Стартовая >> Архив >> Предотвращение и ликвидация гололедных аварий

Способы отключения поврежденной выпрямительной установки - Предотвращение и ликвидация гололедных аварий

Оглавление
Предотвращение и ликвидация гололедных аварий
Виды и параметры гололедно-изморозевых отложений
Влияние метеоусловий на процесс гололедообразования
Влияние параметров ВЛ на процесс гололедообразования
Нормативные параметры гололедных нагрузок
Эргатическая энергосистема
Применение системного подхода для повышения надежности
Комплексная система мероприятий
Плавка гололеда
Плавка гололеда постоянным током
Схемы выпрямительных установок при плавке постоянным током
Схемы соединения проводов для плавки гололеда  постоянным током
Способы отключения поврежденной выпрямительной установки
Выбор реакторов
Выбор трансформаторов
Специальный трансформатор тока для релейной защиты установок плавки
Выносной заземлитель для схем плавки гололеда постоянным током
Релейная защита
Максимальная токовая защита
Релейная защита от замыканий на землю в цепи постоянного тока
Релейная защита, селективно выявляющая пробой плеча
Релейная защита от коротких замыканий на землю
Импульсные реле типа РИ-1 и РИ-2
Выбор поврежденной фазы при пробое плеча выпрямительного моста
Определение места повреждения при плавке гололеда постоянным током
Комплекс прогноза и раннего обнаружения
Датчик гололедной нагрузки
Погрешности
Системы телеизмерения гололедных нагрузок для сетей с изолированной нейтралью
Кодирование информации
Схемы питания датчиков
Линейный преобразователь
Приемный преобразователь
Системы телеизмерения гололедных нагрузок для сетей с глухозаземленной нейтралью
Аналоговые измерительные органы линейных преобразователей
Радиотелемеханические системы
Автоматизированный метеопост для раннего обнаружения гололедообразования
Конструкция датчиков осадков
Литература

Глава 5. Особенности проектирования установок плавки гололеда
5.1. Способы отключения поврежденной выпрямительной установки

Согласно [16] и типовому проекту Южного отделения института «Энергосетьпроект» для защиты ВУ предусмотрен дуговой короткозамыкатель с комплектом нестандартног о оборудования и аппаратуры, назначение которого - создание искусственного трехфазного КЗ на вводах поврежденной ВУ, отключаемого выключателем УГ1Г на стороне 10 кВ. Однако дуговой короткозамыкатель не обеспечивает эффективное шунтирование вентилей ВУ и в дальнейшем институтом “Энергосетьпроект” был дополнен выключателем-короткозамыкателем, создающим при срабатывании металлическое КЗ. Принятое техническое решение, когда любой режим с перегрузкой но току автоматически переводится в режим трехфазного КЗ, неоправданно увеличивает число КЗ на стороне низшего напряжения АТ- 330-500 кВ.
Создание искусственного трехфазного КЗ может применяться только при пробое плеча УГ1Г' и только в том случае, когда отсутствует приемлемый альтернативный вариант отключения поврежденной УПГ. Практический опыт применения УПГ на подстанциях ОЭС Северного Кавказа не выявил случая, когда потребовалось бы использование короткозамыкателя.
При недостаточной отключающей способности выключателя УПГ необходимо селективное выявление режима пробоя плеча ВУ (п.6.4), что полезно во всех случаях для ускорения определения места повреждения УПГ.
Ниже рассмотрены альтернативные варианты отключения поврежденной УПГ, представленные на упрощенной схеме рис.5.1 и в табл.5.1.
Способ отключения поврежденной УПГ выбирается на основе технико-экономического обоснования и определяет, в первую очередь, расчетные условия выбора выключателя.
Вариант 1. Отключение УПГ выключателем Q1. Выключатель на стороне 10 кВ Q1 может отключить аварийный ток при пробое плеча ВУ при любых параметрах схемы, если его отключающая способность

где 31к - действующее значение аварийного тока в поврежденной фазе при пробое плеча ВУ в наихудшем случае, когда RK/XK>0; 1к - действующее значение тока трехфазного КЗ на вводах ВУ. Ток поврежденной фазы не проходит через нуль, поэтому не может быть отключен выключателем Q1

в этой фазе, однако он отключается двумя другими фатами выключателя, токи в которых имеют бостоновую паузу (см. рис.4.1 7,а). Выполнение расчетного условия обеспечивает термическую стойкость дугогасительной камеры выключателя в поврежденной фазе ВУ та время отключения тока.

