Релейная защита

Обострившаяся проблема защиты подстанций от хищений и вандализма заставляет энергетиков более внимательно относиться к сложившимся в этой области методам.
В статье на примере ПС 110/35/6 кВ описана эксклюзивная практика «Магадан-энерго», применяемая для защиты оборудования и линий электропередачи от мародеров. Авторы рассказали о разработке и реализации технологической схемы включения трансформаторного оборудования подстанции под охранное напряжение одной фазой.

ТРАНСФОРМАТОРНОЕ И КОММУТАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ПС 110/35/6–10 кВ
Включение под охранное напряжение

Виктор Ластовкин, начальник службы РЗАиМ
Виктор Коваль, главный диспетчер
Юрий Муха, ведущий инженер
Филиал «Центральные электрические сети» ПАО «Магаданэнерго», г. Магадан

Подстанция 110/35/6 кВ «Бутугычаг» расположена на заброшенном урановом руднике, где до 1956 г. работали заключенные одноименного лагеря – подразделения ГУЛАГа. Необходимость ее включения под охранное напряжение с выведенными вторичными устройствами защиты, автоматики, сигнализации и управления возникла в начале 2000-х годов и была обусловлена набегами мародеров на подстанцию. В результате одной из атак был выведен из строя ОПУ подстанции, заморожена аккумуляторная батарея и подстанция потеряла управляемость. Руководство «Магаданэнерго» приняло решение демонтировать оборудование. На некоторое время (в зимний период) до начала демонтажных работ подстанцию предполагалось оставить под охранным напряжением.

По предложению службы РЗАиМ подстанцию включили под охранное напряжение одной фазой А. С этой целью была выполнена расшиновка фаз В и С в цепи ввода 110 кВ трансформатора, включен заземлитель наружной установки ЗОН 110 кВ и произведено шунтирование всех коммутационных аппаратов в цепи вводов 110 и 35 кВ трансформатора и в линии.

Защиту оборудования подстанции при такой конфигурации сети и двухстороннем питании предполагалось осуществлять за счет дальнего резервирования (чувствительных ступеней токовых защит нулевой последовательности – ТЗНП) комплектов ступенчатых защит (КСЗ), установленных на питающих линиях со стороны ПС 220 кВ «Усть-Омчуг» и ПС 110 кВ «Омчак».

ПОДХОДЫ К ВЫБОРУ СХЕМЫ ВКЛЮЧЕНИЯ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА ПОД ОХРАННОЕ НАПРЯЖЕНИЕ

Разработка направлена на защиту оборудования ПС от мародеров посредством включения оборудования под охранное напряжение по оптимальной схеме, обеспечивающей электрическую защиту от токов КЗ путем повышения эффективности дальнего резервирования или ограничения токов замыкания до пределов неопасных по термической устойчивости обмоток трансформатора [1].

Напоминаем, что защита трансформатора устройствами РЗА, установленными на ПС, стала невозможной из-за потери источника оперативного тока – аккумуляторной батареи, которая была заморожена мародерами.

Преимущества схемы включения трансформатора одной фазой А (В) заключаются в следующем:

• значительно уменьшаются потери холостого хода трансформатора, пропорциональные основному магнитному потоку Ф;
• исключается возможность возникновения трехфазных КЗ, при которых объем повреждений трансформатора наибольший; более того, за счет понижения напряжения на двух фазах и увеличения сопротивления системы за счет обратного провода (земли) в эквивалентной цепи КЗ значительно уменьшаются токи КЗ и, следовательно, объем возможных повреждений трансформатора;
• создаются условия для эффективного дальнего резервирования трансформатора с помощью ТЗНП питающих ВЛ, тогда как дистанционная защита (3-я ступень) на ВЛ 110, параметры срабатывания которой выбраны по условию отстройки от максимальной нагрузки линий, не обеспечивает достаточную чувствительность при КЗ в трансформаторе отпаечных ПС [2];
• сохраняется возможность надежного питания СН и оперативных цепей (рис. 1, 2).

