7.4.1. Режимы шунтирующих реакторов (ШР) ТГЭС

Согласно проекту на Токтогулской ГЭС предусмотрены шунтирующие реакторы на стороне500 кВ для компенсации емкостных (зарядных) мощностей линий 500 кВ. Были установлены однофазные реакторы типа РОДЦ-60000/500-У1. Суммарная мощность трех фаз составляет 180 МВАр.

На подстанции «Фрунзенская» установлены 2 группы реакторов суммарной мощностью 360 МВАр, на подстанции «Лочин» 1 группа реакторов мощностью 180 МВАр.

Реакторы включаются и отключаются в зависимости от уровня напряжения на шинах станции и подстанций, т.е. они используются только в двух режимах «включено» и «отключено». При превышениях напряжения ШР включаются и, наоборот, при его снижениях отключаются. Таким образом, ведется дискретное регулирование уровня напряжения. Например, включение шунтирующего реактора  на Токтогулской ГЭС в среднем снижает напряжение на стороне 500 кВ поданным летних и зимних замеров за 10 лет примерно на 8 кВ. На подстанции «Фрунзенская» включение одной или обеих групп реакторов снижает напряжение на 8-12 кВ. При отключении реакторов соответственно на столько же повышается напряжение на узле.

Согласно замерам на п/ст. «Фрунзенская» с 1996 по 2004г.г. и на Токтогулской ГЭс с1994 по2002г.г. перегрузок реакторов не было. Они загружались номинальной мощностью или меньше. Только один раз трехфазная группа реакторов на ТГЭС загружалась до 190 МВАр, т.е. всего на 5,5% больше номинальной мощности. Изменения напряжения на шинах станции и подстанций мало влияли на загрузку реакторов. Анализ режимов работы ТГЭС за 10 лет показывает, что ШР в основном компенсировали реактивную мощность, вырабатываемую генераторами станции. Имел место парадокс, на генераторах вырабатывают реактивную мощность и тут же его компенсируют. Вряд ли здесь есть резон. Шунтирующие реакторы, вместо того, чтобы выполнять свои функции – компенсировать реактивную мощность линий, компенсируют реактивную мощность, вырабатываемую генераторами. В период с июля 2003 года по май 2004 года ТГЭС работала без шунтирующих реакторов. Анализ уровней напряжения показал незначительное повышение среднего напряжения по сравнению с предыдущими годами, но оно находилось на нормальном уровне в 2003г. -525 кВ, в 2004 -528 кВ. Уровень напряжения на п/ст. «Фрунзенская» в эти годы оказался даже ниже, чем по сравнению с предыдущими годами.

Сравнение уровней напряжения с включенными реакторами и без них показал, что уровни напряжения мало отличаются друг от  друга. Напрашивается вывод, что применение ШР на ТГЭС малоэффективно для компенсации реактивной мощности ЛЭП 500 кВ.

Одним серьезным отрицательным фактом является частые отключения и включения шунтирующих реакторов. Как мы выше отметили, в нормальном режиме не претерпевают перегрузок. Но, тем не менее, не так редко реакторы выходят из строя. Причиной оказались переходные процессы, возникающие при коммутациях. При включениях и отключениях возникают коммутационные перенапряжения, которые вызывают большие динамические усилия в реакторе, за счет которых они выходят из строя.

За время после пуска Токтогулской ГЭС имели место ряд повреждений шунтирующих реакторов. Реактор фазы «А» вышел из строя в 1994 году за счет взрыва. Реактор фазы»В» вышел из строя в 2003 году. Имели место взрыв и возгорание масла. Реактор фазы «С» по результатам обследования 2004 года признан негодным к эксплуатации. В нем были выявлены многочисленные дефекты. Имел место выход из строя реактора на п/ст. «Фрунзенская». Выше нами было показано, что в нормальных режимах реакторы не претерпевали перегрузок, ни при каких режимах работы генераторов, линий электропередач. Можно с уверенностью сделать вывод, что причиной повреждения реакторов никак не могут быть какие – либо перегрузки в нормальных режимах. Некоторые предполагают, что причиной их выхода из строя является износ изоляции и старение масла. Однако периодические анализы масла, испытания изоляции не показывали каких- либо серьезных отклонений качества масла и изоляции.

