При этом выбор соответствующих терминалов,
их резервирование, конфигурирование и расчет параметров
срабатывания (уставок) защит не вызывают затруднений.
Однако практика проектирования и ввода в эксплуатацию
УШР показала, что выбор максимальных токовых защит (МТЗ)
и их уставок для вторичных обмоток реактора, а также для трансформаторов с преобразователями (ТМП) далеко не всегда
оптимален по составу, типам терминалов и параметрам срабатывания, определяющим основные требования чувствительности, селективности и быстродействия. В первую очередь это
связано с недостаточным пониманием режимов работы УШР
и назначения защит. Поэтому представляется необходимым
подробнее рассмотреть эти вопросы на примере трехобмоточного реактора напряжением 500 кВ типа РТУ-180000/500,
схема электрических соединений которого со встроенными
трансформаторами тока (ТТ) приведена на рис. 1.
Реакторы 110–330 кВ с аналогичной схемой соединений отличаются от приведенного, кроме мощности и класса напряжения,
отсутствием форсировочного (динамического) ТМП, поскольку
для них не требуется максимальная скорость набора или сброса
мощности, соответствующая времени полного изменения 0,3 с.
При этом от РУ 10(6) кВ подстанции питается не форсировочный,
а резервный ТМП, идентичный основному, а минимально возможное время набора или сброса мощности возрастает до 1 с.
Все реакторы указанного типа имеют схему соединений
обмоток переменного тока – сетевой (СО) и компенсационной
(КО) – «звезда с нулем–треугольник–11» с напряжением КЗ
между ними порядка 55%. Как следствие, максимальный ток
в обмотках УШР при трехфазном КЗ на выводах КО не превышает двукратного номинального тока, поэтому применявшиеся ранее [1] встроенные токоограничивающие дроссели
за КО отсутствуют. Номинальное напряжение КО в режиме
холостого хода реактора составляет 11 кВ, а в номинальном
режиме снижается в соответствии с напряжением КЗ (eк) примерно вдвое.
Для УШР класса 500 кВ номинальный ток сетевой обмотки равен 198 А при номинальном напряжении 525 кВ, при
которых обеспечивается потребление реактивной мощности
180 МВАр.
Реакторы 500 кВ могут иметь однофазное или трехфазное
исполнение при одинаковых функциональных возможностях.
В случае однофазного исполнения «треугольник» КО собирается внешней воздушной ошиновкой, поэтому встроенные ТТ
на выводах КО каждой фазы УШР оказываются включенными
на токи «треугольника» вторичной обмотки. При трехфазном
исполнении имеются две группы ТТ КО, одна из которых включена в «треугольник», другая – на линейные выводы КО.
На рис. 1 указаны имеющиеся встроенные ТТ для РЗ УШР.
При этом на линейных вводах СО может быть до шести ТТ,
в том числе для целей регулирования, измерений и модели
температуры обмотки. Для продольной дифзащиты СО с ошиновкой и для измерений практикуется также использование
ТТ в цепи выключателя.
Как видно из приведенной схемы, в существующих комплектациях УШР 500 кВ отсутствуют ТТ на стороне низшего
напряжения форсировочного ТМП, а для КО предусмотрена
только одна группа встроенных ТТ. Это сужает возможности
проектирования защит соответствующих элементов реактора
в полном объеме и резервирования токовых цепей релейной
защиты КО.
Для компенсации емкостного тока дуги в цикле однофазного
автоматического повторного включения (ОАПВ) с линейным
УШР возможно применение дополнительного компенсирующего (дугогасящего) реактора в нейтрали СО – «четвертого луча»,
как и в известных схемах с неуправляемыми линейными шунтирующими реакторами 500–750 кВ. Для обоснования необходимости применения такого компенсационного реактора и его
параметров при длине ВЛ более 350 км требуется проведение
соответствующих расчетов. В случае применения компенсационного реактора завод-изготовитель рекомендует использовать
в цикле ОАПВ закорачивание фазы «треугольника» вторичной
обмотки УШР, соответствующей поврежденной фазе линии,
для чего применяются выключатели на выводах КО.
ИСХОДНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И УСЛОВИЯ
КО реактора в нормальных режимах нагружена только током третьей гармоники (около 1 кА в реакторе 500 кВ, при этом
током ТМП до 60 А можно пренебречь), поэтому она выполняется с уменьшенным сечением и в паспортных данных заводизготовитель указывает соответствующий номинальный ток посечению меди (для УШР-500 – 1700 А). При этом приведенный
номинальный ток в КО равен 5780 А, а ток в «треугольнике»
КО при трехфазном КЗ на ее выводах – порядка 10 кА.
