ПІДГОТОВКА МЕРЕЖІ ДО ВКЛЮЧЕННЯ ДУГОГАСильнИХ РЕАКТОРІВ

6. ПІДГОТОВКА МЕРЕЖІ ДО ВКЛЮЧЕННЯ ДУГОГАСильнИХ РЕАКТОРІВ

Мережа, призначена для роботи з компенсацією ємнісних струмів замикання на землю, повинна мати ступінь несиметрії ємностей фаз щодо землі не менш 0,75%. Якщо ступінь несиметрії перевищує зазначену величину, зниження її досягається вирівнюванням ємностей фаз землі щодо землі, що виконується на підставі схеми мережі із зазначеними на ній розташуваннями проводів фаз А, В, С і тросів на опорах кожної лінії, конденсаторів високочастотного зв'язку й конденсаторів для захисту обертових машин від грозових перенапруг. На схемі повинні бути зазначені також місця розподілів мережі на частині, якщо це передбачено експлуатацією.

Для розрахунків необхідно мати величини й фазні положення напруг несиметрії, обмірювані безпосередньо в мережі й на її ділянках. У мережах 60 кВ і нижче вирівнювання ємностей фаз щодо землі здійснюється зміною положення фаз ліній на шинах підстанцій, уведеннях ліній, опорах, де зроблені відгалуження від ліній, у прольотах між опорами з різними розташуваннями проводів (мал. 6). Наприклад, на лініях 35 кВ із горизонтальним розташуванням проводів у місці вирівнювання ємностей одна П-образна опора заміняється одностійною опорою із трикутним розташуванням проводів, кутом убік проведення крайньої фази, положення якої в суміжних прольотах не змінюється. Висота підвіски проведення цієї фази повинна рівнятися висоті підвіски проводів на суміжних П-образних опорах. Як показано на рис. 6, а, провода що міняються місцями крайньої (А) і середньої (В) фаз переходять із горизонтального у вертикальне й знову в горизонтальне положення.

Зміну положення фаз можна виконати також при переході від схеми підвіски проводів «бочкою», зворотної або прямої «ялинки», або ж від вертикального розташування до горизонтального розташування, як це показано на мал. 6, б, в, г, д. При цьому відстані між проводами в прольотах не менше ніж на опорі.

Конденсатори, встановлювані для захисту від грозових перенапруг обертових машин, повинні підбиратися з врахуванням допустимої несиметрії ємностей фаз мережі щодо землі, тобто ступінь несиметрії їхніх ємностей (С_А, С_В, С_С) повинна задовольняти вимозі

,

де  й .

На довгих лініях 110 й 150 кВ вирівнювання ємностей фаз виконується на транспозиційних опорах.

Оскільки вирівнювання ємностей фаз мережі виконується взаємною заміною положення проводів фаз на лініях, де довжина в км, на якій необхідно зробити взаємну заміну положень проводів фаз А та В, визначається по різниці питомих ємностей.

Якщо для вирівнювання ємностей фаз необхідно поміняти місцями провода фаз А и В, то

а фаз С и В

До вирівнювання ємностей фаз мережі необхідно приступати завчасно, коли ємнісний струм замикання на землю досяг половини значення, зазначеного в табл. 2, щоб вчасно введення в експлуатацію дугогасильних апаратів обсяг робіт по вирівнюванню ємностей був би мінімальним. Тому, коли ємнісний струм замикання на землю мережі досягає зазначеної величини, неприпустимо довільне підключення до шин живильних підстанцій фаз знову високовольтних ліній.

Для того щоб уникнути наступних зайвих витрат при перефазировці ліній, при проектуванні розвитку мережі необхідно враховувати величину й фазу ступеня несиметрії ємностей фаз щодо землі вже працюючої мережі, до якої проектується підключення нових ліній. Дані про ступінь несиметрії можуть бути отримані безпосередніми вимірами або розрахунками.

