Трансформаторное оборудование

В последние годы на ряде энергетических объектов произошли повреждения трансформаторного оборудования и вводов классов напряжений 220–500 кВ. Причем в некоторых случаях, как считают специалисты заводов-изготовителей, основная причина повреждений кроется в коммутационных перенапряжениях, возникающих при работе высоковольтных выключателей.
Насколько данный вывод соответствует действительности? Об этом рассуждает Павел Антонович Шейко, долгие годы проработавший в РАО «ЕЭС России».

Павел Шейко, инженер, г. Москва

ТРАНСФОРМАТОРЫ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Повреждения вследствие коммутационных перенапряжений

Повреждения высоковольтных трансформаторов от коммутационных перенапряжений – относительно новая проблема в российской энергетике. Она возникла, когда в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) начали применяться комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией типа КРУЭ, а в открытых распределительных устройствах (ОРУ) стали использоваться высоковольтные выключатели с элегазовой изоляцией.

В [1] приведено пять случаев аварийных ситуаций с трансформаторным оборудованием. Один из них произошел с блочным трансформатором мощностью 400 МВА, напряжением 500/15,75 кВ на Бурейской ГЭС. На этой ситуации остановимся подробнее.

АВАРИЯ НА БУРЕЙСКОЙ ГЭС

В 2002 г. в РАО «ЕЭС России» было принято решение о применении в схеме выдачи мощности Бурейской ГЭС на напряжении 500 кВ оборудования типа КРУЭ (рис. 1).

Рис. 1. Фрагмент главной схемы Бурейской ГЭС на напряжении 500 кВ

Это повлекло за собой изменение ранее запроектированной схемы распределительного устройства 500 кВ. Вместо схемы 3/2 (три выключателя на два присоединения) была применена схема шестиугольника (шесть выключателей на шесть присоединений), что позволило значительно снизить затраты на закупку оборудования КРУЭ.

Мощность от 4-х гидрогенераторов выдается в сеть 500 кВ. Единичная мощность каждого гидрогенератора 335 МВт. Они соединяются с трансформаторами типа ТДЦ-400/500 и образуют единичные блоки генератор–трансформатор. На напряжении 500 кВ каждые два одиночных блока генератор–трансформатор объединяются без выключателей, создают объединенный блок и через кабельную линию подключаются к КРУЭ 500 кВ.

Многое в этом решении было новшеством для российской электроэнергетики:

• применение КРУЭ 500 кВ;
• выполнение проектным институтом рабочей документации для такой задачи;
• соединение блочного трансформатора с оборудованием КРУЭ 500 кВ необходимо было выполнить только кабелем c изоляцией из сшитого полиэтилена длиной более 900 м. Применение маслонаполненного кабеля высокого давления было сопряжено с серьезными техническими трудностями, и от него пришлось отказаться.

В РАО «ЕЭС России» был объявлен конкурс на выбор по-ставщиков оборудования: КРУЭ 500 кВ и кабеля c изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 500 кВ. Конкурсная комиссия отдала приоритет оборудованию фирмы АВВ.

В технических характеристиках на кабель будущий поставщик указал, что зарядный ток кабельной линии составляет 9,3 А. При этом разъединитель, установленный в КРУЭ и включенный последовательно с кабелем, может отключить ток только 0,5 А. Естественно, что выполнять операции по включению и отключению кабельной линии таким разъединителем нельзя. Также нельзя было выполнять операции разъединителями по отключению тока холостого хода блочного трансформатора.

Необходимо отметить, что АВВ не обратила внимание российской стороны на некорректность технического требования к току отключения разъединителя в 0,5 А, а лишь сообщила, что разъединитель соответствует требованием МЭК. Поэтому в предварительном экспертном заключении российских специалистов было отмечено, что разъединитель должен содержать предвключенный резистор. Однако поставщик заявил, что выполнение иной конструкции разъединителя потребует изменения суммы контракта. Удорожание было существенным, на что организаторы конкурса не пошли. В результате требуемые операции отключения/включения пришлось выполнять только выключателями главной схемы.

В 2005 г. 4-й блок генератор–трансформатор в составе объединенного блока был включен в сеть 500 кВ, а в 2006 г. произошло его аварийное отключение.

Как обычно в таких случаях, была сформирована комиссия по расследованию причины повреждения трансформатора. Мнения членов комиссии и специалистов завода в оценке причин возникновения аварии принципиально разошлись.