Рис. 1. Вариант 1 схемы получения оперативного напряжения на ПС «Бутугычаг» в режиме включения трансформатора одной фазой А

Рис. 2. Вариант 2 схемы получения оперативного напряжения на ПС «Бутугычаг» в режиме включения трансформатора одной фазой А

В варианте 1 (рис. 1) схемы питания оперативных цепей напряжение оперативного тока составляет 0,8 U_НОМ, что допустимо по условию управления (минимального напряжения срабатывания электромагнитов включения, отключения) выключателей. В варианте 2 (рис. 2) схемы питания оперативных цепей напряжение оперативного тока составляет 1,1 U_НОМ, что также допустимо по критерию безопасной работы электромагнитов управления выключателей [3].

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ

Нейтраль трансформатора должна быть заземлена, для того чтобы создать путь циркуляции тока нулевой последовательности через обмотку 110 кВ и обеспечить наведение напряжения в обмотках среднего напряжения, то есть в целом создать условия для работы ТЗНП при многофазных КЗ на сторонах 35 и 6 кВ трансформатора.

При включении ненагруженного трансформатора одной фазой, например А, две другие фазы будут возбуждаться магнитным потоком, создаваемым магнитодвижущей силой (МДС) питающей обмотки (фазы А), который замкнется через стержни фаз В и С магнитопровода и распределится между ними обратно пропорционально их магнитной удаленности (магнитному сопротивлению) от стержня питающей обмотки. Ожидаемое распределение магнитных потоков по стержням фаз В и С магнитопровода Ф_В = –2/3Ф_А; Ф_С = –1/3 Ф_А.

Соответственно, наведенные напряжения будут пропорциональны значению магнитных потоков в стержнях Е = 4,44 fwФ_m.

Благодаря наведенным ЭДС при замыкании между фазами обмоток 35(6) кВ в обмотке 110 кВ фазы А появится ток 3I₀, то есть условия для срабатывания ТЗНП.

На рис. 3 приведены экспериментальные подтверждения теоретических выводов и показаны результаты измерения напряжений в обмотке 35 кВ трансформатора. Междуфазные напряжения:
U_АВ = U_А – U_В = 23 – (–12) = 35 кВ;
U_ВС = U_В – U_С = 12 – 7 = 5 кВ;
U_СА = U_С – U_А = 7 – (–23) = 30 кВ.

Рис. 3. Результаты измерения напряжений в обмотке трансформатора 35 кВ ПС «Бутугычаг»

Также выполнены натурные испытания токовой защиты нулевой последовательности при установке закоротки между фазами В и С со стороны обмотки 35 кВ трансформатора ПС «Бутугычаг». Результаты экспериментальной проверки ТЗНП при искусственном двухфазном КЗ (ВС) на стороне 35 кВ трансформатора приведены в пункте 1 выводов.

В последующие годы в энергосистеме получила широкое применение и развитие практика контроля несимметрии трехфазной системы по токам нулевой последовательности 3I₀, значения которых находятся в зоне нечувствительности резервных ступеней (3, 4) ТЗНП. На первом этапе внедрения системы контроля и мониторинга токов нулевой последовательности использовались сверхчувствительные ступени ТЗНП с действием на сигнал, а в дальнейшем для этой цели стали применяться цифровые амперметры со встроенными максимальными реле тока (I >) и цифровые устройства мониторинга анормальных режимов (регистраторы)

При токах замыкания на землю ниже порога срабатывания самой чувствительной ступени ТЗНП, устанавливаемых на ВЛ 110 кВ, контроль тока нулевой последовательности (3I₀) можно осуществлять визуально или фиксировать автоматически при помощи цифрового амперметра, например ЦА 9254, и встроенного в него максимального реле тока (I >), а также других технических средств (регистраторов, устройств ОМП и др.). С этой целью цифровой амперметр ЦА 9254 [4] включается в нулевой провод трансформаторного фильтра тока нулевой последовательности измерительного комплекса линий 110 кВ. Уставка срабатывания реле тока выбирается равной 1–3% (с дискретностью 1%) I_НОМ трансформатора тока, исходя из условия отстройки от тока небаланса 3I_0нб на выходе фильтра тока нулевой последовательности (нулевом проводе) в максимальном нагрузочном режиме.