Найвигіднішим приєднанням фаз нової лінії до фаз діючої мережі є таке, при якому результуючий ступінь несиметрії має найменшу величину при трьох можливих приєднаннях.

Вирівнювання ємностей фаз мережі перефазировкою конденсаторів варто робити тільки тоді, коли ступінь несиметрії ємностей перевищує 15%.

Для запобігання мимовільних зсувів нейтралі в цих мережах у ланцюг обмотки  кожного трансформатора напруги контролю ізоляції повинне бути включене активний опір 25 Ом, розрахований на тривале протікання струму 4 А.

Після перефазировок ПЛ необхідно перевірити наявність трансформаторів струму на однакових фазах. На приєднаннях мережі трансформатори струму можуть не встановлюватися тільки на однаковій фазі.

7. ЕКСПЛУАТАЦІЯ ДУГОГАСильнИХ РЕАКТОРІВ. ВИБІР НАСТРОЮВАННЯ ДУГОГАСильнИХ РЕАКТОРІВ

7.1. Вибір настроювання ДГР

При виборі настроювання ДГР повинні задовольнятися дві основних вимоги:

1. При замиканні на землю через місце ушкодження повинен протікати мінімальний струм, по можливості представляющий собою лише активну складову струму замикання на землю, і струми вищих гармонік, які не можуть бути скомпенсовані.

2. Зсув нейтралі при нормальному й аварійному станах не повинне приводити напруга фаз щодо землі до величин, небезпечним для ізоляції.

У мережах всіх напруг дугогасильні реактори, як правило, повинні мати резонансне настроювання компенсації. Допускаються настроювання з перекомпенсацією, при яких реактивні складові струмів замикання на землю не перевершують 5А та ступеня розстройки  не перевищують 5%, де  й  - дійсні величини реактивних складових ємнісних струмів замикання на землю мережі й струмів дугогасильних реакторів.

У мережах 35 кВ і вище при ємнісних струмах замикання на землю не менш 15 А можна допускати трохи більші ступені розстройки, але не перевищуючі 10%.

У мережах 6, 10, 15 кВ, якщо встановлені дугогасильні реактори мають більшу різницю струмів суміжних відгалужень, тимчасово допускається мати настроювання, при яких реактивна складова струму замикання на землю не більше 10 А.

При відсутності замикання на землю в мережі допускається напруга зсуву нейтралі не більше 0,15 U_ф й більше цієї величини – до 0,3 U_ф протягом 1 години.

Найбільший зсув нейтрали 1,72 U_ф виникає у випадку, якщо від однієї фази мережі відбудеться відділення проводу довжиною 60 км.

Гранична довжина лінії повинна бути перевірена також з обліком підключених до неї навантажених трансформаторів. Цей варіант розрахунку виконується для ступеня максимального зсуву нейтралі при резонансному настроюванні ( ).

Якщо в мережі лінії граничних довжин відсутні, то небезпечні зсуви нейтралі при неповнофазних режимах живлення (обриви проводів, перегоряння запобіжників) виникнути не можуть. У такій мережі робота з недокомпенсацією безпечна. Якщо ж у мережі з недостатньою потужністю дугогасильних апаратів є довгі лінії, то обриви проводів на ділянках довжиною  (рахуючи з боку живлення) можуть привести до небезпечних зсувів нейтралі мережі. Тимчасово до поповнення потужності, що компенсує, на цих ділянках повинен бути посилений експлуатаційний нагляд за станом проводів і з'єднувачів.

Крім того, доцільно підібрати лінію такою довжиною, автоматичне виділення якої на окреме живлення приводило б до резонансного настроювання компенсації або перекомпенсації в іншій мережі з появою в ній напруги зсуву нейтралі, що перевищує 0,3 U_ф.

Недокомпенсація припустима у схемі блоку генератор - трансформатор, тому що в ній виникнення несиметрії ємностей фаз щодо землі практично не можливо, за винятком випадку, коли у трансформаторній групі блоку виведена з роботи одна фаза для ремонту (при неповнофазному режимі роботи трансформаторної групи).