Рис.5.1. Упрощенная схема питания УПГ
Таблица 5.1

Вариант 2. Отключение УПГ выключателем Q1 с пофазным управлением. При выполнении Q1 с пофазным управлением и отключением от релейной защиты вначале неповрежденных фаз отключающая способность Q1 может быть снижена, так как при этом требуется

где βном - номинальное относительное содержание апериодической составляющей в момент размыкания дугогасительных контактов.
Приведенное выражение получено для наихудшего случая, когда R<X>0 и апериодическая составляющая в неповрежденных фазах 1а=1km

Время размыкания дугогасительных контактов выпускаемых промышленностью выключателей с учетом минимального времени 0,01с срабатывания РЗ равно 0,065-0,1с. Таким образом, отключающая способность выключателя

Вариант 3. Отключение УПГ трехфазным выключателем Q2, устанавливаемым в фазах низшего напряжения группы однофазных автотрансформаторов. Отключающая способность выключателя Q2 должна быть такая же, как и у Q1 с пофазным управлением, так как после отключения переменного тока одной из фаз выключателя токи в двух других не превышают значений токов в неповрежденных фазах ВУ.
Вариант 4. Отключение УПГ путем одновременного действия релейной защиты при пробое плеча на выключатели Q3 и Q1.
При одновременном действии релейной защиты на отключение воздушного выключателя Q3 и масляного Q1 отключающая способность Q1 может быть снижена из-за меньшего времени отключения Q3. Обычно полное время отключения воздушного выключателя tΒ.OΤΚΛ Q3 меньше собственного времени отключения масляного выключателя tc.B, otkji q1. При этом отключающая способность Q1 выбирается по режим) отключения трехфазного КЗ на вводах ВУ согласно ГОСТу. Если приведенное условие не выполняется, обеспечить его можно введением задержки на отключение Q1 только при пробое плеча.
Вариант 5. Отключение УПГ выключателем Q3, затем отключение в бестоковую паузу Q1 с последующим АПВ (или без АПВ) выключателя Q3. При этом возможно ускорение действия АПВ.
Отключающая способность выключателя Q1 при этом выбирается только по режиму отключения трехфазного КЗ согласно ГОСТу. Этот способ совместно с поперечной дифференциальной защитой нулевой последовательности УПГ, действующей только при пробое плеча ВУ [21,22], начиная с 70-х годов применяется на нескольких подстанциях ОЭС Северного Кавказа. При этом каких - либо режимных ограничений (нарушение устойчивости и т. д.) не возникало.
Вариант 6. Отключение вначале одной фазы на стороне высшего напряжения выключателем Q3, затем трех фаз выключателем QI с последующим довключением отключенной фазы Q3.
Этот способ, в отличие от предыдущего, позволяет сохранить транзит мощности на сторонах высшего и среднего напряжения автотрансформаторов подстанции и может быть использован, если возникнут режимные ограничения для отключения трех фаз. Влияние параметров схемы на аварийный ток поврежденной фазы ΙΛ/Ικ и, следовательно, на расчетное условие выбора выключателя Q1 иллюстрируют кривые 1-3 на рис.5.2.