Причиной выхода из строя реакторов являются коммутационные перенапряжения, возникающие при включении и отключении реакторов. При включении реактора с индуктивностью L, возникает колебательный контур с линиями электропередач с емкостью С. Согласно теории, происходит обмен энергией между элементами с емкостью и элементами с индуктивностью. Между магнитными и электрическими полями возникает колебательный процесс. Переток энергии между емкостями и индуктивностями вызывает переходный процесс. Переходные токи, возникающие при включениях и отключениях, вызывают в реакторе большие электродинамические усилия. Электродинамические силы вызывают ослабление прессующих шпилек обмотки, нарушения изоляции стягивающих шпилек, нарушение связи между прессующими вертикальными пластинами, обрыв проводов шлейфа главных выводов обмотки. Осмотры реактора с вскрытием активной части выявляют другие многочисленные дефекты: повсеместное вспучивание изоляции между катушками секции обмотки, выгорание межвитковой изоляции, замыкание стяжных шпилек вертикальных шунтов, смещение экрана на нижней плите вследствие этого ослабление крепежных болтов (согласно акту обследования от 2003 г.). Все эти повреждения являются следствием воздействия электродинамических сил. Эти повреждения вызывают повышенный нагрев, а также приводят к пробою изоляции. Причиной повреждения реакторов является не старение изоляции обмоток и окончания срока службы, а коммутационные перенапряжения.

По конструкции реакторы аналогичны силовым трансформаторам. Однако силовые трансформаторы имеют намного меньший параметр потока отказов. При одинаковом сроке службы трансформаторов и реакторов, на Токтогулской ГЭС и подстанциях «Фрунзенская» и «Лочин» каких-либо повреждений на трансформаторах не происходило, в то время как имели место неоднократные повреждения в реакторах. Причиной повреждений реакторов является частые включения и отключения реакторов. Возникающие при коммутациях переходные токи создают большие электродинамические силы внутри реактора, за счет которых происходят различные механические разрушения или повреждения в магнитопроводе, в крепежных деталях и в обмотках.

Возникающие при коммутациях перенапряжения представляют опасность и для другого оборудования, таких как кабель 500 кВ и прочие. При стремлении защитить кабель и прочее оборудование от повышений напряжений в 2,5-3 %, установкой шунтирующих реакторов, искусственно создаются перенапряжения, превышающие номинальное в несколько раз. Факты возникновения перенапряжений подтверждаются пробоями искровых промежутков вентильных разрядников. Пробивное напряжение вентильного разрядника РВМК-500П составляет от 660 до 760 кВ, импульсное пробивное напряжение – 1070 кВ. За период 2000 – 2004 годы на Токтогулской ГЭС разрядники на каждой фазе пробивались от 45 до 54 раз.

При включении выключателя реактора, возникающие переходные токи по данным осцилографирования доходили до 2100 А (10,5 номинала), что вызывает катастрофические динамические удары в обмотках реактора, которые приводят к витковым замыканиям, обрывам элементов обмотки и необратимому выходу реактора из строя. Факт возникновения перенапряжений при операциях выключателями также подтверждается срабатываниями вентильных разрядников на п/ст. «Фрунзенская». При проведении около 400 операций выключателями реактора, разрядник фазы «В» сработал 108 раз.  Было предложено поменьше производить операции с выключателями реакторов. Предложено в летнее время при малых нагрузках держать реакторы включенными, а зимнее время отключенными, и не производить ежесуточные отключения и включения, что означает включение и отключение производить всего 2 раза в год. Возможен полный отказ от использования шунтирующих реакторов на Токтогулской ГЭС. Обоснованием такого предложения является очень малый приток реактивной мощности от Л-509 (Токтогульская ГЭС — Фрунзенская) , так в 2004 г. ее приток составил в среднем всего 6,35 МВА и малая выработка ее на самой станции 56,6 МВАр. Эта выработанная реактивная мощность идет к п/ст. «Лочин», которая там востребована для поддержания напряжения. Основной приток реактивной мощности, генерируемая на линиях, идет к п/ст. «Фрунзенская». При включении шунтирующих реакторов снижается напряжение на выводах генераторов, что вызывает увеличение выработки ими реактивной  мощности, которая идет на компенсацию индуктивной мощности ШР. При включении ШР создается мощный колебательный контур, который при включениях и отключениях создают очень большие перенапряжения.

Использование реакторов на Токтогулской ГЭс противопоказано с точки зрения возникновения коммутационных перенапряжений при включении и отключении шунтирующих реакторов. Коммутационные перенапряжения более опасны для кабелей 500 кВ и прочего оборудования, чем небольшие повышения напряжения на 2-3%. Повышения напряжения при отключенных реакторах на Токтогулской ГЭС находились в пределах нормы. Нормы утверждены Циркуляром № Ц-01-95 (Э) «О допустимых эксплуатационных повышениях напряжения промышленной частоты на электрооборудовании 500-750 кВ ЕЭС России, утвержденного Департаментом науки и техники РАО ЕЭС России от 15.03. 1995 г. Нами предлагается отказаться от использования шунтирующих реакторов на электростанциях. При их включении снижение напряжения автоматически компенсируется выработкой реактивной мощности генераторами станции. Реальные замеры показывают, что ШР мало отсасывают зарядную мощность линии и очень мало влияют на уровень напряжения в системе.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Посмотреть все записи с меткой: