Дугогасні реактори в мережах 6-35 кВ

ДУГОГАСНІ РЕАКТОРИ В МЕРЕЖАХ 6–35 кВ Досвід експлуатації

Володимир Кучеренко, Валерій Сазонов, Дмитро Багаєв, інженери ВАТ «Саратовенерго», м. Саратов

На початку 20-го століття стало очевидним, що проблема зниження аварійності в мережах 6-35 кВ при однофазних замиканнях на землю (ОЗЗ) тісно пов'язана зі способом заземлення нейтралі живлячого трансформатора. Німецький вчений Петерсен ще в 1915 році запропонував заземлювати нейтраль живлячого трансформатора через індуктивну котушку, яку в даний час називають реактором дугогасіння (ДГР). Індуктивність реактора підбирається такою, щоб у контурі, утвореному цією індуктивністю та сумарною ємністю фаз щодо землі, виникав резонанс на промисловій частоті, що веде до рівності індуктивної та ємнісної складових струму замикання на землю. Величина струму замикання на землю в місці пошкодження знижується до мінімуму і полягає в межі активної складової і струмів вищих гармонік. Це дозволяє тривалий час працювати із замиканням однієї з фаз на землю. У саратовській енергосистемі починаючи з 1955 року за активної участі Федора Андрійовича Лихачова почали активно застосовуватися компенсуючі пристрої. Загальна кількість ДГР в енергосистемі наведена у табл. 1.

МЕРЕЖІ 6–10 кВ

В електричних мережах 6–10 кВ стан справ із компенсацією ємнісних струмів замикання на землю досить складний. У значній частині розподільчих пристроїв встановлені тільки ступінчасті ДГР, а в інших розподільних пристроях встановлені і ступінчасті ДГР, що працюють в базисному режимі, і плунжерні плавнорегульовані ДГР. У тих розподільних пристроях саратовської енергосистеми, де встановленітільки ступінчасті ДГР 6–10 кВ, застосовуються покажчики налаштування реакторів дугогасних ступінчастого типу «РЕЗОНАНС-У». Ці пристрої є свого роду індикаторами розладу компенсації ємнісних струмів замикання на землю і дозволяють відстежувати зміни, що відбуваються в мережі. На підставі показань покажчиків налаштування черговий персонал переводить дугогасні реактори в потрібне положення. Враховуючи, що значна кількість ліній електропередачі, що відходять, від розподільчих пристроїв 6–10 кВ не належать самій енергосистемі, відстежувати ситуацію щодо зміни конфігурацій цих мереж, а відповідно і ємнісних струмів, досить проблематично. Ця ситуація непередбачувана та змінюється протягом доби багаторазово. Крім того, необхідно враховувати і об'єктивні складнощі, пов'язані з обслуговуванням ступінчастих ДГР, такі як дії оперативного персоналу (подання заявки на перемикання струму компенсації, написання бланка перемикань тощо). Протягом доби, як зазначалося, може відбутися безліч змін у мережі, тому черговий персонал часто-густо просто ігнорує роботи, пов'язані з правильним веденням режиму компенсації ємнісних струмів. Також необхідно врахувати, що не на всіх підстанціях є постійний черговий персонал, багато підстанцій обслуговують чергові оперативно-виїзні бригади (ОВБ). Таким чином, складається парадоксальна ситуація: у розподільчих пристроях встановлені ДГР та покажчики налаштування, а кількість відмов та аварійних ситуацій у мережах 6–10 кВ не лише не зменшилась, а, навпаки, зросла. Пов'язані ці аварійні ситуації, у тому числі і з неправильним веденням режиму компенсації ємнісних струмів.

Набагато менше проблем у мережах з плавнорегульованими плунжерними ДГР. Усі плунжерні ДГР працюють уавтоматичний режим. Роботу ДГР в автоматичному режимі забезпечують автоматичні регулятори типу "РЕЗОНАНС-А". Робота регуляторів ґрунтується на добре відомому «фазовому» принципі. Але необхідно відзначити свої нюанси, пов'язані з експлуатацією автоматичних регуляторів для дугогасних реакторів плунжерного типу, робота яких ґрунтується на цьому принципі. Справа в тому, що ці регулятори дуже чутливі до вектора несиметрії, який в деяких мережах нестабільний і змінюється фазою і амплітудою. При цьому робота регулятора порушується, а на привід ДГР подаються нескінченні імпульси про зміну струму компенсації, причому як у бік зменшення, так і збільшення збільшення. Ця проблема може бути вирішена декількома способами. Необхідно або проводити роботи з упорядкування мереж, а враховуючи, що більшість мереж не належать енергосистемі, це практично неможливо, або встановлювати регулятори, робота яких заснована на інших принципах налаштування. Можливі й інші способи вирішення цієї проблеми, менш ефективні, але простіші за виконанням. Наприклад, запровадження тимчасових затримок у роботу автоматичних регуляторів, тобто. регулятори видають сигнали на привід ДГР з певною витримкою часу, що задається стороною, що експлуатується. На разові, незначні коливання мережі регулятор не реагуватиме, таким чином, не буде постійних смикань і розбивання приводів ДГР. Напевно, можливі й інші способи вирішення цієї проблеми. У 1980 році в саратовській енергосистемі було введено в експлуатацію 20 плунжерних плавнорегульованих дугогасних реакторів ZTC-800 10 кВ фірми EGE виробництва Чеської Республіки. З них 8 дугогасних реакторів було встановлено на п'яти теплових електричних станціях, а 12 дугогасних реакторів – у Центральних.електричні мережі енергосистеми. Придбання чеських плавнорегульованих ДГР було обумовлено тим, що такого обладнання на той час вітчизняна промисловість не виробляла. Ці ДГР відрізняються:

точним налаштуванням на ємнісний струм мережі;
високою якістю виконання вузлів та механізмів;
широким діапазоном регулювання струмів (від 7 до 77 А для 6 кВ та від 13 до 130 А для 10 кВ).