Номинальный (длительно допустимый) ток обмотки управления (ОУ) составляет 2250 А, или 750 А на каждую из трех
фаз ОУ, соединенных параллельно и подключенных к выходам
выпрямленного тока ТМП.
Номинальный ток СО реактора при реальных напряжениях в сети 500 кВ достигается при значениях выпрямленного
тока 1800–2000 А. Циркуляция в ветвях ОУ постоянной составляющей этого тока не позволяет установить в ее ветвях
встроенные ТТ, поэтому единственной защитой ОУ от КЗ,
связанных с магнитопроводом, является МТЗ ОУ на ТТ в цепи
ее заземления.
При замыкании ОУ на корпус (магнитопровод) в ветви заземления обмотки появляется переменный синусоидальный
аварийный ток величиной до нескольких кА, определяемый
числом замкнувшихся витков и параметрами встроенных
шунтирующих ОУ сопротивлений (10...20 Ом). В рабочих
режимах реактора переменный ток конструктивной несимметрии в этой ветви не превышает одного ампера, а в цепи
заземления обмотки при нормальной ее изоляции практически
отсутствует. Поэтому уставка МТЗ ОУ может выбираться в
диапазоне 10–20 А с выдержкой времени 0,2 с от возможных
коммутационных токов включения.
Кроме известных различий между УШР и силовыми
трансформаторами по конструкции, составу оборудования и режимам работы, для выбора оптимального состава
релейной защиты соответствующих обмоток важны два
обстоятельства.
Первое – это уже упомянутое повышенное до 55% eк
между обмотками СО и КО, что предопределяет величину
максимально возможного тока в обмотках УШР при трехфазном КЗ на выводах вторичной обмотки ниже двойного
номинального значения, приведенного к соответствующему
напряжению. Соответственно все другие виды внутренних и
внешних КЗ (кроме КЗ на вводах СО и вблизи них) дают еще
меньшие значения аварийных токов в обмотках. При этом
заводские и сетевые испытания УШР показали, что режим
трехфазного короткого замыкания КО с указанными токами
эти реакторы выдерживают без повреждений и перегревов в
течение более 5 минут.
Второе обстоятельство определяется тем, что управляемый
реактор является единственным и последним («тупиковым»)
присоединением за своим выключателем, не имея при этом
разветвленной сети и большого числа активных нагрузок
на стороне низшего напряжения. Кроме существенно более
низкой вероятности возникновения «сквозных» КЗ за КО и
значительно меньших токов этих КЗ, для УШР не играют
существенной роли вопросы дальнего резервирования и обеспечения селективности его защит с соответствующими защитами последующих присоединений и нагрузок. Можно также
отметить, что отключение генератора или трансформатора
сопряжено с недоотпуском электроэнергии потребителям, в то
время как временный вывод реактора из работы не приводит
к подобным последствиям.
НЕКОТОРЫЕ СРАВНЕНИЯ
Исходя из сказанного выше, сравним традиционные требования к быстродействию, селективности, надежности и
чувствительности РЗ применительно к силовым трансформаторам и УШР.
Быстродействие РЗ мощного трансформатора напряжением
220–500 кВ является важнейшим требованием с точки зрения
как развития повреждений в нем при высокой кратности токов
КЗ, так и возможности сохранения нормальной работы энергосистемы и питания нагрузок.
Селективность основных и резервных защит трансформатора, включенного в разветвленную сеть по питанию и потребителям, не менее важна. Из таких же очевидных соображений
следуют высокие требования к надежности РЗ трансформатора,
в том числе к недопустимости излишних срабатываний и возможности дальнего резервирования. Требования к чувствительности определяются нормами ПУЭ.
На основании такого же подхода можно утверждать, что
для МТЗ вторичных обмоток управляемого реактора эти требования располагаются в обратном порядке: чувствительность
к внутренним повреждениям, в особенности к витковым замыканиям, должна быть максимальная, а быстродействие защиты
при внешних КЗ некритичное, поскольку величины токов
в обмотках УШР при этом соизмеримы с номинальными.
Наиболее показательно эти различия в требованиях и составе
РЗ проявляются в защитах СО и КО УШР. Для силовых трансформаторов широко используется со стороны обмотки высшего
напряжения весь ряд существующих в терминалах токовых
резервных защит: токовой защиты нулевой последовательности
(ТЗНП), токовой защиты обратной последовательности (ТЗОП)
и МТЗ с комбинированным пуском по напряжению.
Для УШР эти защиты являются необязательными и излишними, поскольку даже МТЗ с пуском минимального
напряжения недостаточно эффективна при высоком eк и отсутствии режимов перегрузки и самозапуска с высокой кратностью к номинальному току. Существующие же проектные
решения и варианты реализации МТЗ КО не являются вполне
удовлетворительными при всем разнообразии возможных
исполнений.
Практическое применение получили два варианта исполнения РЗ КО на ТТ, встроенных в обмотку «треугольника».
Сторонники быстродействующих защит с абсолютной селективностью проектируют дифференциальную токовую защиту
на ТТ КО, соединенных в «треугольник», а в других плечах –
на «звезде» ТТ выключателей ТМП.
Преимуществами такого решения являются отсутствие выдержки времени, высокая чувствительность (нет необходимости отстраиваться от третьей гармоники в «треугольнике» КО)
и одновременная защита ошиновки до ТТ выключателей ТМП.
Как уже отмечалось, высокое быстродействие для РЗ вторичных
обмоток УШР не принципиально, а защиту внешней ошиновки
10 кВ можно с таким же успехом возложить на МТЗ КО.
Принципиальными недостатками дифференциальной защиты КО являются невозможность действия при витковых замыканиях, а также отсутствие резервирования защит смежных
обмоток ОУ и СО. Это особенно важно для обмотки управления,
МТЗ которой в цепи ее заземления работоспособна только при
замыканиях, связанных с корпусом или магнитопроводом
(«землей»). При этом в случае наиболее вероятных витковых
замыканий КО или ОУ приходит в действие только газовая
защита без всякого ее резервирования.
Другим, более правильным вариантом с точки зрения
резервирования и действия при всех видах замыканий является МТЗ КО, включенная на полные токи фаз. Как показано
в [1, 2], ее необходимо отстраивать по току от максимального
действующего значения третьей гармоники, циркулирующей
в «треугольнике» КО в промежуточных режимах нагрузки реактора, а по времени – от токов включения и однофазных КЗ
на стороне высшего напряжения.
Поскольку максимум третьей гармоники вместе с нагрузкой работающего ТМП не превышает 16–18% приведенного
номинального тока обмотки КО, уставка указанной МТЗ может
составлять 0,25–0,3 о.е., что соизмеримо по чувствительности с
современными продольными дифзащитами трансформаторов.
Чувствительность этой МТЗ можно дополнительно увеличить,
если исключить из входных токовых сигналов реле терминала
третью гармонику с помощью ее фильтрации. Для УШР 500 кВ
максимальное действующее значение третьей гармоники в КО
составляет 1050 А.
ЧТО ИМЕЕМ?
К сожалению, на практике МТЗ КО реализуется в микропроцессорных терминалах с исключением токов нулевой последовательности и третьей гармоники соединением ТТ КО
в «треугольник» либо обработкой входных токовых сигналов
в аналоговых и программных фильтрах симметричных составляющих.
В результате реле МТЗ терминала реагируют только на
первую гармонику прямой последовательности и не действуют
при витковых замыканиях в КО и смежных обмотках, когда
токи в ТТ каждой фазы «треугольника» КО равны и совпадают
по фазе (синфазны), т.е. эквивалентны токам нулевой последовательности и третьей гармоники.
Изменить жесткую логику и программу обработки входных
токовых сигналов в терминалах многих производителей не
представляется возможным без участия изготовителя.
При этом МТЗ КО фактически действует только при маловероятных междуфазных КЗ внутри бака УШР или при тех же КЗ
на внешней ошиновке 10 кВ. При преимущественном для сетей
России однофазном исполнении реакторов 500 кВ такая защита
при внутренних повреждениях в обмотках не работает.
Положение можно было бы исправить, если дополнить МТЗ
защитой нулевой последовательности, включенной на те же ТТ
КО после фильтра симметричных составляющих. Однако канал
ТЗНП во многих терминалах, применяемых для вторичных
обмоток УШР 500 кВ, отсутствует.
На введенном в эксплуатацию в сентябре 2009 г. УШР 500 кВ
на ПС «Иртыш» проектом принята дифференциальная продольная дифзащита КО и ошиновки 10 кВ, не действующая при
витковых КЗ и не позволяющая реализовать дополнительную
МТЗ или ТЗНП. Более того, в терминале защит КО и ОУ при
реализации дифзащиты отсутствует отдельный вход для канала
МТЗ ОУ, что привело к необходимости реализовать эту защиту
в виде третьего плеча дифзащиты без выдержки времени и без
селективности между этими защитами.
Ситуация с токовыми защитами КО и ОУ для реактора 500 кВ
на ПС «Томская», запущенного в октябре 2009 г., не лучше,
хотя там реализована отдельная МТЗ ОУ в цепи ее заземления
с требуемыми уставками, а защита КО спроектирована в виде
МТЗ. Однако МТЗ КО, как указывалось выше, включена на токи
первой гармоники прямой последовательности, что не позволяет ей реагировать на витковые КЗ в КО и ОУ. Дополнительного
канала ТЗНП примененный терминал не имеет.
По информации специалистов-релейщиков, более правильным было бы включить МТЗ на линейные токи (с соответствующим пересчетом уставок), тогда отсутствовала бы компенсация
токов нулевой последовательности, но третья гармоника при
этом исключалась. Это позволило бы реагировать защите на
полный ток первой гармоники каждой фазы и с максимально
возможной чувствительностью действовать как при междуфазных, так и при витковых замыканиях в КО и в смежных
обмотках (при отстройке по времени от медленно затухающих
токов включения и АПВ).
Для УШР 500 кВ на ОРУ Аксуской ГРЭС в Казахстане с единственной группой ТТ в обмотке «треугольника» проектом принят
комбинированный вариант защиты обмотки КО и ее ошиновки:
отдельный терминал для МТЗ на фазных фильтрованных токах
и последовательно с ним отдельный терминал дифзащиты,
включенный на цепи, собранные в «треугольник». Дифзащита
при этом предназначена для защиты ошиновки, а МТЗ – для
защиты КО, ОУ и резервирования защиты ошиновки.
УШР напряжением 220 кВ имеют аналогичную описанной
выше схему соединений, состав оборудования (за исключением
форсировочного ТМП) и примерно тот же состав защит.
ПРОВЕДЕННЫЕ РАСЧЕТЫ
Моделирование в программе NRАSТ [1, 2] с достаточной
точностью отражает токи в обмотках реактора при коротком
замыкании секций, расположенных на одном полустержнемагнитопровода. На рис. 2, 3 приведены расчетные осциллограммы витковых замыканий в КО и ОУ при закорачивании
одной из секций соответствующей обмотки (половины витков).
Токи фаз в «треугольнике» КО при этом синфазны, а их величина достигает нескольких килоампер и существенно зависит
от переходного сопротивления в месте КЗ. Вероятность таких
внутренних КЗ достаточно мала (замыкания на отводах секций
либо двойные замыкания витков на магнитопровод), поэтому
более вероятны КЗ рядом расположенных витков или катушек
КО или ОУ. При меньшем количестве замкнувшихся витков
ток в КО также уменьшается, поэтому нужно стремиться к
снижению уставки МТЗ (ТЗНП) КО вплоть до уровня 0,1 о.е.
(550 А первичных для КО УШР 500 кВ).
При этом следует учитывать, что при включении УШР в
сеть (и в циклах АПВ) в токе КО присутствует весь спектр
гармоник, причем основная гармоника 50 Гц преобладает с существенным превышением указанной уставки (до 0,2…0,3 о.е.)
и постоянной времени затухания более 1 с. Поэтому должен
существовать разумный компромисс между параметрами
срабатывания РЗ КО и желанием сократить ее зону нечувствительности к витковым замыканиям в обмотках УШР.
Для реакторов 500 кВ в качестве ориентиров можно принять
значения уставок 0,2 о.е. (1100 А) по току и 1,5 с по времени.
Этого достаточно и для отстройки по времени от внешних КЗ
на стороне 500 кВ.
На ПС «Томская» для компенсационной обмотки УШР принята двухступенчатая МТЗ с уставками 2100 А; 0,5 с для первой
ступени и 1000 А; 1,5 с для второй ступени. Она не реагирует
на витковые КЗ, ток третьей гармоники и синфазные токи КО
при включении реактора в сеть.
Характер затухания токов включения в обмотках УШР показан на рис. 4 для РТУ-180000/330, при сетевых испытаниях
которого на ПС «Барановичи» полные токи фаз в «треугольнике» КО записывались в регистраторе «Парма». Величины
и формы токов включения в КО реактора зависят от ряда
факторов, в том числе от разновременности включения фаз
выключателя и наличия на нем устройства синхронизации,
от величины остаточного намагничивания или тока предварительного подмагничивания, от предшествующей нагрузки
УШР до АПВ и т.д.
Для дальнейшего снижения тока срабатывания МТЗ КО
и дополнительного повышения ее чувствительности можно
применить загрубление этой защиты по току при включении
реактора путем блокировки или торможения, например, второй гармоникой в КО, соизмеримой при включении реактора
с основной.
Продолжение материала будет опубликовано в следующем
номере журнала.
ЛИТЕРАТУРА
1. Долгополов А.Г. Релейная защита управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов // Электрические станции.
2006. № 12.
2. Долгополов А.Г. Особенности релейной защиты управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов напряжением 110–500 кВ // Электротехника. 2007. № 1.
| 
|