На рис. 4 приведена схема размещения цифровых амперметров ЦА 9254 (ЦА 9054), а также МП-устройств мониторинга и определения места повреждения типа «Сириус-2-ОМП» (ИМФ-3Р) в сети 110–220 кВ магаданской энергосистемы для контроля несимметрии токов по нулевой последовательности [4].

Рис. 4. Конфигурация системы мониторинга и контроля несимметрии токов по нулевой последовательности для ранней диагностики элементов сети 110-220 кВ ПАО «Магаданэнерго»

Условные обозначения:

– устройство фиксации 3I₀ для ранней диагностики дефектов (нарушений) ВЛ 110 кВ на деревянных опорах при замыкании (утечке) на землю, обрыве фазы и пр.

– устройство фиксации 3I₀ для ранней диагностики дефектов контактной системы выключателей (разъединителей) и контактных соединений ошиновки распределительных устройств 110–220 кВ.

Примечания:

Оперативному персоналу энергообъекта во всех случаях срабатывания устройств фиксации 3I₀ для диагностики дефектов (нарушений) ВЛ 110 кВ и выключателей при переключениях, для идентификации различных видов несимметрии – продольной и поперечной и др. использовать штатные приборы:

• «Сириус-2-ОМП» (ИМФ-3Р) в режимах измерения текущих параметров и в режиме текстового контроля;
• цифровой регистратор «Бреслер» в режиме просмотра текущих режимных параметров.

Данную систему мониторинга и контроля несимметрии токов трехфазных систем можно рассматривать как еще одну из эксклюзивных практик, применяемых в ПАО «Магадан-энерго» для идентификации дефектов и диагностики силового электрооборудования и линий электропередачи 110–220 кВ.

ВЫВОДЫ

1. Включение выключателя 35 кВ на закоротку, установленную на фазах В, С, не привело к срабатыванию ТЗНП, очевидно, вследствие малого тока замыкания. Недостаточность тока замыкания (3I₀) для срабатывания ТЗНП обусловлена небольшим (около 5 кВ) напряжением, действующим в короткозам-кнутом контуре фаз В, С и значительной электрической удаленностью места КЗ от источников питания. И в то же время ток замыкания допустим по нагреву обмоток трансформатора.
2. При КЗ на других сочетаниях фаз ожидается надежное срабатывание ТЗНП.
3. Напряжение, полученное с помощью схемы двухполупериодного выпрямления со средней точкой, имеет нормальное значение и обеспечивает надежное питание оперативных цепей, что проверено экспериментально. В другом варианте питание цепей постоянного тока (оперативных) можно выполнить по мостовой схеме выпрямления междуфазного напряжения (АВ) ТСН.
4. Несложные вычисления позволяют подсчитать энергосбережение за счет уменьшения потерь (Р_Х = 26 кВт) в трансформаторе за период декабрь–апрель, до начала демонтажа трансформатора. Если принять, что потери уменьшаются примерно в 2 раза, энергосбережение составит:
   W_ЭЛ = Р_Х · Т_Ч.СУТ · n_ДН · n_МЕС = 26 · 24 · 30 · 5/2 = 46 800 кВт·ч.

ЛИТЕРАТУРА

1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Министерство энергетики РФ. М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.
2. Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем. Релейная защита сетей. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1984.
3. Объем и нормы испытания электрооборудования. РД 34.45-51.300-97. 6-е изд. М.: ЭНАС, 1988.
4. Преобразователи измерительные цифровые переменного тока ЦА 9254 и напряжения переменного тока ЦВ 9255. Руководство по эксплуатации ТУ ВY 300521831.054-2009. ООО «Энерго-Союз».