В даний час на теплових електричних станціях Саратовської області знаходяться в експлуатації 8 плунжерних плавнорегульованих дугогасних реакторів ZTC 10 кВ, 800 кВА, фірми EGE.За більш ніж 25 років експлуатації плунжерні реактори показали себе надійним та невибагливим в обслуговуванні обладнанням. За ці роки було виявлено лише кілька незначних дефектів, які були усунені силами ремонтних організацій енергосистеми та не призводили до аварійних ситуацій. До таких дефектів належать:

текти сальників на кількох ДГР після 20 років експлуатації;
поломка шплінту приводу на двох ДГР.

Поряд з ДГР типу ZTC в енергосистемі останніми роками перебували в експлуатації й вітчизняні плавнорегульовані ДГР типу РЗДПОМ. Однак діапазон струмів регулювання вітчизняних ДГР значно менший, а враховуючи значні коливання ємнісних струмів протягом доби, це є фактором їх стримування.У 2003 році була прийнята на обслуговування підстанція, де встановлені дугогасні реактори з підмагнічуванням типу РУВМ з відповідними пристроями автоматики САНК. Можна відзначити таке:

відстежити правильну роботу САНК і відповідно РУОМ вкрай важко, якщо взагалі це можливо в експлуатації, на відміну від плавнорегульованих плунжерних ДГР та відповідних пристроївавтоматики, які працюють на «фазовому» принципі;
будь-яких даних про генеруванні РУОМ вищих гармонік, описаних у різній літературі, немає, т.к. дослідження у мережі, де вони встановлені, не проводилися;
за час роботи системи однофазних замикань у мережі не було.

У зв'язку з тим, що було здійснено заміну кабельних ліній на повітряні, величина ємнісних струмів замикання на землю зменшилася і відповідно до ПТЕ відпала необхідність компенсації ємнісних струмів замикання на землю. 2005 року реактори були виведені з роботи.За останні 6–7 років спостерігається інтенсивний розвиток розподільчих мереж 6–10 кВ та відповідно збільшення ємнісних струмів замикання на землю. Величина ємнісних струмів замикання на землю почала досягати сотень ампер, і відповідно до ПУЕ та ПТЕ необхідно застосовувати пристрої для компенсації цих струмів. Однак відразу виникає низка питань щодо розміщення додаткового обладнання в існуючих розподільчих пристроях: осередків з вимикачами, трансформаторів виведення нейтралі, самих ДГР, приладів автоматики тощо.

МЕРЕЖІ 35 кВ

У мережах 35 кВ настроювання компенсації ємнісних струмів замикання на землю відбувається простіше. Справа в тому, що всі мережі 35 кВ, за рідкісним винятком, належать енергосистемі та перебувають у віданні чергового диспетчера. Тому будь-які зміни конфігурації мережі обумовлені вказівками. Оперативному персоналу потрібно лише вибрати по таблиці необхідну конфігурацію та підібрати положення перемикачів ступінчастих ДГР. Але у цих мережах є свої тонкощі, пов'язані, наприклад, із симетруванням самих мереж. Відповідно до РД.34.20.179 у мережах 35 кВ вирівнювання ємностей фаз щодо землі має виконуватися транспозицією проводів, а також розподіломконденсаторів високочастотного зв'язку. Перший спосіб практично не застосовується через свої великі трудовитрати. Найчастіше використовується другий спосіб, але експлуатаційному персоналу доводиться стикатися із низкою проблем. Не завжди можна обійтися існуючими конденсаторами, тому доводиться встановлювати додаткові, а це незаплановані витрати. Крім того, необхідно грамотно виконати вимірювання ємностей по фазах як всієї мережі, так і ліній, що відходять і провести розрахунки. У саратовській енергосистемі застосовувався другий спосіб симетрування мереж за допомогою конденсаторів ВЧ зв'язку. Як показала практика, це досить ефективний метод.

ІНСТРУКЦІЇ З ВЕДЕННЯ РЕЖИМУ КОМПЕНСАЦІЇ

СТАТИСТИКА Замикань

У табл. 2 представлені дані щодо порушень в електричних мережах 6–10–35 кВ на теплових електричних станціях Саратівської області з 1994 по 2005 рік. З таблиці видно, що у міжфазні замикання переходять лише від 15,5 до 17,3 % всіх замикань на грішну землю в мережах з точної компенсацією ємнісного струму, а мережах без компенсації ємнісного струму замикання землі – до 80 %. Якісь пристрої реєстрації при класифікації однофазних і багатофазних замикань не застосовувалися, але якщо однофазне замикання переходить у багатофазне, то спрацьовує МТЗ з відключенням пошкодженого фідера.