Завод считал, что наиболее вероятной причиной повреждения являлись коммутационные перенапряжения, которые возникали при отключении и включении блочного трансформатора со стороны 500 кВ. В [1] также вскользь упоминается, что «при возникновении близких коротких замыканий возможно появление резонансных перенапряжений внутри обмотки».

Комиссия же считала причиной повреждения загрязнение трансформаторного масла и попадание в межкатушечный масляный канал постороннего ферромагнитного предмета.

ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ

Более 20 лет тому назад эта проблема возникла и в энергосистемах других стран, когда началось широкое применение КРУЭ.

Зарубежными специалистами был сделан анализ повреждений изоляции не только КРУЭ, но и трансформаторного оборудования. Моделирование переходных процессов при работе коммутационных аппаратов позволило, казалось бы, установить причины повреждения оборудования. В качестве основной причины были названы коммутационные перенапряжения большой кратности и высокой частоты в несколько мегагерц, от которых защитные аппараты ОПН не срабатывали.

В [2] в разделе «Перенапряжения на подстанциях при коммутациях разъединителей» дан анализ зарубежных публикаций по кратности коммутационных перенапряжений и их частоте, возникающих, в частности, при работе разъединителей. Поскольку скорость движения контактов разъединителя небольшая, то при отключении малых емкостных токов возникает несколько повторных пробоев между движущимися контактами разъединителя в процессе отключения (включения). Это явление приводит к появлению высокочастотных (в несколько мегагерц) перенапряжений кратностью более 3 U_ф.нр. На сессии СИГРЭ в одном из докладов была названа кратность перенапряжений даже 4 U_ф.нр.

ТРЕБОВАНИЯ К РАЗЪЕДИНИТЕЛЯМ

Возникающие перенапряжения опасны как для изоляции КРУЭ, так и для другого электротехнического оборудования. Проведенные исследования позволили скорректировать технические требования к разъединителю. Оснащение разъединителя предвключенным резистором, который шунтирует промежуток между главными контактами на время операции отключения (включения), позволяет значительно снизить амплитуду коммутационных перенапряжений. По данным [2], расчеты на моделях КРУЭ для различных схем показали, что применение в разъединителе шунтирующего (предвключенного) резистора позволяет резко ограничить кратность коммутационных перенапряжений: она не превышала 1,6 U_ф.нр. К сожалению, зарубежный опыт не был учтен при применении КРУЭ на Бурейской ГЭС, а в сочетании с длинной кабельной линией это усугубило ситуацию.

Несмотря на отсутствие опыта по применению КРУЭ на высших классах напряжения, в [3] в разделе 3 «Защита подстанций 110–750 кВ с элегазовыми комплектными распределительными устройствами от резонансных, высоко- и низкочастотных коммутационных и грозовых перенапряжений» дано достаточно подробное описание происходящих явлений. При этом указывается рекомендуемое значение предвключенного резистора:

где Z_w – волновое сопротивление коммутируемого разъединителем участка шинопровода.

Однако эта рекомендация не была учтена при применении КРУЭ на Бурейской ГЭС.

Величина коммутационных перенапряжений при отсутствии в разъединителе предвключенного резистора может достигать 2,8 U_ф.нр по отношению к амплитуде фазного наибольшего рабочего напряжения.

Необходимо отметить, что еще в 1998 г. в НИИПТ был разработан и испытан предвключенный резистор, но в силу различных причин практического применения он не нашел.

Применение ОПНЭ и тем более ОПН для защиты оборудования от коммутационных перенапряжений оказывается малоэффективным, поскольку его вольтамперная характеристика в наносекундном диапазоне не оказывает защитного действия и высокочастотная пачка импульсов, генерируемая коммутационным аппаратом, приходит на высоковольтную обмотку трансформатора.

РАСЧЕТЫ

Только после того как произошла авария с блочным трансформатором, проектный институт организовал выполнение работы «Выявление опасных коммутационных перенапряжений на оборудовании 500 кВ (трансформаторах Т3–Т6) Бурейской ГЭС». НИР по данной работе выполнило экспертно-консультационное бюро «ЭКОЛ» [4]. По результатам расчетов по программе РВН (Расчет внутренних перенапряжений) кратность перенапряжений на входе трансформаторов Т3 и Т4 (поврежденного) не превышала 1,8 U_ф.нр, при условии что от шин КРУЭ 500 кВ будет отходить хотя бы одна из трех линий 500 кВ.