При отсутствии резистора KN в нейтрали отключение только одной поврежденной фазы выключателем Q3 дает незначительный эффект по требованиям k QI, зависящий от коэффициента а = Хс/Хк, где Хс - эквивалентное реактивное сопротивление системы на стороне НН трансформатора, Хк=Хс+Хр, Хр - сопротивление токоограничивающею реактора. Однако, если в нейтраль трансформатора включить резистор RN = 0,1 Хк, то требования к Q1 резко снижаются и его отключающая способность определяется уже по условию

Рис.5.2. Зависимости действующего значении тока поврежденной фазы:
Ia/Ik (кривые 1-7) и сопротивления резистора в нейтрали Rn/Хк (кривые 8-11) от соотношения сопротивлении а=Χc/Хк: 1-5, 8, 9 - со стороны ВН отключена фаза А; 6, 7, 10, 11 - со стороны ВН отключена фаза В;
1 - Rk/Xk =0; Rn /Хк = 0;                                     2 - Rk/Xk = 0.05; Rn/Xk=0;
3-Rk/Xk = 0; Rn /Хк -0,1;
4, 6, 9, 11 - Rk/Xk = 0;                                        5, 7, 8, 10 - RK/XK = 0,1
Расчеты напряжения в нейтрали трансформатора при отключении поврежденной фазы со стороны высшего напряжения показали, что ею величина в наихудшем случае при R/Хк=0 не превышает 10-15 % номинального при включении в нейтраль резистора сопротивлением R<0,1Х,
Выбор отключаемой фазы на стороне ВН при пробое плеча ВУ иллюстрируют кривые 4, 5, 8, 9 на рис.5.2, соответствующие отключению на стороне ВН поврежденной фазы A, и 6, 7, 10, 11, соответствующие отключению на стороне ВН фазы В, следующей за поврежденной. Для каждого а при RK/XK = 0 или 0,1 значения Rn/Xk (кривые 8, 9, 10, 11) обеспечивают “прерывистый” режим, когда даже в токе поврежденной фазы ВУ появляются бестоковые паузы. Как видно из сравнения кривых 8, 9 и 10, 11, сопротивление резистора RN, вводимого на время плавки для обеспечения “прерывистого” режима, должно быть приблизительно в два раза меньше, если на стороны ВН отключается поврежденная фаза, а не следующая за ней. Ток поврежденной фазы ВУ 1А/1К в этих случаях отличается незначительно (кривые 4, 5 и 6, 7). Отключение на стороне ВН фазы С с переменным током мало влияет на аварийные токи ВУ.
Таким образом, для эффективного снижения аварийных токов ВУ (токов выключателя Q1) необходимо на время плавки включать резистор Rn в нейтраль трансформатора, питающего ВУ, а при пробое плеча ВУ отключать кратковременно со стороны ВН именно поврежденную фазу.
Пример 5.1. Выбор способа отключения УПГ для одной из подстанций ОЭС Северного Кавказа.
Питание УПГ осуществляется от обмоток НН 10,5 кВ группы однофазных АТ. Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ на шинах НН 10,5 — 38,6 кА, индуктивное сопротивление реактора в цепи УПГ Хр = 0,35 Ом. Максимальный фазный ток плавки 2900 А.
Решение. Эквивалентное сопротивление системы и автотрансформатора, приведенное к стороне НН,

Ток трехфазного КЗ на вводах ВУ (за реактором)

Токи при пробое плеча УПГ в установившемся режиме при RK/XK=0 поврежденная фаза А            1А=35,7 кА; 1Aи=33,6 кА; 1Аmах=50,4 кА;
неповрежденные фазы В и С Iu =1с=20,6 кА; 1ва=1са=16,8 кА;

Результаты выбора выключателя и, следовательно, способа отключения УПГ обобщены в табл.5.2.
Установка в схеме УПГ масляного бакового выключателя типа С-35 с номинальным током 3200 Л и номинальным током отключения 50 кА позволяет реализовать любой из вариантов отключения УПГ на стороне ПН автотрансформатора, включая самый тяжелый для выключателя - первый способ, который и может быть рекомендован в качестве основного.
Таблица 5.2


Тип и номинальные параметры
выключателя Q1 (Q2)

Возможный № варианта отключения УПГ по табл.5.1

1

С-35/3200—50

1

2

ВМПЭ-10/3200-31,5

2,3

3

ВМПЭ-10/3200-20

4, 5, 6



 
« Повышение надежности определения мест повреждения на ВЛ 110-220 кВ и размещении фиксирующих приборов   Проблема повышения надежности и долговечности электросетевых конструкций »
электрические сети