Результати вибору настроювань для різних схем сполучення мережі повинні бути оформлені у вигляді таблиці (табл. 5).

Таблиця 5

Настроювання дугогасильних реакторів

мережі _______кв_______енерго

Незалежно від способу визначення ємнісного струму й струму ДГР обране настроювання компенсації відносно найменшого струму замикання на землю повинно перевіряться виміром цього струму при металевому замиканні на землю фази мережі. Одночасно осцилографуванням магнітоелектричним осцилографом доцільно оцінити складові вищих гармонік у струмі замикання на землю й час , необхідний для відновлення напруги до нормальної фазної напруги мережі після відключення замикання на землю.

Оперативні дії з дугогасильними реакторами виконуються тільки за вказівкою чергового диспетчера енергосистеми або мережного району.

Зміни настроювання дугогасильних реакторів виконуються в наступному порядку:

1.         Черговий диспетчер робить вибір настроювання у зв'язку зі зміною конфігурації мережі або поділом її на частини. Після цього він дає вказівку черговому персоналу електростанцій або підстанцій, на яких установлені ДГР, про зміну настроювань.

2. Черговий персонал по сигнальних пристроях на щиті й у ДГР, а також по відсутності гулу в реакторах переконується у відсутності в мережі замикання на землю.

3. ДГР відключається від мережі роз'єднувачем.

4. Черговий персонал встановлює обране відгалуження, і ДГР підключається роз'єднувачем до мережі.

Якщо відгалуження сигнальної обмотки дугогасильного реактора не виведені на його перемикач, то для забезпечення надійної роботи сигналізації ДГР при зміні його настроювання, необхідно змінити підключення сигнальної обмотки перестановкою кінця сигнального ланцюга з одного незаземленого низьковольтного введення на іншому, відповідному встановленому положенню перемикача відгалужень.

Похожие работы

Захист від перенапруг

Скачать

74855

0

11

... значень струмів КЗ. Результати одного з досліджень преведены в анімації. Малюнок 2.4 - Результати КЗ в центральному фідері (анімація: число кадрів - 6, число циклів - 10) 5. Аналіз способів захисту від перенапруг. 5.1. Захист електроустаткуваня в умовах технічної експлуатації. В умовах постійного погіршення технічного стану розподільних мереж через відсутність необхідних засобів на ...

Заземлення: будова, монтаж і обслуговування

Скачать

36890

2

7

... з електропередавальною організацією та інспекцією протипожежної охорони; -  акт випробовування вентильних розрядників та обмежувачів перенапруг до і після їх монтажу; -  акт на встановлення трубчастих розрядників; -протоколи вимірювання опорів заземлення грозозахисних пристроїв (розрядників, обмежувачів перенапруг і блискавковідводів). Споживач, що експлуатує засоби грозозахисту, повинен мати ...

Проект реконструкції відкритих розподільчих пристроїв 220 кВ на Бурштинській ТЕС

Скачать

52747

27

22

... з підстанцією «Мукачеве», здійснюється експорт електроенергії закордон.   Умовні позначення   Рис 2. Схема видачі потужності БуТЕС 2. Реконструкція ВРП 220 кВ   2.1 Задача реконструкції Головною причиною реконструкції відкритих розподільчих пристроїв на Бурштинській ТЕС є застарілість обладнання і невідповідність його новим євростандартам, так як воно було закладене у 60-хх роках ...

Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ

Скачать

173046

41

10

... меры к его понижению (забивка дополнительных электродов и т.д.). Глава 7. РАСЧЁТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧСЕКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА В данной главе рассмотрим вопросы капиталовложений при реконструкции подстанции, расчет эксплуатационных затрат при проведении текущих ремонтов и технических обслуживаний, определение затрат на потреблённую электроэнергию, расчет экономических показателей при ...