В 2010 г. специалисты кафедры ТВН Новосибирского государственного технического университета выполнили измерение коммутационных перенапряжений на трансформаторе Т4 [5]. При проведении опытов по включению и отключению выключателями КРУЭ 500 кВ кратность перенапряжений составила от 1,45 до 2,23 U_ф.нр, что ниже защитного уровня ОПН.

Видно, что, с одной стороны, кратность перенапряжений, полученная по результатам расчета, выполненного бюро «ЭКОЛ», имеет неплохую сходность с результатами натурных экспериментальных измерений. Но, с другой стороны, эти кратности ниже, чем приведенные в [3], и особенно в [2].

Необходимо время как для более детального анализа полученных результатов, так и для уточнения положений раздела 3 в [3]. К выводу о том [4], что возможность и вероятность появления повторных пробоев в выключателях КРУЭ 500 кВ мала и, как следствие, повреждений их изоляции в силу отсутствия высокочастотных перенапряжений и высокой надежности газовых объемов происходить не должно, надо подходить осторожно.

Вместе с тем авторы работы [4] считают, что хотя бы один из выключателей целесообразно оснастить предвключенным резистором и это позволит при дальнейшей эксплуатации снять всю остроту проблемы. Но встает вопрос: почему только один? Ведь кабельная линия может ставиться под напряжение любым выключателем. Необходимо учитывать и то, что в КРУЭ отсутствуют ОПНЭ, которые служили бы дополнительным средством защиты его изоляции.

ПЕРСПЕКТИВЫ

В рабочей группе СИГРЭ по трансформаторам рассматривается проект документа «Руководство по определению и подавлению коммутационных переходных процессов, обусловленных работой трансформатора, коммутационного аппарата и взаимодействием с системой».

Комитет достаточно долго изучал вопрос о внутренних повреждениях изоляции трансформаторов от коммутационных перенапряжений, которые возникают при работе любого выключателя. Число таких повреждений оказалось весьма большим.

В [1] и [5] также дается ссылка на зарубежные источники, которые подтверждают, что при воздействии коммутационных перенапряжений на входе в трансформатор в нем при определенных сочетаниях внутренних параметров могут возникать внутренние резонансные перенапряжения. По своей величине они могут превышать амплитуду коммутационных перенапряжений в несколько раз, что в дальнейшем приводит к аварии в трансформаторе.

Для исключения таких повреждений в документе СИГРЭ будет дан ряд технических решений.

ВЫВОДЫ

Поскольку в настоящее время в российской электроэнергетике отсутствует координирующий орган, каким раньше было Главтехуправление в Минэнерго СССР, то для решения такой сложной задачи необходимо объединение научного потенциала как трансформаторных заводов, так и институтов, включая проектные. В качестве лидера мог бы, по-моему мнению, выступить «Электрозавод», который планирует начать выпуск КРУЭ. Также необходима разработка соответствующих нормативно-технических документов и методических указаний. Кто будет за это отвечать – пока неизвестно.

Что касается проблем на Бурейской ГЭС, то уверен, что целесообразно оснащать предвключенным резистором не выключатели, а в первую очередь разъединители в цепи кабельной линии и в цепи блочных трасформаторов. Это позволит в дальнейшем оперировать именно ими, а не выключателями, т.е. не только сохранить механический ресурс выключателя, но и, самое главное, не снижать системную надежность сети 500 кВ и ГЭС.

Конечно, такая техническая задача непроста, но необходимо найти пути ее решения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Алпатов М.Е., Базуткин В.В. Проблема высокочастотных перенапряжений в силовых трансформаторах // Электро. 2009. № 3.
2. Коммутационные перенапряжения / Науч. ред. Б.М. Тареев. М.: ВИНИТИ, 1990 (ВИНИТИ. Итоги науки и техники. Сер. Электрические станции и сети. Т. 16).
3. Руководство по защите электрических сетей 6–1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. РД 153-34.3-35.125-99. 2-е изд. СПб.: ПЭИПК, 1999.
4. Экспертно-консультационное бюро «ЭКОЛ». Отчет по НИР «Выявление опасных коммутационных перенапряжений на оборудовании 500 кВ (трансформаторах Т3–Т6) Бурейской ГЭС. Этапы 1; 2». СПб., 2007.
5. Лавров Ю.А., Овсянников А.Г., Шевченко С.С., Шиллер О.Ю. Перенапряжения при коммутациях блочного трансформатора 500 кВ элегазовым выключателем // Электро. 2010. № 6.