РД 34.46.505-97

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРОФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ И НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ

Дирекция по научно-технической политике

Акционерное общество открытого типа научно-исследовательский институт электроэнергетики (АО ВНИИЭ)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПЕРЕВОДУ БЛОКОВ ГЕНЕРАТОР-ТРАНСФОРМАТОР (АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ) ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В РЕЖИМ НЕСИММЕТРИЧНОЙ НАГРУЗКИ ДЛЯ ПОФАЗНОГО РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРА (АВТОТРАНСФОРМАТОРА), ПОФАЗНОГО РЕМОНТА И РЕВИЗИИ ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ НА ОТКРЫТОМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОМ УСТРОЙСТВЕ

РД 34.46.505-97

Срок действия с 01.06.98

до 31.12.2002

РАЗРАБОТАНЫ: Акционерным обществом открытого типа "Научно-исследовательский институт электроэнергетики" АО ВНИИЭ

ИСПОЛНИТЕЛЬ: С.С. Ананянц

УТВЕРЖДЕНЫ: Директором по научно-технической политике РАО "ЕЭС РОССИИ" А.П. Берсеневым

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

1 Основание для разработки

Основанием для разработки "Методических указаний …" является План основных работ АО ВНИИЭ на 1996 г.

2 Состояние вопроса

В нашей стране накоплен определенный опыт исследований и внедрения несимметричных нагрузочных режимов в практику эксплуатации гидроэлектростанций (ГЭС). В частности, АО ВНИИЭ, в том числе совместно с ГрузНИИЭГС, выполнены работы по внедрению несимметричных нагрузочных режимов на укрупненных блоках Волжской ГЭС им. В.И. Ленина, Саяно-Шушенской ГЭС, Красноярской ГЭС, Волжской ГЭС им. 22-го Партсъезда и на ряде ГЭС СНГ.

Вместе с тем, до настоящего времени нет руководящего документа, систематизирующего и обобщающего результаты большого количества выполненных работ и, одновременно, устанавливающего порядок использования упомянутых режимов для пофазного ремонта (ПР) элементов блоков ГЭС.

3 Цель и задача разработки документа

Целью работы является разработка Методических указаний (МУ) по переводу блоков ГЭС, генераторы которых работают через трансформаторные (Т) или автотрансформаторные (AT) группы, в режим несимметричной нагрузки для выполнения ПР элементов блока, устанавливающих объем и порядок проведения ПР и регламентирующих надежное решение вопросов в рамках ограничений, налагаемых при работе блоков ГЭС в этом режиме. "Методические указания..." предназначены для руководства при выполнении расчетов и определении допустимости работы генераторов, Т(АТ) и другого электрооборудования ГЭС при несимметричном нагрузочном режиме.

4 Основные источники

В основу МУ положены накопленный опыт по применению несимметричных нагрузочных режимов укрупненных блоков ГЭС, генераторы которых работают через Т или AT группы, результаты исследований, включающие многолетние наблюдения за работой генераторов в несимметричных нагрузочных режимах, результаты выполненных необходимых комплексных испытаний по определению влияния этих режимов на каналы телефонной связи, работу релейной защиты (РЗ) в условиях циркулирования токов нулевой и обратной последовательностей (т.н.п. и т.о.п.).

Настоящие МУ распространяются на ГЭС энергосистем РАО "ЕЭС России". Методические указания по переводу блоков ГЭС в режим несимметричной нагрузки для ПР элементов блока устанавливают объем и порядок проведения ПР, регламентируют методы проведения неполнофазных режимов (НФР) с целью повышения надежности работы электростанции (ЭС) с учетом ограничений, налагаемых несимметричным режимом блоков ГЭС.

В Методических указаниях представлены упрощенные методы по расчету и проверке работы энергоблока с несимметричной нагрузкой, отличающиеся малым объемом вычислений, которые осуществляются с помощью малых вычислительных средств (микрокалькуляторов).

Методические указания предназначены для эксплуатационного персонала ГЭС, а также служб: режимов, связи и релейной защиты, автоматики и телемеханики (ЦСРЗАИТ) производственных энергообъединений (ПЭО).

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. В соответствии с руководящим нормативным документом ("Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей": РДП 34-38-030-92. М., 1994) ремонтные работы на ГЭС предусматривают вывод в ремонт электрооборудования согласно требованиям действующих в отрасли норм и нормативов. В частности, при ремонте элементов блока ГЭС предусматривается прекращение выдачи его энергии на период ремонтных работ, что существенно снижает располагаемую мощность станции и затрудняет ее участие в покрытии ежедневных пиков нагрузки энергосистемы.

В тех случаях, когда мощность блока (особенно укрупненного) выдается через трехфазную группу из однофазных Т или AT, указанное снижение мощности станции может быть ощутимо сокращено, если производить ремонт пофазно.

В этом случае на период ремонта можно обеспечить выдачу 0,35-0,5 и более мощности блока через две фазы Т(АТ).

Такой же режим может оказаться целесообразным и при однофазном повреждении на других элементах блока (высоковольтных коммутационных аппаратах: воздушных выключателях и разъединителях 110-500 кВ).

Пофазный ремонт целесообразно проводить для блоков ГЭС, гидрогенераторы которых включены через трехфазную группу однофазных Т(АТ) при условиях, когда требуется выдача максимальной мощности станции (в период паводка, при дефиците мощности в системе и в особый период).

1.2. Пофазный ремонт может быть эффективен в следующих случаях:

1.2.1. При производстве текущего ремонта (ТР) до 10 сут любой из фаз Т(АТ) блока.

Согласно инструкции по организации ремонта энергетического оборудования, на ТР трансформатора мощностью 400 МВ·А отводится 10 сут, что свидетельствует о целесообразности и эффективности ПР с одновременной выдачей части мощности блока через две фазы. Если на трехфазную группу однофазных Т(АТ) работают 2 и более генератора, то ПР может оказаться эффективным и в том случае, когда фаза Т(АТ) ремонтируется одновременно с генератором, а второй генератор выдает часть мощности в сеть через 2 фазы Т(АТ).

1.2.2. При повреждении одной из фаз Т(АТ) и отсутствии резервной фазы.

В этом случае альтернативой использования НФР также является полное прекращение выдачи мощности блока.

Вероятность наложения двух указанных событий следует считать возможным, поскольку на крупных ГЭС установлено 15-24 Т и AT фаз и имеется всего одна резервная фаза. При повреждении одной из штатных фаз она может находиться в ремонте длительное время, в течение которого нельзя исключить возможность повреждения другой фазы Т(АТ).

1.2.3. В процессе замены поврежденной фазы на резервную.

Такая замена наиболее мощных фаз может занимать 7-9 сут. Если иметь в виду, что переход на НФР занимает 6-8 час (главным образом, время на переход к схеме "открытого треугольника", связанный с разборкой болтовых соединений), представляется целесообразным использовать длительный неполнофазный режим блока (ДНРБ) в процессе замены поврежденной фазы с целью выдачи максимальной мощности ГЭС в часы пиковой нагрузки.

1.2.4. При неполнофазных включениях воздушных выключателей (из-за отказа одного из полюсов выключателя).

В таких случаях отключается блок и ремонтируется выключатель. Могут быть ситуации, когда имеет смысл не отключать блок, а переходить на выдачу мощности блока через две фазы Т(АТ).

1.2.5. При повреждении обмотки одной из фаз трехфазных Т.

В этом случае должна быть удалена поврежденная обмотка в зависимости от характера аварии и осуществлено питание по двум фазам.

1.2.6. Кроме указанных случаев могут иметь место и другие, когда НФР окажется эффективным в смысле повышения мощности станции [1].

1.3. Использование ДНРБ ГЭС должно основываться на следующих факторах:

- уверенность в возможности генераторов надежно противостоять влиянию определенной величины т.о.п.;

- в необходимости обеспечения надежной работы РЗ электрооборудования присоединений станции при несимметричном нагрузочном режиме блока, отличающегося от обычного наличием т.о.п. и т.н.п.;

- в необходимости ограничения влияния т.н.п. на линии связи в допустимых пределах.

1.4. Определение возможности и целесообразности ДНРБ ГЭС и оценка допустимой мощности, которую можно передать в этом режиме, необходимо проводить в следующей последовательности:

1) определяется значение допустимой максимальной мощности, выдаваемой блоком, работающим в режиме двухфазной несимметричной нагрузки, исходя из технических требований.

В гидрогенераторах влияние обратносинхронного поля может быть ограничено его термомеханическим воздействием на конструктивные узлы статора и ротора;

2) анализируется работа РЗ присоединений ГЭС;

3) оцениваются влияния на каналы связи, находящиеся в зоне работающего блока ГЭС;

4) проводится экспериментальный перевод блока в режим работы двумя фазами, (основываясь на результатах расчета) в процессе которого уточняются параметры режима и технические мероприятия, обеспечивающие перевод блока в длительный неполнофазный режим (ДНФР);

5) на основании проведенной работы разрабатывается инструкция для эксплуатационного персонала по переводу блока ГЭС в ДНФР (в том числе в аварийных условиях), содержащая мероприятия, обеспечивающие выдачу мощности несимметрично работающим блоком (НРБ).

1.5. Техника безопасности (ТБ) при переводе блока в НФР для ПР его элементов.

1.5.1. Необходимые для перевода блока станции в ДНФР переключения должны производиться в соответствии с действующими Правилами техники безопасности (ПТБ) [2].

1.5.2. Соблюдение ПТБ при работе на отключенной фазе Т(АТ) или коммутационной аппаратуре в настоящих МУ специально не рассматриваются. При ПР эти работы должны проводиться также в соответствии с [2].

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ МОЩНОСТИ ГЕНЕРАТОРОВ ПРИ ПОФАЗНОМ РЕМОНТЕ ЭЛЕМЕНТОВ БЛОКА

2.1 Общие указания

2.1.1. Целесообразность использования ДНРБ ГЭС определяется повышением требований к обеспечению надежности и эффективности выработки электроэнергии при возникновении аварийных ситуаций, а также в периоды ремонта основного оборудовании с учетом располагаемой мощности электростанции.

Основными техническими ограничениями, определяющими допустимую мощность, выдаваемую блоком при работе в несимметричном нагрузочном режиме, являются:

- величина несимметрии токов генераторов, которая в соответствии с ГОСТ 5616-89 [3] на гидрогенераторы длительно допустима, если токи в фазах не превышают номинального значения, а ток обратной последовательности (или разность токов фаз) в процентах номинального не превышают:

а) при косвенном воздушном охлаждении обмотки статора:

14 (20) - для мощности 125 МВ·А и менее;

10 (15) - для мощности свыше 125 МВ·А;

б) при непосредственном водяном охлаждении обмотки статора - 7(10);

- наибольшая температура конструктивных элементов полюса ротора и обмотки возбуждения не должна превышать допустимой температуры для данного класса изоляции;

- допустимая вибрация - размах колебаний частотой 100 Гц во всем диапазоне нагрузок - не должна превышать:

- 0,03 мм - для сердечника статора;

- 0,1 мм - для лобовых частей обмотки статора генератора мощностью 300 МВ·А на выходе из паза в тангенциальном и радиальном направлении;

- значения токов в "здоровых" фазах Т(АТ) не должны превышать номинального;

- напряжение на менее загруженной (отключенной) фазе блочного Т(АТ) ГЭС при ПР коммутационных аппаратов не должно превышать длительно допустимого значения 1,1 Iном [4].

Для гидрогенераторов в отдельных случаях величина т.о.п. может быть допущена большей, чем регламентированная [3], с целью повышения мощности, выдаваемой через две фазы Т(АТ). Однако и нормы несимметрии, регламентируемые [3], позволяют достаточно эффективно использовать ДНРБ для ПР элементов блока.

2.1.2. Для определения максимально допустимой мощности блока при ПР его элементов и анализа работы устройств РЗ оборудования ГЭС требуется рассчитать токи и напряжения в этом режиме. Для проведения расчетов необходимы следующие исходные данные (для упрощения в расчетах учитываются лишь индуктивные сопротивления элементов схемы присоединений ГЭС):

- расчетные схемы замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей присоединений ГЭС с указанием приведенных к базисным условиям параметров ее элементов;

- индуктивные сопротивления воздушных линий (ВЛ), отходящих от ГЭС;

- индуктивные сопротивления (напряжение КЗ - Uк), номинальное напряжение, номинальная мощность, коэффициент трансформации, а также схемы соединения обмоток Т(АТ).

- номинальная мощность, коэффициент мощности (cosφ), переходное индуктивное сопротивление по продольной оси, активное сопротивление обратной последовательности генераторов;

- уставки РЗ присоединений ГЭС.

2.1.3. Расчет должен проводиться методом симметричных составляющих. При учете известных граничных условий [5] для случая неполнофазного двухфазного режима элемента сети схемы отдельных последовательностей объединяются параллельно по отношению к месту разрыва в комплексную схему замещения. При таком объединении должно удовлетворяться требование: равенство нулю суммы токов и равенства между собой параметров отдельных последовательностей в месте разрыва фазы.

2.2 Алгоритм расчета допустимой максимальной мощности гидрогенераторов при ПР элементов блока ГЭС

2.2.1. В основу алгоритма положен расчет несимметрии на генераторах с учетом ограничений, что позволяет определить область допустимых режимов при ПР элементов блока ГЭС. Последовательность расчета следующая:

- производится приближенная оценка среднего превышения температуры полюсного башмака, обусловленного т.о.п. (I2);

- производится приближенная оценка уровней вибрации сердечника и лобовых частей обмотки статора;

- составляется расчетная схема замещения для определения отношений σ = I2/I1 и γ = I0/I1;

- по величине σ определяется мощность генератора или блока для допустимого и максимально допустимого значений тока I2;

- по значениям токов I2 и I1 определяются токи в фазах генератора и Т(АТ) блока;

- по значениям токов обратной (I2) и нулевой (I0) последовательностей проводится анализ работы устройств РЗ присоединении ГЭС и при необходимости - частичная корректировка их уставок.

2.3 Оценка среднего превышения температуры полюсного башмака ротора генератора

2.3.1. Среднее превышение температуры полюсного башмака, вызванного полем токов I2, определяется по формуле [6]:

,                                                                         (1)

где r2p - активное сопротивление обратной последовательности ротора, Ом;

α - коэффициент теплопередачи, равный (1 + 1,0τ) / 450 Вт/см2·град;

τ = πDi / 2p - полюсное деление, см;

p - число пар полюсов;

S = bp lр - поверхность полюсного башмака, см2;

bp, lp - ширина и длина полюсного башмака, см.

В (1) неизвестно только r2p, которое определяется из схемы замещения по продольной и поперечной осям генератора для обратносинхронной МДС, приведенной на рис.1.

Рис.1. Схема замещения по продольной (а) и поперечной (б) осям для расчета r2p гидрогенератора

2.3.2. Значение r2p (при отсутствии экспериментального значения) определяется по известной формуле, отн. ед.:

,                                                                  (2)

Значения r2pd и r2pq, отн. ед., определяются по формулам [7]:

                 (3)

,                                                            (4)

Эти значения сопротивлений указываются в паспортных данных на гидрогенераторы.

2.3.2.1. В практических расчетах параметры демпферной обмотки по продольной и поперечной осям могут быть получены по формулам [7], отн. ед.:

;                                             (5)

xkq = 0,75 xkd,                                                                    (6)

Значения коэффициентов распределения (Kp1), укорочения (Ky1) и Kоб1 в зависимости от q=Z/2pm - числа пазов на полюс и фазу определяются из табл.1.

Таблица 1. Обмоточные коэффициенты при q = b и q = b + 1/2

2.3.2.2. Приведенные к обмотке статора и выраженные в относительных единицах активные сопротивления демпферных обмоток по продольной и поперечной осям определяются по формулам [7]:

;                                                 (7)

,                                                    (8)

Остальные индуктивные сопротивления, входящие в (3) и (4), общеизвестны. Их значения для конкретного генератора имеются в его паспорте.

2.3.2.3. Активные сопротивления , рассчитываются с учетом вытеснения тока частоты 100 Гц;

;                                                          (9)

,                                                          (10)

Значение KΣ для различной геометрии пазов приведены в табл.2.

Таблица 2. Параметры стержня полузакрытого паза полюса ротора гидрогенератора

В приложении 1 приведен пример расчета среднего превышения температуры полюсного башмака, обусловленного током I2.

2.4 Вибрация конструктивных узлов генератора в несимметричном нагрузочном режиме

2.4.1 Общие сведения

2.4.1.1. В несимметричном нагрузочном режиме элементы конструкции генератора, кроме основных сил (сила тяжения полюсов, силы, вызываемые неравномерным нагревом активной стали и корпуса в радиальном направлении, рабочий электромагнитный моментов, а также вес частей генератора), испытывают добавочные механические воздействия, связанные с появлением т.о.п.

Это воздействие поля оценивается по двойной амплитуде вибрации с частотой 100 Гц, значение которой в симметричном режиме нормировано, а в несимметричном нагрузочном режиме должно оцениваться менее жестко и может определяться сопоставлением с данными из опыта эксплуатации, свидетельствующими о допустимости превышения амплитуды вибрации сверх нормы, установленной для долговременных режимов.

Наиболее напряженными элементами конструкции статора, воспринимающими указанные силы являются узлы крепления активной стали к полкам жесткости корпуса, а также лобовые части обмотки. Поэтому уровень вибрации в несимметричном нагрузочном режиме проверяется, в основном, на активной стали и лобовых частях (главным образом, частоты 100 Гц).

2.4.1.2. В несимметричном нагрузочном режиме по согласованию с заводом-изготовителем могут быть допущены следующие уровни вибрации элементов конструкции генератора [1, 8]:

- сердечника 2А = 30 - 50 мкм;

- лобовых частей обмотки статора 2А = 100 мкм

2.4.2 Приближенная оценка уровней вибрации конструктивных частей статора генератора

2.4.2.1. Приближенная оценка амплитуды тангенциального перемещения сердечника (H1), колебаний корзины лобовых частей обмотки статора (A), радиального перемещения сердечника статора (v1), может быть произведена по формулам [1, 8].

2.4.2.2. Амплитуда тангенциального перемещения сердечника, отн. ед.:

,                                                   (11)

2.4.2.3. Абсолютная и относительная амплитуды колебаний корзины лобовых частей обмотки статора определяются по формулам, мкм:

; ,                                          (12)

При расчетных оценках следует задаться значением ω0 либо использовать имеющиеся экспериментальные данные, поскольку m0, K0 не поддаются точному определению.

Для предотвращения резонансных колебаний лобовых частей обмотки статора необходимо соблюдение условия: ω > 1/2ω0.

2.4.2.4. Амплитуда чисто радиальных перемещений сердечника статора, мкм:

,                                          (13)

, i = 1, 2 …;                                                          (14)

2.4.2.5. Если использование несимметричного режима для ПР его элементов предполагается с соблюдением предельного длительного допустимого тока I2 по [3], то предварительная оценка термомеханического воздействия обратносинхронного поля на режим работы генератора не обязательна.

2.5 Определение несимметрии при ПР элементов блока. Расчет отношения I2 / I1

2.5.1. Для определения допустимого режима генератора в рамках указанных в [3] ограничений по току I2, необходимо определить отношение  σ = I2 / I1, которое не зависит от нагрузки генератора и определяется только реактивными сопротивлениями цепи: генератора, Т(АТ), ВЛ и системы.

При этом обычно имеется в виду НФР одного из нескольких блоков ГЭС, выдающего мощность по ВЛ и включенного на ее шины.

Эта схема выдачи мощности блоком ГЭС представлена на рис.2.

Рис.2. Схема электрических соединений ГЭС при работе  одного из блоков в неполнофазном режиме

2.5.2. По известной величине σ для конкретного случая использования несимметричного режима (HP) можно указать предельное значение отношения I2/Iном при максимальной мощности 0,67Pном, которую можно выдать через 2 фазы Т(АТ) блока, что соответствует предельному току I1 = 0,67Iном. (Максимальное значение тока I1 ограничено пропускной способностью неполнофазного Т(АТ) и равно 0,67Pном). Предельное значение будет равно

(I2 / Iном)пред. = σ · 0,67.                                                            (15)

2.5.3. При расчете величины σ следует учесть возможные варианты, связанные с особенностями электрической схемы соединений станции: содержит только блоки с трансформаторной группой (ТГ) и предусматривает работу одной части генераторов блоков через ТГ, а другой - через автотрансформаторную группу (АТГ).

Эти случаи отражены в расчетной комплексной схеме замещения (рис.3), которая получена объединением схем отдельных последовательностей (прямой, обратной, нулевой) сопротивлений присоединений ГЭС.

Примечание. Учет упомянутых вариантов незначительно отражается на величине σ = I2 / I1.

Рис.3. Расчетная схема замещения

2.5.4. Расчетные значения σ для всех случаев практического использования ПР элементов блока могут быть получены из расчетной схемы замещения (рис.3) электрического соединения станции.

2.5.4.1. Первый вариант. Работа гидрогенераторов укрупненного блока (УБ) через неполнофазную ТГ при параллельной работе с полнофазными трансформаторными блоками ГЭС.

2.5.4.2. Суммарные сопротивления и проводимости различных последовательностей определяются по формулам *:

__________________

* Могут определяться в омах или относительных единицах.

;               (16)

;                                           (17)

.                                                        (18)

Отсюда суммарные проводимости различных последовательностей равны *:

_________________

* Определяются в единице, деленной на Ом, или относительных единицах.

;                                             (19)

;                                           (20)

.                                                      (21)

При работе неполнофазного блока (НФБ) на шины бесконечной мощности (xЛ =0):

;                                                                 (22)

;                                                                (23)

.                                                                     (24)

2.5.4.3. Напряжения прямой (U1Σ), обратной (U2Σ), и нулевой (U0Σ) последовательностей в месте разрыва фазы Т(АТ) определяются (рис.3):

;                                               (25)

2.5.4.4. Значения фазных напряжений на стороне высокого напряжения (ВН) Т(АТ) определяются для обычного соотношения при обрыве фазы на стороне ВН Т(АТ):

UA = U1AΣ + U2AΣ + U0AΣ;                                                             (26)

UB = a2U1AΣ + aU2AΣ + U0AΣ;                                                         (27)

UC = aU1AΣ + a2U2AΣ + U0AΣ.                                                         (28)

2.5.4.5. Фазные напряжения генератора на стороне низкого напряжения (НН) Т(АТ) равны:

;                                                  (29)

;                                             (30)

.                                             (31)

2.5.4.6. Связь между токами и напряжениями различных последовательностей, а также между токами и суммарными проводимостями в месте разрыва следует определять по формулам:

I1 = Iн + U1Σ · y1Σ;                                                              (32)

I2 = -U2Σ · y2Σ;                                                                (33)

I0 = -U0Σ · y0Σ;                                                                 (34)

;                                                      (35)

;                                                         (36)

.                                                         (37)

2.5.5. Учитывая, что ПР элементов блока в основном следует использовать в случаях, когда необходима выдача максимальной мощности станции, можно явно считать, что НФБ (один из параллельно работающих блоков ГЭС) работает на шины бесконечной мощности (xЛ = 0).

В таком случае отношение I2 / I1 следует определять по формуле:

;                                                                (38)

.                                                            (39)

Формула (39) является основной для расчета σ = I2 / I1 при использовании ПР элементов силового блока ГЭС.

2.5.5.1. В случае, если xЛ ≠ 0, то отношение I2 / I1 определяется по формуле:

.                            (40)

2.5.5.2. При работе генераторов блока через неполнофазную AT группу в (39) и (40) следует заменить xT2 и xT0 соответственно на xAT2 и xAT0.

2.5.6. При ПР элементов блока ГЭС максимальная несимметрия напряжении на стороне генератора, определяемая отношением наибольшего фазного напряжения к наименьшему (Ub/Ua), не должна превышать 1,3.

Эти расчетные данные определяются с учетом формул (25) и (29)-(31).

2.5.6.1. Асимметрия напряжений в системе генераторного напряжения связана с асимметрией токов соотношением:

.                                                             (41)

2.5.7. Вариант второй. Работа гидрогенераторов УБ через неполнофазную Т группу при параллельной работе с полнофазными Т(АТ) блоками.

2.5.7.1. Суммарные сопротивления и проводимости различных последовательностей определяются аналогично (16)-(24) из схемы замещения (рис.3):

,

тогда

,                                                                       (42)

где A1 = (xT1 + xГ1) {(xAT1 + xГ1) xГ1+ (xAT1 + xГ1)(xT1 + xГ1) + xГ1 [(xAT1 + xГ1) nТ + (xT1 + xГ1) nАТ]},

B1 = (xAT1 + xГ1)(xT1 + xГ1) + xГ1 [(xAT1 + xГ1) nТ + (xT1 + xГ1) nАT].

Аналогично

,                                                                      (43)

где A2 = (xT2 + xГ2) {(xAT2 + xГ2) xГ2+ (xAT2 + xГ2)(xT2 + xГ2) + xГ2 [(xAT2 + xГ2) nТ + (xT2 + xГ2) nАТ]},

B2 = (xAT2 + xГ2)(xT2 + xГ2) + xГ2 [(xAT2 + xГ2) nТ + (xT2 + xГ2) nАТ].

В свою очередь,

.                                            (44)

Соответственно, суммарные проводимости прямой, обратной и нулевой последовательностей определяются по формулам:

;                                                                      (45)

;                                                                     (46)

.                                             (47)

В формулах (42)-(47): nТ - количество ПФБ с трансформаторной группой; nАТ - количество ПФБ с автотрансформаторной группой.

Если в (42)-(47) принять xГ0 = 0, то получим: x1Σ = xТ1 + xГ1; x2Σ = xТ2 + xГ2; xТ0Σ = xТ0 и, соответственно, формулы, идентичные соотношениям (22)-(24).

2.5.7.2. При xЛ = 0 отношение σ = I2 / I1 определяется по формулам (38)-(39).

2.5.7.3. В случае работы несимметричного блока ГЭС на шины конечной мощности (xЛ0 ≠ 0) отношение I2 / I1 определяется по формуле:

;                                                                        (48)

где

;

2.5.7.4. Дополнительный вариант. Работа гидрогенераторов УГ ГЭС через неполнофазную AT группу при параллельной работе полнофазных Т(АТ) блоках.

В этом случае определение суммарных сопротивлений, проводимостей различных последовательностей и отношения I2 / I1 производится аналогично их определению по второму варианту:

,

Тогда

,                                                                       (49)

где A11 = (xT1 + xГ1)(xT1 + xГ1)xЛ1+ (xAT1 + xГ1){(xAT1 + xГ1)(xT1 + xГ1) + xЛ1[nТ(xАT1 + xГ1)+nАТ(xT1+xГ1)]},

B11 = (xAT1 + xГ1)(xT1 + xГ1) + xЛ1 [nТ (xAT1 + xГ1) + nАT (xT1 + xГ1)].

Аналогично

,                                                                     (50)

где A22 = (xАT2 + xГ2)(xT2 + xГ2)xЛ2+ (xAT2 + xГ2){(xAT2 + xГ2)(xT2 + xГ2) + xЛ2[nТ(xАT2+xГ2)+nАТ(xT2+xГ2)]},

B22 = (xAT2 + xГ2)(xT2 + xГ2) + xЛ2 [nТ (xAT2 + xГ2) + nАT (xT2 + xГ2)].

В свою очередь,

.                                                 (51)

Суммарные проводимости, соответственно, определяются:

;                                                                     (52)

;                                                                    (53)

.                                             (54)

2.5.7.5. Отношение σ = I2 / I1 с учетом (51) и (52) определяется по формуле:

.                                                                (55)

2.5.7.6. Диапазон изменения σ для обычных значений индуктивных сопротивлений Т(xT0=xT2=0,13), AT(xAT0=xAT2≈0,11) и пределов изменения сопротивлений обратной последовательности гидрогенераторов (xГ2 = 0,16 ÷ 0,3) с учетом (39), (40) составляет:

- для гидрогенераторов блока, работающих через неполнофазную Т группу:

σ = = 0,31 ÷ 0,23;

- для гидрогенераторов блока, работающих через неполнофазную AT группу:

σ = = 0,29 ÷ 0,21.

2.6 Определение допустимой нагрузки генератора блока при его работе через неполнофазную Т(АТ) группу

При определении допустимой нагрузки генераторов блока в качестве их отдаваемой "полезной" мощности в КВ·А при несимметричном нагрузочном режиме понимается нагрузка, соответствующая току прямой последовательности (I1).

2.6.1. Нагрузка генератора при ПР Т(АТ), т.е. соответствующее значение тока I1, определяется по формуле:

.                                                                         (56)

С учетом п.2.5.7.5. величина нагрузки генератора блока в зависимости от длительного значения тока I2 может быть оценена по формулам:

- при работе генератора блока через неполнофазную Т группу:

;                                                                  (57)

- при работе генератора блока через неполнофазную AT группу:

.                                                                  (58)

Примечание. При ПР элементов блока ГЭС гидрогенератор с непосредственным охлаждением обмотки статора выдает мощность той же величины, что и генератор с воздушным охлаждением, но при меньшей величине тока I2. Это объясняется повышенными реактивными сопротивлениями машин этого типа.

Указанное обстоятельство позволяет получить существенный эффект от использования несимметричного нагрузочного режима генераторов с непосредственным охлаждением обмоток статоров при токе I2 = 0,07 ÷ 0,08Iном, регламентируемом [3] на эти машины.

В табл. 3 и 4 приведены расчетные значения I1 для гидрогенераторов с косвенным и непосредственным охлаждением обмотки статора, при значениях I2/Iном, в том числе и регламентируемых [3].

Таблица 3

Таблица 4

_________________

* Максимальное значение тока I1 = 0,67Iном ограничено пропускной способностью неполнофазного Т(АТ).

2.6.2. В общем виде связь между нагрузкой машины и величиной тока обратной последовательности определяется соотношением:

.                                                                (59)

В табл. 5 и 6 приведены результаты расчетов по определению допустимой нагрузки генераторов блока Волжской ГЭС им. Ленина при их работе через неполнофазную трансформаторную группу на шины бесконечной мощности.

Таблица 5. Значения I2/I1 при работе одного блока Волжской ГЭС в несимметричном режиме параллельно с полнофазными блоками на шины бесконечной мощности

Таблица 6. Допустимая нагрузка генераторов при ПР элементов укрупненных блоков Волжской ГЭС им. В.И. Ленина (I1доп = I2ном/σ)

3 ВЛИЯНИЕ НЕСИММЕТРИЧНОГО НАГРУЗОЧНОГО РЕЖИМА ГЕНЕРАТОРОВ БЛОКОВ ГЭС НА КАНАЛЫ СВЯЗИ

3.1 Общие указания. Виды влияния на каналы связи

3.1.1. Пофазный ремонт элементов блока должен проводиться при глухом заземлении нейтралей силовых Т(АТ) блоков и подстанции, к которым подходят ВЛ, передающие мощность станции в систему. Заземление необходимо для уменьшения несимметрии на генераторах ГЭС, а также по условиям работы РЗ и остается неизменным при переходе в несимметричный режим.

3.1.2. При ПР (отключении фазы Т или AT) появляются токи 3I0 - т.н.п. от всех ВЛ, включенных на шины станции, замыкающихся по земле, которые замыкаются через заземленные нейтрали Т и AT блоков ГЭС и подстанций. Наибольшая часть этого тока замыкается через нейтраль неполнофазного Т(АТ), а основная - по пути наименьшего сопротивления через нейтрали полнофазных Т(АТ), работающих параллельно с неполнофазным, существенно меньшая доля этого тока замыкается по ВЛ, включенным на шины ГЭС и возвращается по земле в нейтраль неполнофазного Г(АТ). Меньшая часть тока и накладывает ограничения на работу линий связи и, следовательно, на возможность производства ПР элементов блока. Но, поскольку его величина значительно меньше полного тока 3I0, влияние HP на линии связи (ЛС) обычно находится в допустимых пределах.

Тем не менее, влияние HP на ЛС следует оценить и, в случае необходимости, снизить. Этого можно достигнуть уменьшением мощности блока (тока I1).

3.1.3. Количественно влияние токов I0 на каналы связи проявляется по-разному, в зависимости от конструктивного выполнения ЛС (воздушная или кабельная):

- если ЛС выполнена в виде кабельной линии связи (КЛС), в том числе, проходящей вдоль ВЛ, влияние тока I0 будет проявляться в возникновении напряжения (Uж-о) на заземляющем контуре подстанции (ОРУ) ГЭС и наведенной продольной ЭДС (Eпр) в жилах КЛС;

- если ЛС выполнена в виде воздушной линии связи (ВЛС), то влияние токов I0 будет проявляться в появлении только Eпр, которая может привести к повышенным потенциалам проводов телефонной связи относительно земли и между проводами.

3.1.4. В соответствии с [9] допустимая величина продольной ЭДС, индуктированной в ВЛС составляет:

- 60 В для смонтированных на деревянных опорах;

- 40 В для смонтированных на железобетонных опорах.

3.1.4.1. Продольная ЭДС, В, наведенная в проводах ЛС в пределах всего участка сближения определяется по формуле [9]:

Eпр = Z1-A I lобщ,                                                                  (60)

3.1.4.2. Величина продольной ЭДС измеряется вольтметром (обычно катодным), включенным между проводом и землей при одновременном заземлении одного конца в отдаленной точке, потенциал которой можно считать равным нулю. Измерение же напряжения провода ВЛС относительно земли (Uпр-э) должно производиться между проводом и землей без заземления конца провода. Величина напряжения в этом случае составит половину наведенной продольной ЭДС (Eпр-э = 0,5Eпр).

3.1.5. Степень влияния высоковольтной сети (несимметрично работающей ВЛ) на ЛС зависит от эффективности заземления нейтрали Т(АТ) в системе с изолированной или заземленной нейтралью.

3.1.6. Несимметричными ВЛ называются линии электропередачи (ЛЭП), если работа их сопровождается появлением влияющих токов в земле. К таким ВЛ относятся трехфазные ЛЭП при их работе в НФР с двумя фазовыми проводами и с использованием земли в качестве третьего провода, с различной нагрузкой фаз (линии с тяговой нагрузкой).

Несимметричные ВЛ оказывают на цепи ЛС и железнодорожную сигнализацию опасные и мешающие влияния.

3.1.7. Влияние несимметричных ВЛ на ЛС определяется шириной сближения между ВЛ и ЛС.

Сближением между ВЛ и ЛС называется такое их взаимное расположение, при котором ЛС находится в зоне опасного или мешающего влияния ВЛ.

Шириной сближения между ВЛ и ЛС называется кратчайшее расстояние между проводами этих линий. Практически это расстояние в зависимости от класса напряжения высоковольтной линии составляет не более 300-500 м.

Для ВЛ, ширина сближения которых с ЛС не превышает 300 м, необходим предварительный анализ величин влияния несимметрично работающей ВЛ на ЛС и железнодорожную сигнализацию.

3.1.8. В качестве норм опасного влияния принято значение максимально допустимого постороннего напряжения в проводах и аппаратуре ЛС и железнодорожной сигнализации, при которых обеспечивается:

- безопасность работы линейного и станционного персонала, обслуживающего средства связи;

- сохранность исправного состояния линейных сооружений и аппаратуры;

- исключение возможности появления ложных сигналов в железнодорожной сигнализации и телемеханике, которые могут приводить к авариям на железной дороге.

3.1.9. Мешающим влиянием несимметрично работающей ВЛ называется такое влияние, при котором индуцируемые токи и напряжения в цепи связи, железнодорожной сигнализации и телемеханики могут нарушить их нормальную работу.

3.1.10. Методы расчета и нормы опасных и мешающих влияний приведены в [11].

3.1.11. Для расчета опасных и мешающих влияний должна использоваться следующая информация:

- совмещенные планы сближения ВЛ, ЛС и железнодорожной сигнализации;

- характеристика и параметры ПС и железнодорожной сигнализации;

- удельные сопротивления грунта вдоль трассы ВЛ.

3.1.12. Влияющие токи ВЛ принимаются из максимально передаваемой мощности по ней при ДНРБ ГЭС. В случае, когда наведенная на ЛС ЭДС превышает допустимые значения на 10-15%, необходимо провести расчет при уменьшенном значении передаваемой мощности по ЛЭП.

3.1.13. Расчет влияющих токов (3I0) и напряжений (U0) может быть выполнен с точностью не более ±30%, поскольку применяется большое количество приблизительно определяемых коэффициентов.

Результаты расчета обязательно необходимо уточнить при проведении экспериментального перевода блока ГЭС в длительный неполнофазный режим.

3.1.14. Мероприятия по защите установок связи при сближениях с несимметрично работающими ЛЗП достаточны просты, недороги и могут быть выполнены силами энергосистем [1, 9, 11].

3.1.15. Поскольку ПР элементов блока используется при условии выдачи станцией максимальной мощности, то влияние несимметрично нагрузочного режима блока ГЭС на магистральные телефонные ЛС, проходящие параллельно ЛЭП, будет незначительным, так как доля тока 3I0, ответвляющего в ВЛ, отходящих от шин станции, оказывается минимальной.

Поэтому при ПР элементов блока ГЭС влияние несимметричного нагрузочного режима на ЛС должно быть оценено в основном только на КЛС, отходящие от станции.

3.2 Влияние токов нулевой последовательности на кабели связи, отходящие от ГЭС

3.2.1. Влияние т.н.п. на КЛС может проявляться в следующем:

- оболочка кабеля оказывается под тем напряжением относительно земли, которое будет на заземляющем контуре ГЭС.

Это напряжение должно быть не более 40 В [9], а при случайном заземлении одной из жил кабеля оно равно 3I0 - rз.к, где rз.к - сопротивление растекания заземляющего контура, которое обычно известно;

- через оболочку кабеля может протекать ток под действием наведенной в ней ЭДС. Значение этого тока может быть измерено токоизмерительными клещами и должно быть в пределах 5-10 А;

- напряжение помех (частоты 50 Гц), возникающее между жилами кабеля, может оказаться настолько значительным, что разговор по каналу связи будет невозможен. Величина напряжения помех не должна превышать 5 мВ [9].

3.2.2. Уровень всех указанных видов влияния линейно зависит от тока 3I0, который, в свою очередь, является функцией тока I1. Поэтому, когда указанные влияния выходят за пределы, следует уменьшить ток I1 снижением мощности неполнофазного блока до допустимого уровня по всем видам влияния.

3.2.3. Наиболее надежной оценкой перечисленных видов влияния, зависящих от конкретных трасс связи, сопротивлений растекания заземляющих контуров и других трудно поддающихся определению параметров, являются непосредственные измерения в опыте работы блока в режиме двухфазной несимметричной нагрузки, которые должны предшествовать практической реализации ПР элементов блока ГЭС.

3.2.4. Упомянутые измерения заключаются в следующем:

- для измерения Uж-о вольтметр включается между оболочкой кабеля, присоединенного к заземлителю и жилой кабеля, заземленной в точке, значительно отдаленной от заземляющего контура ГЭС, в которой можно считать Uж-о равным нулю (рис.4);

Рис.4. Схема измерения напряжения жила-оболочка кабеля.

1 - ламповый вольтметр, 2 - оболочка кабеля, 3 - жила кабеля

- напряжение помех измеряется псофометром, включаемым между двумя жилами, замкнутыми в конце исследуемого участка на нагрузочное сопротивление Rн = 150 - 600 Ом по схеме (рис.5).

Рис.5. Схема измерения помех.

1 - псофометр, 2 - осциллограф, 3 - оболочка кабеля, 4 - пара жил кабеля

3.2.5. Наибольшее влияние несимметричного нагрузочного режима УБ ГЭС при ПР его элементов на ЛС проявляется в случае, когда параллельно работающие ПФБ отключены, вследствие чего основная часть тока 3I0 будет замыкаться по ЛЭП, отходящим от шин станции. В этом случае токи I0 в каждой из ЛЭП будут значительны, что может затруднить реализацию режима из-за существенного влияния этих токов на ЛС, часто проходящие параллельно.

3.2.6. Максимальное влияние ДНРФ на ЛС будет при работе лишь неполнофазного блока через одну ВЛ, отходящую от шин станции. В этом случае по этой ВЛ замыкался бы полный ток 3I0, и влияние на ЛС было бы недопустимо большим. Иначе говоря, работа по схеме "неполнофазный блок - линия" невозможна.

Примечание. На практике, как правило, такая схема возникнуть не может, поскольку использование ПР имеет смысл лишь в том случае, когда с ГЭС требуется выдать максимальную мощность, т.е. когда в работе находятся, кроме НФБ блока, еще и остальные трехфазные блоки, работающие через Т(АТ) с заземленными нейтралями.

3.2.7. Если в несимметрично работающий УБ ГЭС входят 2, 3 и более генераторов, то поочередное подключение каждой машины к неполнофазному Т(АТ) ведет к росту тока 3I0, который пропорционален полной (киловольтамперной) мощности каждого очередного подключаемого генератора.

Поэтому для предварительной оценки влияния ПР на каналы связи необходимо установить картину растекания токов в земле (3I0).

3.3 Расчет токов 3I0 при ПР элементов укрупненного блока ГЭС

3.3.1. Наиболее достоверно картина растекания токов 3I0 с учетом всех реальных параметров ВЛ и особенностей электрической схемы может быть получена по данным натурного опыта несимметричного режима, выполняемого при незначительной величине I2/Iном = 0,05.

По полученным опытным данным для 3I0 производится пропорциональный пересчет всех т.н.п. для любого другого значения I2/Iном.

Учитывая, что такой предварительный натурный эксперимент желателен для оценки влияния НФР на ЛС, работу РЗ, режим генераторов, необходимые сведения о нем будут приведены в разд.5. Вместе с тем, перед проведением натурного опыта целесообразно предварительно оценить ожидаемые значения токов так же, как это было сделано в разд.2.

3.3.2. Общая схема работы ГЭС при проведении натурного опыта (рис.6) сохраняется при наличии нескольких ВЛ, отходящих от шин ЭС, включенных на шины бесконечной или конечной мощности, а также при ВЛ, передающих энергию на разные подстанции (в последнем случае должно быть задано индуктивное сопротивление системы, приведенное к шинам концевой подстанции). Может варьироваться и число блоков, работающих параллельно на шины ГЭС.

Рис.6. Общая схема работы ГЭС при пофазном ремонте

3.3.3. Величина отношения γ = I0/I1, если считать, что неполнофазный блок - один из нескольких параллельно работающих блоков ГЭС, работает на шины бесконечной мощности, определяется по формулам:

                                                             (61)

или

.                                                            (62)

3.3.4. По первому варианту (см. п.2.5.4.1) значение γ рассчитывается по следующей формуле:

.                                        (63)

3.3.5. По второму варианту (см. п.2.5.7) отношение I0/I1 определяется по формуле:

.                                                              (64)

куда следует подставить значения y0Σ, y2Σ определенные, по (46) и (47).

3.3.6. В случае работы гидрогенераторов УБ через неполнофазную AT группу при параллельной работе полнофазных Т и AT блоков (см. п.2.5.7.4) следует в общую формулу (64) подставить выражения y0Σ и y2Σ, полученные по (53) и (54).

3.3.7. Для определения отношения I0/Iном, токов I0, 3I0 следует после расчета γ по (61)-(64) взять из табл.3 и 4 значения отношения I1/Iном.

Задавая эти значения, (I1 в долях номинального тока генераторов или Т(АТ) УБ), получаем I0= 3γIном.бл, А и ток, протекающий в земле, 3I0= 3γIном.бл, A.

3.3.8. Связь между σ и γ устанавливается соотношением:

γ = 1 - σ.                                                                    (65)

С учетом пределов изменения σ (п.2.5.7.5) диапазон изменения γ составит соответственно:

γT = 0,69 ÷ 0,77и γАT = 0,71 ÷ 0,79, γср = 0,74.

При нагрузке блока I1 = 0,5Iном величина т.н.п. составит: I0T = 0,345÷0,335Iном и I0АT=0,355÷0,395Iном.

3.3.9. При значении I2 = 0,14Iном, регламентируемого ГОСТ 5616-89 (для машин с косвенным охлаждением), с учетом (57) и (58) соответствующий диапазон изменений I0 будет:

I0T = 0,31 ÷ 0,462Iном и I0АT = 0,34 ÷ 0,53Iном.

В табл.7 приведены результаты измерения токов 3I0 в опытах несимметричного режима (на Саяно-Шушенской ГЭС). При проведении опыта в работе находился один ПФБ (из четырех УБ, кроме несимметричного) и 2 ВЛ (из четырех ВЛ, включенных на систему шин 500 кВ ГЭС).

Таблица 7. Результаты измерения токов 3I0 при несимметричном режиме

По данным табл.7 можно определить режимы ГЭС, при которых: ПР с выдачей мощности 0,25-0,3Pном невозможен по уровню влияния на каналы связи. Значение rз.к = 0,42 Ом, поэтому во всех тех случаях, когда ток 3I0, растекающийся по земле, составляет 100 А, напряжение на заземляющем контуре будет превышать допустимое, равное 40 В.

В таком случае необходимо, соответственно, снизить мощность, выдаваемую НФБ, либо отключить часть ВЛ, отходящих от шин ГЭС, или увеличить число параллельно работающих ПФБ.

К числу недопустимых режимов ГЭС относятся варианты 3, 5, 7. В варианте 3 при работе в неполнофазном режиме УБ с одним генератором (при двух) и выдачей 180 МВт параллельно с ним работает один полнофазный, а на систему шин ГЭС включены 4 ВЛ. Если увеличить число параллельно работающих ПФБ до двух (вариант 4), то доля тока 3I0, замыкающегося по ВЛ, оказывается в допустимых пределах.

Таким образом, влияние ДНРБ ГЭС на каналы связи будет минимальным при работе наибольшего количества ПФБ станции.

4 РАБОТА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПРИ НЕСИММЕТРИЧНОМ НАГРУЗОЧНОМ РЕЖИМЕ БЛОКА ГЭС, ОБУСЛОВЛЕННОГО ПОФАЗНЫМ РЕМОНТОМ ЕГО ЭЛЕМЕНТОВ

4.1 Общие сведения

4.1.1. Ложное срабатывание защитных устройств и отключение неполнофазно работающего блока, а также ПФБ и других "здоровых" присоединений ГЭС зависит от величин возникающих при ПР токов I2 и I0.

Дополнительно следует учесть, что при ДНРБ ГЭС возможны короткие замыкания (КЗ) в сети, которые в сочетании с несимметричным режимом в еще большей мере могут дезориентировать защитные устройства станции, поскольку с возникновением междуфазных КЗ (м.ф.к.з.) по "неполнофазной передаче" и "здоровым" линиям начинают циркулировать дополнительные токи I0. При этом, поскольку защиты от м.ф.к.з. силовых Т(АТ) не отстроены по времени от земляных защит ЛЭП 110-750 кВ, они могут быть неселективно отключены.

4.1.2. При работе ГЭС через неполнофазную Т(АТ) группу наибольшие сложности с отстройкой защитных устройств могут возникнуть при максимальном числе включенных генераторов, поскольку в этом случае токи I0 и I2 будут возрастать пропорционально их количеству.

4.1.3. Для анализа работы РЗ при ДНРБ ГЭС, обусловленных ПР его элементов, необходимо располагать значениями токов и напряжений НФР при выдаче допустимой максимальной мощности, определенных с учетом технических ограничений, а также уставками всех присоединений станции.

4.1.4. Расчет токов и напряжений следует вести по формулам, приведенным в разд.2 и 3.

4.2 Мероприятия по предотвращению ложной работы защитных устройств присоединений ГЭС при ДНРБ, обусловленного ПР его элементов

4.2.1 Общие указания

4.2.1.1. При ДНРБ ГЭС, обусловленных ПР его элементов, для создания благоприятных условий селективного функционирования РЗ, необходимо исключить такие схемы работы станции, при которых токи 3I0 окажутся выше допустимых. Это может быть достигнуто при условии, когда исключаются следующие режимы работы ГЭС:

- ДНБР по схеме "блок-линия".

- ДНБР, если параллельно с ним работает только один ПФБ, а число отходящих от станции ВЛ не превышает двух.

В принципе недопустима также работа УБ одним генератором через неполнофазную Т(АТ) группу с расщепленной обмоткой НН, поскольку возможен резонанс напряжений, представляющий опасность для электрооборудования НРБ ГЭС [12].

4.2.1.2. Для создания условий, при которых влияние несимметричного режима на работу защитных устройств будет минимальным, необходимо, чтобы при ДНРБ к шинам станции было подключено наибольшее количество ПФБ. Если исходить из того, что использование ДНРБ ГЭС целесообразно в случаях, когда станции необходимо выдать максимальную мощность (в период паводка, при дефиците мощности в системе и в часы пик), то создание таких условий следует считать реальным.

Тем не менее, в некоторых случаях РЗ при неполнофазном режиме может действовать неселективно и ложно, и для предотвращения этого должны быть приняты специальные меры.

4.2.2 Меры, обеспечивающие нормальное функционирование РЗ присоединений ГЭС при ДНРБ

4.2.2.1. Токи I0 и I2, возникающие при ДНРБ ГЭС, могут, кроме изменения уставок защиты генераторов и Т(АТ) неполнофазного блока, также вызвать изменение уставок РЗ и полнофазных Т(АТ), через нейтрали которых замыкаются токи I0. Может потребоваться изменение уставок защит ЛЭП.

4.2.2.2. Вероятность ложного действия защитных устройств при ДНРБ ГЭС зависит (кроме токов I0, I2 и их долей, ответвляющихся по присоединениям станции) также от значения коэффициента возврата (Kв) реле.

Отказы РЗ при возникновении внешних КЗ при ДНРБ ГЭС практически исключаются, но для некоторых типов защит (в частности, от замыкания на землю на стороне Т(АТ) неполнофазного блока) в зависимости от соотношения результирующих индуктивных сопротивлений x1 и x0 комплексной схемы замещения, возможно существенное снижение коэффициента чувствительности (Kч) защиты, поскольку при этом уменьшается ток однофазного КЗ, вызванный одновременных разрывом фазы с одной стороны. Однако ток в нейтралях Т(АТ) при этом уменьшаются всего на 10-12%.

4.2.2.3. Меры, обеспечивающие нормальное функционирование защитных устройств электрооборудования станции, заключаются в частичной корректировке их уставок либо в выводе их из работы, а также в обеспечении такой схемы ГЭС, при которой доля токов I0, ответвляющихся в ЛЭП, будет минимальной.

4.2.2.4. Изменение уставок РЗ производится в соответствии с растеканием токов 3I0 в земле и величинами U2 и I2 в звеньях электропередачи.

Эти данные следует получить непосредственным измерением в опыте несимметричного режима или расчетом.

4.2.2.5. При использовании ДНРБ станции конкретные меры, предотвращающие возможную ложную работу РЗ, принимаются обычно для защит следующих присоединении ГЭС, подверженных влиянию несимметричного режима [13]:

- от перегрузки генераторов блоков токами I2 (в основном, для генераторов несимметрично работающего блока);

- от однофазных КЗ на землю Т(АТ) блоков [практически для Т(АТ) несимметрично работающего блока];

- от частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ и выше (устройство КИВ-500) - только для Т(АТ) несимметрично работающего блока;

- от КЗ на землю ЛЭП 110-500 кВ и выше с эффективной заземленной нейтралью - ступенчатые токовые защиты;

- от всех видов повреждений ЛЭП 500 кВ - дифференциальные ВЧ защиты, имеющие пуск по напряжению U2 (в пусковом органе ДФЗ-503);

- от однофазных замыканий на стороне генератора (только на генераторах несимметрично работающего блока) при наличии в его нейтрали дугогасящего реактора (ДГР), настроенного к условиям, близким к резонансным. В этом случае срабатывание защиты может быть обусловлено электростатической передачей напряжения с обмотки ВН Т(АТ) на НН через межобмоточные емкости (Cпр).

При условии работы ДГР с определенной расстройкой ложная работа этой защиты исключается и соответствующие меры не требуются.

Следует учесть, что при настройке ДГР к условиям, близким к резонансным, ложное срабатывание защиты зависит от соотношения емкостей фаз относительно земли (CНН и между обмотками Т(АТ) - CНН/Cпр. Если CНН/Cпр > 2÷3, ложная работа защиты исключается.

4.2.3 Конкретные меры, обеспечивающие правильную работу РЗ при ДНРБ ГЭС

4.2.3.1. Для генераторов блоков:

- корректировку уставок защит от токов I2 при необходимости следует производить только на генераторах несимметрично работающего блока;

- защиту от токов I2, если она выполнена на фильтрах-реле ФТОП; при I2 < 0,14Iном изменения уставок не требуется.

При работе генераторов блока с I2 ≥ 0,14÷0,15Iном целесообразно увеличить уставку третьей ступени до 1,15Iс.з, уменьшив выдержку времени (tср) на 50%.

- защиту от токов I2 обладающих интегральными характеристиками реле (РТФ-6, РТФ-6М), установленных на мощных генераторах, в том числе с непосредственным охлаждением; при I2, регламентируемом [3], целесообразно увеличить уставку сигнального органа (Iср = 0,07Iном) в 1,5 раза, либо вывести из работы. Поскольку уставка пускового органа (для реле РТФ-6М) принята равной I2 = 0,15Iном, то ее корректировка не требуется.

- вольтметровую блокировку МТЗ-блока срабатывания реле контроля тока 3I0 в схеме УРОВ-500 вывести их работы или изменить уставку, увеличив ее в 3 раза (по усмотрению ЭТЛ ГЭС и ЦСЗ энергообъединения).

4.2.3.2. Для трансформаторов (автотрансформаторов) блоков станции:

- изменения уставок защит от однофазных КЗ на землю практически необходимо производить на Т(АТ) несимметрично работающего блока, а в случае параллельно работающего с ним лишь одного ПФБ и при количестве ВЛ, включенных на систему шин станции, менее трех, также и уставку защиты его Т(АТ).

При токе I2 = 0,14÷0,15Iном уставку защиты на НРБ необходимо увеличить в 1/Kв·(2,2÷3) раза;

- на Т(АТ) параллельно работающего с неполнофазным блоком одного ПФБ необходимо увеличить уставку в 1/Kв·(1,7÷2,1) раза, т.е. при Kв = 0,85 - в 2÷2,5 раза.

При параллельной работе с НРБ двух и более ПФБ ГЭС, изменение уставок аналогичных защит на их Т(АТ) практически не требуется, за исключением случаев, когда токи I0, протекающие в их нейтралях, составляют 3I0 ≥ 0,8Iс.з. В этом случае уставки Т(АТ) с учетом обеспечения селективности целесообразно увеличить в 1/Kв раз, т.е. при Kв = 0,85 - в 1,18 раза;

- работа УБ в ДНФР всеми генераторами (двумя-тремя и более) может привести к значительному загрублению защиты и снижению Kч. В этом случае величина I2/Iном не должна превышать норм, предусмотренных [3], с учетом допустимых отклонений Kч [10].

4.2.3.3. Устройство КИВ-500 Т (AT)

Защиту Т(АТ) НРБ ГЭС необходимо вывести из работы. На других Т(АТ), параллельно работающих ПФБ станции, защита должна сохраняться в работе без изменения ее уставки.

4.2.3.4. На линиях электропередач, отходящих от шин ГЭС

Корректировка уставок защит от однофазных КЗ на землю фактически не требуется. Однако такая необходимость может возникнуть при условиях работы несимметричного УБ всеми генераторами (двумя-тремя и более) и при минимальном количестве включенных ПФБ и ЛЭП.

В этом случае целесообразно увеличить уставку только последней ступени защиты в 1/Kв - 1,5 раза.

В остальных случаях с учетом вероятности возрастания токов I0 в линиях (например, при отключении параллельно ПФБ или ЛЭП) целесообразно увеличить только уставку последней ступени, примерно до 1,1-1,5Iс.з.

4.2.3.4.1. Дифференциально-фазные ВЧ защиты линий:

- при выполнении защиты на принципе комбинированных фильтров симметричных составляющих (например, ДФЗ-501), корректировка уставок не требуется, поскольку пусковые органы защиты будут воспринимать несимметричный режим одного из блоков ГЭС как режим внешнего (вне зоны действом защиты) КЗ;

- если же в схеме защиты (например, ДФЗ-503) применен комбинированный фильтр , то при уставке 5-7 В ее изменение (при I2 ≤ 0,14Iном) также не требуется. При уставке защиты менее 5 В (например, 2-3 В) в зависимости от количества включенных ЛЭП может возникнуть необходимость в частичной ее корректировке до 5-6 В.

В остальных случаях возможное изменение уставки защиты будет зависеть от количества включенных ЛЭП и генераторов неполнофазного блока.

4.2.3.4.2. При наложении на несимметричный нагрузочный режим одного из блоков ГЭС внешнего КЗ оно с большой вероятностью будет отключено быстродействующими защитными устройствами блока или смежных присоединений станции. Вместе с тем, этот случай должен быть рассмотрен ЦСЗ энергосистемы, которая и дает необходимые рекомендации, обеспечивающие ее правильную работу. При относительно небольшой величине мощности несимметрично работающего блока можно полагать, что в случае наложения внешнего КЗ на ДНРБ станции, РЗ будет функционировать правильно.

4.2.3.4.3. На неполнофазном блоке целесообразно предусмотреть защиту, отключающую его без выдержки времени при возникновении КЗ.

4.2.3.4.4. При принятии конкретных мер по предотвращению ложной работы защитных устройств присоединений станции следует учесть, что в реальных условиях при работе на ГЭС наибольшего количества полнофазных Т(АТ) групп с глухозаземленными нейтралями (т.е. при выдаче ГЭС максимальной мощности) доля тока 3I0, ответвляющегося в ЛЭП, оказывается незначительной, что благоприятно отразится на поведении защитных устройств станции.

4.2.3.4.5. При использовании ПР элементов блоков ГЭС приведенные рекомендации должны быть согласованы с ЦСЗ ПЭО.

5 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРАКТИЧЕСКОМУ ОПРЕДЕЛЕНИЮ ДОПУСТИМОЙ МАКСИМАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ БЛОКА ПРИ ПЕРЕВОДЕ ЕГО В НЕСИММЕТРИЧНЫЙ РЕЖИМ ДЛЯ ПОФАЗНОГО РЕМОНТА

5.1 Общие указания

5.1.1. Рекомендации по проведению ПР элементов блока ГЭС (Т, AT, высоковольтных коммутационных аппаратов) состоят из двух частей:

1. Определение допустимой максимальной мощности блока, которую можно передать по двум фазам.

2. Порядок выполнения ПР. Настоящие рекомендации относятся к первой части, вторая часть приведена в разд.6.

5.1.2. При определении допустимой максимальной мощности блока, выдающего мощность через две фазы, необходимо уточнить влияние токов I2 на режим генератора, токов I0 на каналы связи, токов I2, I0 и напряжения U2 на работу РЗ. Максимальная допустимая мощность, т.е. максимальные допустимые в длительном режиме взаимосвязанные токи I1, I2 и I0 должны оставаться в пределах, не нарушающих безопасность и надежность работы генераторов, кабелей связи и РЗ.

5.1.3. Определение допустимой максимальной мощности блока включает следующие этапы:

1. Исходная расчетная схема работы ГЭС (число работающих ПФБ и отходящих ВЛ), при которой целесообразен ПР элементов блока.

2. Расчеты отношения I2/I1 на генераторе (генераторах) неполнофазного блока, тока 3I0, замыкающегося через нейтраль Т(АТ) этого блока, доли токов I0, замыкающихся по ВЛ, включенных на шины ГЭС и напряжения U2 на этих шинах, вызванных отключением фазы Т(АТ) на одном из блоков при выбранных расчетных схемах электростанции.

3. Определение длительно допустимого тока I2 и соответствующих ему фазных токов для генератора (генераторов) неполнофазного блока и определение по значению этого тока (I2) мощности блока в несимметричном режиме, т.е. тока I1 генератора (генераторов).

4. Расчетное определение напряжения Uж-о на оболочке кабеля связи при работе блока через две фазы в отобранных схемах ГЭС.

5. В соответствии с рекомендациями (разд.2, 4) и основываясь на расчетных значениях токов I0 через нейтрали Т(АТ) ГЭС и напряжения U2, определяется изменение уставок защит, реагирующих на токи I2, I0 и U2.

6. Выполнение натурного опыта выдачи мощности блока через 2 фазы (при I2 ≈ 0,05Iном) с целью уточнения и окончательного определения параметров неполнофазного режима (токи и напряжения I1, I2, I0, U2, Uж-о), определенные ранее расчетом.

7. Определение допустимой максимальной мощности блока, которую можно выдать через 2 фазы с учетом условий, допустимых для работы генераторов, каналов телефонной связи и релейной защиты ГЭС (см. пп.2.6.1, 2.6.2).

Ниже даются необходимые рекомендации для выполнения каждого из указанных этапов.

5.2 Рекомендации для выполнения этапов, необходимых для определения допустимой максимальной мощности блока при ПР его элементов

5.2.1. Учитывая, что ПР элементов силового блока станции целесообразен, главным образом, при необходимости выдачи максимальной мощности ГЭС, основной расчетной схемой является параллельная работа с неполнофазным блоком всех работоспособных ПФБ и выдача энергии по всем ВЛ, включенным на систему шин электростанции.

Необходимо иметь в виду, что работа по схеме "один неполнофазный блок - ВЛ" исключена по причине значительных токов I0 и I2 при существенной мощности блока. Поэтому параллельно с неполнофазным блоком должен работать, по крайней мере, один полнофазный блок.

5.2.2. Отношение I2/I1  на генераторе, токи I0, замыкающиеся через глухозаземленные нейтрали Т(АТ) в пределах ГЭС и по ВЛ, напряжение U2 на шинах станции рассчитываются по формулам (33)-(40), (48), (55), (61)-(64).

Если исходные данные в конкретном случае совпадают или близки к указанным в табл.3 и 4, то они могут быть использованы для определения I2/I1.

5.2.3. Длительно допустимое значение тока I2

Для гидрогенераторов длительно допустимые значения тока I2 регламентируются согласно [3]. Однако, как показывают результаты многочисленных натурных исследований, эти нормы по согласованию с заводом-изготовителем могут быть увеличены. Это, в частности, касается тех генераторов, для которых выполнены следующие два условия:

а) Частоты собственных колебаний активной стали и лобовых частей обмотки статора в радиальном и тангенциальном направлениях отстроены от 100 Гц, т.е. находятся вне диапазона 90-110 Гц.

Соответствующие данные для наиболее крупных гидрогенераторов, подвергающихся специальным испытаниям, обычно имеются.

б) Нагрев полюсного башмака, вызванный током обратной последовательности I2/Iном=0,1÷0,15, рассчитанный по формуле (1), не должен превышать 10-20 °С.

Если оба указанных условия выполнены, то для гидрогенераторов с воздушным охлаждением длительно допустимо I2/I1 = 0,12 ÷ 0,15. Большая цифра относится к генераторам мощностью до 200 МВт, а меньшая - к генераторам более мощным.

Для гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток статора при выполнении упомянутых условий длительно допустимо I2/Iном = 0,08 ÷ 0,1.

5.2.4. Определив согласно п.5.2.2 отношение I2/I1 = σ, находим по формуле (59) отношение I1/Iном, т.е. полную (киловольтамперную) мощность в относительных единицах.

5.2.5. Значения фазных напряжений генератора, соответствующие найденным U1, U2, с учетом коэффициента трансформации определяются с достаточной точностью для обычного соотношения при обрыве фазы на стороне ВН Т(АТ) по известным формулам (29)-(31). Аналогично определяются фазные токи машины, соответствующие найденным токам I1 и I2, заменяя ими напряжения U1 и U2 в формулах (29)-(31).

Для практической оценки фазных токов генератора, отн. ед., могут быть использованы также следующие формулы [14]:

;                                                          (66)

Ib = |I1|(1 + σ).                                                                  (67)

Отношение наибольшего тока к наименьшему в фазах генератора равно:

.                                                       (68)

5.2.6. Напряжение на оболочке кабеля связи Uж-о = 3I0rз.к А.

5.2.7. Перед реализацией неполнофазного режима блока ГЭС необходимо произвести корректировку защит НРБ и возможно на параллельно работающих Т(АТ) ПФБ, через нейтрали которых замещаются токи I0 (см. разд.4).

5.2.8. Натурный опыт несимметричного режима блока ГЭС (при I2 = 0,05Iном) может быть выполнен непосредственно перед проведением ПР как специальное мероприятие по подготовке к предстоящим пофазным ремонтам элементов блока.

При этом для создания несимметричного режима блока достаточно отключить фазу со стороны "звезды" ВН на групповых и трехфазных Т(АТ) без разборки НН ("треугольника").

При пофазном же ремонте группового Т(АТ) блока одна из его фаз должна быть отключена с обеих ступеней напряжения ВН и НН.

5.2.9. Перевод УБ ГЭС, генераторы которого работают через группу однофазных Т(АТ), имеющих на стороне НН 2, 3 и более расщепленные обмотки, в режим двухфазной несимметричной нагрузки может привести к резонансному повышению фазных напряжений относительно земли в системе генераторного напряжения, когда одна (две) из машин блока отключена от обмотки НН Т(АТ).

Повышение фазного напряжения может быть вызвано также дополнительными наводками, обусловленными электростатической передачей напряжения со стороны ВН на сторону КН через межобмоточные емкости связи Т(АТ).

Резонансный контур образуется последовательной цепью из емкости фаз силового Т(АТ) относительно земли (на стороне НН) и индуктивности обмотки ВН трансформатора напряжения (ТН) с глухозаземленной нейтралью, подключенного к шинам генераторного напряжения* (рис.7).

__________________

* Подробности механизма возникновения резонансных перенапряжений при расщепленной обмотке НН Т(АТ) см. в [12]

Рис.7. Схема образования резонансного контура на блоке ГЭС

с расщепленными обмотками Т(АТ)

5.2.10. Контроль за расстройством резонанса или его проявлением при проведении натурного опыта (см. п.5.3.1.3) несимметричного режима следует вести по вольтметру, включенному на выход ТН (к разомкнутому треугольнику), подключенному на шины системы генераторного напряжения неполнофазного блока, соединенного по схеме фильтра напряжения нулевой последовательности (ФННП).

При отсутствии условия резонанса напряжение на выходе этой обмотки должно быть порядка 8-10 В. В условиях резонанса оно может вырасти до 100-200 В.

5.2.11. Для предотвращения перенапряжений, вызванных явлениями феррорезонанса и электростатической индукцией, которые могут возникнуть при реализации неполнофазных режимов через Т(АТ) группу с расщепленными обмотками НН, необходимо увеличить емкостную проводимость фаз обмоток относительно земли путем подключения выравнивающих конденсаторов, величина которых определяется по [15] (см. приложение 2 и табл.8).

5.2.11.1. При наличии в нейтрали генераторов несимметрично работающего УБ ДГР величина дополнительной емкости, подключенной к каждой фазе обмотки НН Т(АТ), не должна быть более 0,2-0,3 мкФ [12].

5.2.11.2. При отсутствии вышеупомянутых конденсаторов, перевод блоков ГЭС в несимметричный нагрузочный режим для ПР его элементов, без принятия мер для расстройки условий резонанса (например, "выкатка" ТН или разземление его нейтрали), проводить не следует.

5.3 Экспериментальный перевод блока в режим двухфазной несимметричной нагрузки

Опыт несимметричного режима ведется в следующей последовательности.

5.3.1. Выполняются подготовительные работы для производства следующих измерений:

5.3.1.1. Для измерения напряжения на стороне НН Т(АТ), обусловленного электростатической передачей напряжения с ВН на НН. С этой целью на сторону НН Т(АТ) подается напряжение, равное 0,4-0,5 кВ, и измеряются напряжения относительно земли на стороне НН Т(АТ) с последующим пересчетом к номинальным значениям при учете коэффициентов трансформации (KT(AT)) и деления емкостей (Kд = Спр/(Спр + СТ(АТ))) в системе генераторного напряжения. Полученные напряжения на стороне НН Т(АТ) не должны превышать номинальных.

5.3.1.2. Если межобмоточные емкости значительно (в 2-3 раза) меньше значений емкостей относительно земли НН Т(АТ), то упомянутые измерения можно не проводить.

Такое соотношение получается на Т(АТ), у которых обмотки НН конструктивно расположены первыми от сердечника магнитопровода. При таком расположении ограничивается напряжение, передаваемое из обмотки ВН на НН через межемкостные связи.

5.3.1.3. Для измерения напряжения на выходе обмотки ТН (включенных на стороне расщепленных обмоток НН Т(АТ) НРБ), соединенных по схеме ФНОП.

Опыт проводится ступенчатым подъемом напряжения (0,25-1,0)Uф на одном из генераторов при отключенных и остановленных других генераторах укрупненного блока, переведенного в неполнофазный режим.

5.3.1.4. Для измерения токов 3I0, замыкающихся через нейтрали неполнофазного и полнофазных Т(АТ), и по всем ВЛ, отходящим от шин ГЭС.

5.3.1.5. Для измерения напряжения U2 на шинах ГЭС, если от него запускается дифференциально-фазная ВЧ защита.

5.3.1.6. Для измерения напряжения "жила-земля" (Uж-о) на оболочке кабеля связи (рис.4).

5.3.1.7. Для измерения тока на оболочке кабеля связи, протекающего под действием наведенной в нем ЭДС (рис.4).

5.3.1.8. Для измерения напряжения помех между жилами кабеля связи (рис.5).

5.3.1.9. Для снятия векторной диаграммы фазных токов и напряжений генератора (рис.8) с целью определения экспериментальных значений I2 и U2 с последующим использованием известных формул:

;                                                            (69)

.                                                        (70)

5.3.2. Выполняются все изменения в уставках защит, перечисленных в разд.4.

5.3.3. Генератор (генераторы) неполнофазного блока обычным способом поочередно синхронизируется и набирается нагрузка под контролем I1/Iном. Этот контроль удобнее вести по следующим формулам:

5.3.3.1. При обычных соотношениях: Iб/Iа ≤ 1,7 - 1,8 по формуле

.                                                         (71)

5.3.3.2. В случаях, когда 3 фазных тока генератора в несимметричном режиме различны, можно пользоваться формулой

.                                                        (72)

Рис.8. Векторная диаграмма фазных токов (а) и напряжений (б) гидрогенератора типа СВ1500/200-88 (P = 60 МВт, Q = 0, I2 = 0,136Iном);

- опорное напряжение, L - индуктивность, C - емкость (опер.)

5.3.4. Натурный опыт несимметричного режима, все измерения и корректировка защит, перечисленные разд.4, выполняются для I2/Iном = 0,05.

Если несимметричный нагрузочный режим блока для ПР его элементов будет вестись в соответствии с п.5.2.3, при большем значении I2/Iном, то соответствующие ему токи I0, I2, I1 не требуют повторных измерений и могут быть получены пропорциональным пересчетом.

5.3.5. Мощность блока в несимметричном режиме, установленная по (59), сохраняется неизменной и является максимальной, если корректировки уставок соответствующих защит, определенные для величины I2/Iном, фигурирующей в (59), остаются в пределах, указанных в разд.4; напряжение Uж-о не превосходит при этом 4 В, а напряжение помех не больше 5 мВ.

5.3.5.1. Уровни температур конструктивных элементов полюса ротора, вибраций сердечника и лобовых частей обмотки статора, если специальные измерения не проводятся, то оцениваются по формулам (1), (11)-(13) и не должны превышать норм, регламентируемых [3].

5.3.6. В случаях, когда мощность, выдаваемая несимметричным блоком, лимитируется напряжениями между жилой и оболочкой кабеля или помех, уменьшение тока 3I0, замыкающегося по ВЛ, может быть достигнуто снижением мощности этого блока или соответствующими мероприятиями [9, 11].

Наличие максимального числа ВЛ, отходящих от шин ГЭС при ДНРБ, используемого для ПР его элементов, позволяет уменьшить ток 3I0 через нейтрали полнофазных Т(АТ), тем самым облегчая корректировку их земляных защит.

5.3.7. Если перераспределение токов I0, а также уровни нагревов и вибрации конструктивных узлов статора превышают норму, то необходимо уменьшить по пропорциональному расчету мощность блока, т.е. ток I1 (следовательно, в той же пропорции I0, I2) настолько, чтобы все ограничения, указанные в п.5.3.5, оказались в допустимых пределах.

6 ПОРЯДОК ПЕРЕВОДА БЛОКА В НЕССИМЕТРИЧНЫЙ НАГРУЗОЧНЫЙ РЕЖИМ ДЛЯ ПОФАЗНОГО РЕМОНТА ЕГО ЭЛЕМЕНТОВ

6.1 Варианты использования неполнофазного режима блока для ПР его элементов

6.1.1. Длительный неполнофазный режим блока станции при ПР его элементов может быть реализован в следующих случаях:

1. При повреждении одной из Т(АТ) фаз.

2. Во время замены поврежденной фазы на резервную.

3. При производстве плановых ремонтов Т(АТ) фаз.

4. При неполнофазных включениях блока станции на сеть из-за повреждения конструктивных частей коммутационной аппаратуры.

6.1.2. По технологии перехода блока на работу в неполнофазный режим с соблюдением необходимых мер надежной и безопасной эксплуатации станции все приведенные в п.6.1.1 варианты могут быть объединены в два основных:

а) неполнофазный режим блока при ПР Т(АТ) (в том числе и без выкатки фазы) или замене фазы;

б) неполнофазный режим блока, связанный с отключением фазы Т(АТ) для ремонта коммутационной аппаратуры блока (воздушные выключатели, разъединители).

В первом варианте выполняются все необходимые операции, связанные с полным отключением фазы Т(АТ) с обеих ступеней на напряжения ВН и НН.

Во втором варианте фаза Т(АТ) отключается лишь с высокой стороны. Такой режим может быть реализован при повреждении полюса выключателя или разъединителя блока (на блоках с групповыми и трехфазными трансформаторами или автотрансформаторами) в моменты, когда необходима выдача наибольшей мощности станции (хотя бы на время пиковых нагрузок до появления возможности отключения блока для устранения неисправности), а схема ГЭС не позволяет воспользоваться обходным выключателем.

6.1.3 Общие указания

6.1.3.1. Целесообразность использования неполнофазного режима блока для выдачи наибольшей мощности станции в каждом конкретном случае должна определяться соотношением времени полезной работы в указанном режиме и временем, необходимым для подготовки блока и схемы станции к работе с обеспечением всех необходимых требований и надежной работы.

6.1.3.2. В зависимости от вида повреждения силовых Т(АТ) блока их ПР может осуществляться на трансформаторной площадке - без выкатки фазы, либо на ремонтно-монтажной площадке - с выкаткой фазы.

К наиболее тяжелым последствиям приводят повреждения обмоток главной изоляции Т(АТ), ремонт которых требует выкатки фазы и длительного восстановления. При наиболее распространенном виде повреждения силовых Т(АТ) - повреждении высоковольтных вводов, также требуется выкатка фазы с последующим заводским ремонтом.

6.1.3.3. Целесообразность использования ПР элементов блока при выполнении текущих ремонтов Т(AT) определяется объемом и номенклатурой по ТР Т(АТ) блока. Эти работы выполняются на трансформаторной площадке без выкатки фазы.

6.1.3.4. При производстве соответствующих операций, необходимых для подготовки блока к неполнофазному режиму для ПР его элементов, большая часть времени, необходимого для перехода в такой режим работы, в основном определяется временем для полного отключения фазы Т(АТ) и обеспечения условий для безопасной работы на трансформаторной площадке.

При этом время, необходимое на подготовку схемы станции с обеспечением надежной работы РЗ и влияния режима на линии телефонной связи, не лимитируется, поскольку эти работы выполняются параллельно с работами по отсоединению фазы Т(АТ) и не требуют больших затрат времени.

6.1.3.5. При установлении порядка перевода блока в неполнофазный режим для ПР его элементов с целью оценки необходимого объема, времени и соответствующих трудозатрат целесообразно составить полный перечень операций, обеспечивающих реализацию ДНРБ ГЭС, связанного с выкаткой и заменой фазы Т(АТ).

Упомянутый перечень операций, необходимых для реализации ДНРБ ГЭС приведен в приложении 3.

6.2 Рекомендации при реализации порядка перехода к ПР элементов блока ГЭС с одновременной выдачей наибольшей допустимой мощности по двум фазам

6.2.1 Общие ограничения, необходимые для надежной реализации режима

Порядок перехода к выдаче мощности неполнофазным блоком при ПР его элементов в каждом конкретном варианте (см. разд.1) следует оговорить возможными ограничениями и условиями, которые являются общими для всех случаев использования несимметричного режима блока станции.

6.2.1.1. С целью ограничения влияния на линии и кабели связи токов I0, ответвляющихся в ЛЭП, исключается работа блока в неполнофазном режиме в следующих случаях:

- при работе блока по схеме "блок-линия";

- при работе УБ одним или несколькими генераторами, когда соотношение числа параллельно работающих ПФБ и числа включенных на шины ГЭС ВЛ таково, что не удовлетворяет условиям, определенным п.3.2.9.

6.2.1.2. Наибольшая допустимая мощность блока, выдаваемая через 2 фазы при ПР его элементов, определяется согласно п.5.3.5.

6.2.1.3. Осуществление ПР элементов блока с выдачей мощности через 2 фазы Т(АТ) определяется возможностью отсоединения фазы с высокой и низкой сторон и соблюдением условий безопасности [2].

6.2.1.4. С целью предотвращения резонансных явлений, связанных с повышением фазных напряжений относительно земли обмотки НН Т(АТ) несимметричного блока, выполненного с расщепленной обмоткой, на которой при использовании ПР отсутствуют защитные емкости, работа блока по схеме "двухлучевая звезда - открытый треугольник" без принятия мер для расстройства условий резонанса исключается (см. пп.5.2.9-5.2.11).

6.2.1.5. При работе блока станции в неполнофазном режиме не исключены случаи, требующие автоматического включения форсировки возбуждения, что может привести к недопустимым, даже кратковременно, значениям тока I2. Поэтому при переводе блока в неполнофазный режим желательно предусмотреть защиту, отключающую его без выдержки времени при внешних КЗ.

6.2.2 Работа блока ГЭС в неполнофазном режиме при ПР или замене Т(АТ) фазы

6.2.2.1. Общие указания. Переход блока на работу в ДНФР (см. разд.6.1) может быть осуществлен при ремонтах фаз Т(АТ) как плановых (в том числе, не требующих выкатки фазы), так и внеплановых, связанных с повреждением обмоток и вводов их фаз.

При этом порядок перехода на неполнофазный режим работы во всех случаях, связанных с ПР Т(АТ), в основном одинаков и заключается в том, что сразу же после того как будет отключена фаза Т(АТ) с обеих ступеней напряжения и обеспечены условия безопасности, может быть осуществлен несимметричный нагрузочный режим блока.

6.2.2.1.1. Операция демонтажа вводов НН фазы Т(АТ) достаточно трудоемка (см. приложение 3, пп.П.3.2.1-П.3.2.6) и занимает время (2-3 ч), достаточное для выполнения параллельно коммутационных работ и обеспечения нормального функционирования РЗ.

Остальные работы по дальнейшему демонтажу и ремонту фазы Т(АТ) с соблюдением необходимых мер предосторожности и условий ТБ могут выполняться уже при работе блока в двухфазном режиме.

Приведенное обстоятельство делает целесообразным использование ДНРБ не только при отсутствии резервной фазы, но и во время замены поврежденной фазы на резервную, поскольку время замены, включающее комплекс работ, составляет 3-7 сут.

6.2.2.2. Порядок перевода блока на работу в неполнофазный режим для ПР фаз однофазных групповых Т(АТ):

6.2.2.2.1. Блок с фазой Т(АТ), подлежащий отсоединению, выключен с обеих ступеней напряжения.

6.2.2.2.2. Отсоединяется фаза Т(АТ) с двух ступеней напряжения и обеспечивается безопасность работ [2].

6.2.2.2.3. Отсоединяются вторичные цепи фазы Т(АТ) с соответствующим частичным изменением их коммутации (см. п.П.3.3).

6.2.2.2.4. Выводятся или загрубляются некоторые защиты неполнофазного блока и защиты от токов 3I0 параллельно работающих полнофазных блоков станции согласно разд.4.

6.2.2.2.5. Для Т(АТ) блока с расщепленными обмотками фазы НН (не имеющих дополнительных емкостей со стороны генераторного напряжения) предусматриваются меры расстройства резонансных явлений согласно пп.5.2.10, 5.2.11.

6.2.2.2.6. После пуска неполнофазного блока синхронизируются обычным способом и включаются в работу на шины станции его генераторы с последующим набором допустимой нагрузки на каждой машине согласно пп.5.3.3, 5.3.3.1, 5.3.3.2.

6.2.2.2.7. Осуществляются оставшиеся работы по демонтажу с последующим ремонтом фазы Т(АТ) или ее замена при работающем неполнофазном блоке с соблюдением всех мер предосторожности согласно норм ТБ [2].

6.2.3 Работа двумя фазами трехфазных трансформаторов

6.2.3.1. Общие сведения и указания. Сопротивление трехфазных трансформаторов для токов нулевой последовательности вообще отличается от сопротивления их токам прямой и обратной последовательностей групповых Т(АТ). Однако в схемах соединений трехфазных трансформаторов, в которых обеспечивается прохождение токов нулевой последовательности в обеих обмотках (схемы соединения Y/Δ, Δ/Δ, Y/Y), с практически достаточной точностью можно принять, как и для группы однофазных трансформаторов, их сопротивления одинаковыми для токов всех последовательностей.

Поэтому все то, что ранее было указано для групп однофазных трансформаторов, применимо и для трехфазных - двух- и трехобмоточных трансформаторов.

6.2.3.1.1. Условия работы двумя фазами трехфазных трансформаторов по сравнению с группой однофазных - несколько лучше, поскольку при номинальных токах в обмотках общая нагрузка трансформатора ниже, а следовательно, и общее тепло, выделяемое в нем меньше, чем при нормальной работе. Поэтому при работе двумя фазами трехфазный трансформатор допускает некоторую перегрузку.

6.2.3.1.2. Трехфазный трансформатор может работать в схемах при питании его по двум фазам со стороны ВН ("звезды"), а также при повреждении обмотки одной из фаз.

6.2.3.1.3. Поврежденная обмотка должна быть удалена или в зависимости от характера аварии приняты меры, позволяющие включать 2 фазы трансформатора (например, изолированы места повреждения, отсоединена обмотка поврежденной фазы и т.п.).

6.2.4 Работа блока ГЭС в неполнофазном режиме при повреждениях конструктивных узлов коммутационных аппаратов

6.2.4.1. Общие сведения. Этот случай неполнофазного режима может быть использован для блоков ГЭС, работающих с одно- и трехфазными группами Т(АТ).

Порядок перевода блока на работу в неполнофазном режиме в этом случае проще, чем в предыдущем, поскольку не связан с полным отсоединением фазы Т(АТ) со стороны ВН и НН.

Неполнофазный режим осуществляется отключением необходимой фазы лишь с высокой стороны Т(АТ).

6.2.4.2. Порядок перехода к работе блока в неполнофазном режиме:

6.2.4.2.1. Блок с неисправным элементом коммутационного аппарата с высокой стороны фазы Т(АТ) выключен.

6.2.4.2.2. Генераторы УБ отключены и остановлены. Приняты меры предосторожности по соблюдению условий ТБ [2].

6.2.4.2.3. Демонтируется неисправная фаза (колонка) коммутационного аппарата, подлежащая в дальнейшем ремонту.

Соединение обмоток Т(АТ) блока остается неизменным (как для случая полнофазного режима "звезда-треугольник").

6.2.4.2.4. Выводятся или загрубляются соответствующие защиты неполнофазного блока и земляные защиты от токов 3I0 параллельно работающих на шины станции полнофазных блоков в соответствии с разд.4.

6.2.4.2.5. После пуска неполнофазного блока синхронизируются обычным способом и включаются на шины станции его генераторы с последующим набором допустимой мощности на каждой машине, согласно пп.5.3.3, 5.3.3.1, 5.3.3.2.

6.2.4.2.6. Производится по возможности контроль (измерение) напряжения на отключенной фазе Т(АТ) с высокой стороны, величина которой не должна превышать 1,1Uном [4].

6.2.4.2.7. Мероприятия, отмеченные в п.5.2.11, не требуются.

6.2.4.2.8. Пофазный ремонт коммутационного аппарата в зависимости от его поврежденного элемента может быть выполнен и при работе неполнофазного блока, если обеспечиваются условия ТБ [2].

В противном случае ремонт элемента коммутационного аппарата следует отложить до появления возможности снижения вырабатываемой мощности и прекращения неполнофазного режима блока либо перед реализацией ДНРБ ГЭС необходимо демонтировать поврежденный элемент (колонка выключателя или разъединителя) и перевести его для последующего ремонта на ремонтно-монтажную площадку.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Расчет среднего превышения температуры полюсного башмака ротора генератора

Приведем примеры расчета среднего превышения температуры полюсного башмака, вызванного обратно-синхронным полем для генераторов типов СВФ-1690/175-64 и СВФ-1265/275-42У4 Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС.

1. Гидрогенератор типа СВФ 1690/175-64

Паспортные данные: P = 500 МВт, Uном =15,75 кВ, Iном = 21,6 кА.

По заводскому расчету имеем следующие исходные данные в отн. ед.: xad = 1,37, xaq = 0,76, xf= 0,25, xkd = 0,186, xkq = 0,136, rkd = 0,00993, rkq = 0,0076.

По данным табл.2 величина KΣ = Kм + Kс = 10,6.

Тогда rkd = 0,00993·10,6 = 0,1053 отн. ед., rkq = 0,0076·10,6 = 0,0808 отн. ед. Подставляя эти данные в (2)-(4), получим r2pd = 0,0156 отн. ед., r2pq = 0,0292 отн. ед. и отн. ед.

Соответственно в именованных единицах получим:

Ом.

Тогда по (1) при I2 = 0,1Iном = 2160 А, α = 0,0177 Вт/(см2·К), S = bрlр = 12000 см2 получим

°С.

2. Гидрогенератор типа СВФ 1285/275-42У4

Паспортные данные: P = 640 МВт, Iном = 15,75 кВ, Iном = 26,1 кА. По заводскому расчету имеем следующие исходные данные в отн. ед. xad = 1,39, xaq = 0,079, xf = 0,295, xkd = 0,208, xkq = 0,156, rkd- = 0,00692, rkq = 0,00565.

По табл.2 величина KΣ = Kм + Kс = 12. Тогда rkd = 0,0069·12 = 0,083 отн. ед., rkq=0,00565·12=0,068 отн. ед.

Подставив эти данные в (2)-(4), получим в отн. ед.: r2pd = 0,0119, r2pq = 0,0237 и r2p = 0,0178.

Соответственно, r2p1 = 0,0064 Ом. Тогда по (1) при I2 = 0,1Iном = 2610 А, α = 0,0177 Вт/(см2·К), S = bрlр = 16680 см2, получим

°С

Для генераторов СВФ 1690/175-64 и СВФ 1285/275-42У4 средний нагрев полюсного башмака ротора при I2 = 0,1Iном получился незначительным, что не ограничивает этот режим. Такой вывод подтверждается результатами натурных исследований несимметричного нагрузочного режима этих гидрогенераторов.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Расчет емкости для защиты холостых обмоток низкого напряжения Т(АТ) от электростатических влияний и феррорезонансных явлений

При переводе укрупненных блоков ГЭС в неполнофазный режим для ПР его элементов к расщепленным обмоткам низкого напряжения Т(АТ) группы необходимо подключение защитных (выравнивающих) емкостей (Cз), поскольку при возникновении замыканий на землю в системе генераторного напряжения последние могут оказаться ненагруженными из-за отключения их защитой.

При этом на расщепленной обмотке и сборках генераторного напряжения могут возникнуть опасные перенапряжения, обусловленные переходом ВН на НН Т(АТ) через межобмоточные емкости и возможными феррорезонансными процессами в контуре "емкость НН относительно земли - индуктивность ТН". Величина Cз, отн. ед., подсчитывается по выражению [15]:

Cз = СТ(АТ)[(1,4V - 1)λ - 1],                                                   (П-2-1)

Таблица 8. Номинальные напряжения обмоток трансформаторов, при которых необходимы средства ограничения перенапряжений на неиспользуемых обмотках

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Перечень операций, необходимых для реализации неполнофазного режима, связанного с выкаткой и заменой фазы группового трансформатора (автотрансформатора)

П.3.1 Отключается блок генератор-трансформатор (автотрансформатор) от сети выключателем (воздушным), соединяющим блок с шинами станции.

П.3.1.1. Отключается выключатель нагрузки и разъединитель с низкой стороны блока.

П.3.1.2. Генераторы УБ останавливаются.

П.3.1.3. Отключаются разъединители и заземляются соответствующие конструктивные элементы коммутационной аппаратуры блока с высокой стороны.

П.3.1.4. Т(АТ) заземляется со всех сторон, откуда может быть подано напряжение.

П.3.2. Отсоединение фазы Т(АТ) с последующим переходом к схеме "открытый треугольник - двухлучевая звезда" с заземленной нейтралью

П.3.2.1. Отсоединяется провод (шлейф) ВН (СН - при его наличии) от ввода ВН (СН) фазы (с целью предотвращения наводок со стороны вводов параллельно работающих ПФБ и отходящих от шин станции ЛЭП) и закрепляется концом на специально подготовленном месте заземленной конструкции.

П.3.2.2. Отсоединяется провод (обычно круглый шинопровод) от ввода нейтрали фазы Т(АТ) и закрепляется на специально подготовленном месте: на нейтрали блока или заземляющем контуре станции.

П.3.2.3. Операции со стороны обмотки СН, имеющейся на Т(АТ), аналогичны пп.3.1-3.2.2.

П.3.2.4. Разбирается защитный кожух (при его наличии) шинопровода в области соединения на четырех вводах [в случае двух расщепленных обмоток НН Т(АТ)] или на шести вводах [при трех расщепленных обмотках НН Т(АТ)] низкого напряжения Т(АТ).

П.3.2.5. Разболчиваются соединения компенсаторов на всех вводах-НН со стороны шинопровода с отгибанием их в сторону.

П.3.2.6. Закрепляются специально изготовленные изоляционные "заглушки" (при необходимости), предназначенные для защиты от НН при ПР (Рис.9) на четырех или шести кожухах (в зависимости от количества расщепленных обмоток НН Т(АТ) - двух или трех) шинопровода.

Рис.9. Заглушка для защиты от напряжения

П.3.2.7. Для станций, не имеющих защитного кожуха (например, Волжская ГЭС им. В.И. Ленина), следует отсоединить вводы НН (разболтить соединения компенсаторов) при необходимости в двух местах так, чтобы обеспечивались условия ТБ [2] при работах на фазе Т(АТ): люди и применяемый ими инструмент и приспособления должны находиться от шин 6-35 кВ не более 0,6 м, а механизмы и грузоподъемные машины в рабочем и транспортном положениях, - не ближе 1,0 м, со стороны 400-500 кВ. Эти нормы составляют 3,5 и 4,5 м, соответственно.

П.3.2.8. Если отмеченные условия не обеспечиваются установкой "заглушек" или нет возможности отсоединения шин НН в более удаленном от Т(АТ) месте (согласно пп.П.3.2.6 и П.3.2.7), то следует откатить вперед на необходимое расстояние саму отсоединенную фазу Т(АТ).

П.3.3. Отсоединение вторичных цепей

П.3.3.1. Отсоединяются 2 кабеля, отходящие с нижней части клеммной коробки на фазе Т(АТ) к контрольно-измерительным приборам, установленным на фазе. Кабели отсоединяются в двух местах: на клеммнике, смонтированном в шкафу бака Т(АТ) и на панели защиты блочного пульта (БП). Концы от кабелей фиксируются под Т(АТ) для беспрепятственной выкатки фазы.

П.3.3.2. Для станций, на которых контрольно-измерительные приборы установлены вне бака фазы Т(АТ), например, Саяно-Шушенская ГЭС, в случае выкатки фазы следует демонтировать опору с приборами, разболтить фланцевые соединения опоры с фундаментом.

П.3.3.3. В случае работы AT в режиме двухфазной несимметричной нагрузки, дополнительно (в отличие от работы трансформатора в этом режиме) отсоединяется еще один кабель с токовыми цепями (на рис.10 показан пунктиром), предназначенный для питания регулирующего устройства (вольтдобавочного трансформатора - ВДТ). Кабель достаточно отсоединить в одном месте: от трансформаторов тока (ТТ), установленных в нулевом вводе. Отсоединение другого конца кабеля на БП или главном щите управления (ГЩУ) не требуется. Трансформаторы тока, установленные в нулевом вводе, закорачиваются, концы кабеля изолируются, кабель фиксируется в области под автотрансформатором для обеспечения беспрепятственной выкатки фазы.

Рис.10. Схема соединений вторичных цепей отключенной фазы группового трансформатора укрупненного блока ГЭС

П.3.3.4. Схема дифференциальной защиты (ДФЗ) блока остается без изменения, если она собрана таким образом, что ее плечо со стороны "звезды" Т(АТ) выполнено с ТТ, установленными на ОРУ (ТТ закорочены), что обеспечивает беспрепятственную выкатку фазы (на примере Волжской ГЭС им. В.И. Ленина).

При других сборках схемы дифференциальной защиты блока (например, ДФЗ блока Саяно-Шушенской ГЭС) последняя остается в работе с некоторыми изменениями схемы токовых цепей.

П.3.4. Отсоединение системы охлаждения Т(АТ) в соответствии с местной инструкцией

П.3.4.1. Перекрываются вентили подачи масла на входе и выходе системы охлаждения фазы Т(АТ).

П.3.4.2. Отсоединяются фланцевые стыки маслопровода системы охлаждения и устанавливаются заглушки в сторону Т(АТ) и системы охлаждения. При этом заглушки устанавливаются только после выдвижения фазы Т(АТ) на необходимое расстояние (приблизительно на 1 м). При необходимости сливается масло.

П.3.4.3. Опускаются коллектора маслопровода.

П.3.4.4. Извлекаются соединительные вставки и устанавливаются заглушки.

П.3.5. Разбирается барьер маслосборной ямы (убираются плиты, снимается металлический кожух и разбирается кирпичная кладка) фазы Т(АТ) в ячейке на трансформаторной (автотрансформаторной) площадке (на примере Волжской ГЭС им. В.И. Ленина).

П.3.5.1. Демонтируется лестница, предназначенная для осмотра газового реле.

П.3.6. Отсоединяется система пожаротушения (для случаев, когда она препятствует выкатке фазы, на примере Саяно-Шушенской ГЭС):

П.3.6.1. Перекрываются вентили подачи жидкости в систему пожаротушения Т(АТ).

П.3.6.2. Разболчиваются фланцевые соединения трубопровода пожаротушения, извлекаются соединительные муфты путем подпора (временно) трубопровода.

П.3.6.3. Освобождаются установленные на трубопроводе устройства пожаротушения от распорок к опорам ограждения.

Для удобства монтажа и демонтажа при выполнении этой операции наиболее приемлемо, когда распорки к опорам имеют болтовое соединение (5-6 точек соединения).

П.3.6.4. Убираются с трансформаторной площадки трубопровод с установленными на нем устройствами пожаротушения.

П.3.7. Снимаются ограждения трансформаторной площадки:

П.3.7.1. Освобождаются болтовые соединения крепления щитов ограждения к опорам.

П.3.7.2. Снимаются щиты ограждения с опор. Если крайние щиты (обычно два) используются как дверцы и в принципе не препятствуют выкатке фазы Т(АТ), то они могут быть оставлены.

П.3.7.3. Снимаются опоры ограждения после предварительного разболчивания фланцевых соединений опоры к фундаменту.

П.3.7.4. Демонтируются перила с мостками, расположенными между рельсами и предназначенными для прохода перед трансформатором, а также 2 мостка, расположенные над муфтами трубопровода пожаротушения. Остальные мостки вокруг трансформатора не препятствуют выкатке фазы и могут быть оставлены для удобства работы на площадке (на примере Саяно-Шушенской ГЭС).

П.3.8. Установка защитных емкостей на стороне генераторного напряжения

П.3.8.1. На Т(АТ) неполнофазного блока с расщепленной обмоткой НН на каждой фазе устанавливаются защитные емкости, величина которых определяется предварительным расчетом и проверяется натурным опытом согласно пп.5.2.10, 5.3.1.3.

П.3.8.2. Для Т(АТ) несимметричного блока с расщепленной обмоткой НН при наличии штатных емкостей (например, Саяно-Шушенская ГЭС), достаточность которых проверена согласно пп.5.2.10, 5.3.1.3, установка дополнительных емкостей не требуется.

П.3.8.3. В случае отсутствия защитных конденсаторов, перевод УБ ГЭС в НФР для ПР его элементов без принятия мер расстройки условий резонанса проводить не следует (см. п.5.2.11.2).

П.3.8.4. Мероприятия по релейной защите при переводе блока в несимметричный режим выполняются согласно рекомендациям, приведенных в разд.4.

П.3.8.5. Включение блока в работу по схеме "двухлучевая звезда - открытый треугольник с заземленной нейтралью". Включение генератора (генераторов) неполнофазного блока в сеть при соблюдении всех вышеприведенных условий может быть выполнено обычным способом (точной ручной синхронизацией) с дальнейшим набором допустимой мощности блока, установленной для конкретных условий работы станции согласно пп.5.3.5, 5.3.5.1, 5.3.6, 5.3.7.

П.3.9. Замена фазы Т(АТ)

П.3.9.1. Демонтаж фазы Т(АТ) на фундаменте.

П.3.9.2. Перекатка фазы Т(АТ) широкой стороной (до 5-20 м, всего 1-2 перекатки) с одним разворотом катков на 90° (на примере Волжской ГЭС им. В.И. Ленина).

П.3.9.3. Перекатка фазы Т(АТ) узкой стороной (до 400-800 м).

П.3.9.4. Разворот катков на 90° (1-4 разворота) и закатка фазы на монтажную площадку.

П.3.9.5. Замена кареток для прохождения кривых участков (4 замены, на примере Саяно-Шушенской ГЭС).

П.3.9.6. Перекатка новой (резервной) фазы до трансформаторной (автотрансформаторной) ячейки (без вкатывания в ячейку).

П.3.9.7. Отключение неполнофазной группы Т(АТ) с обеспечением мер по ТБ, после чего новая (резервная) фаза вкатывается в ячейку.

П.3.9.8. Установка и монтаж новой (резервной) фазы Т(АТ).

П.3.9.9. Восстановление полной сборки "звезды" и "треугольника" Т(АТ).

П.3.9.10. Монтаж шлейфа ввода ВН (СН) Т(АТ) и соединение провода от ввода нейтрали фазы.

П.3.9.11. Соединение системы охлаждения и фланцевых стыков маслопровода системы охлаждения, устранение заглушек, установленных в сторону фазы Т(АТ) и системы охлаждения.

П.3.9.12. Восстановление вторичных цепей: подсоединение кабелей (2 или 3) к клеммникам, расположенным в шкафу на баке фазы Т(АТ) и на БП или ГЩУ.

П.3.9.13. Монтаж опоры с приборами (на примере Саяно-Шушенской ГЭС).

П.3.9.14. Восстановление барьера маслосборной ямы (кирпичная кладка, защитный металлический кожух, бетонные плиты), монтаж лестницы для осмотра газового реле (на примере Волжской ГЭС им. В.И. Ленина).

П.3.9.15. Восстановление ограждения и системы пожаротушения Т(АТ) на примере Саяно-Шушенской ГЭС.

П.3.9.16. Выполнение замеров на Т(АТ) с прогревом обмотки (устройством постоянного тока или мотор-генератором).

П.3.9.17. Подготовка блока для включения в работу по нормальной схеме.

СПИСОК ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

[1] Тер-Газарян Г.Н. Анормальные режимы работы гидрогенераторов. М.: Энергоатомиздат, 1990.

[2] Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. М.: Энергия, 1989.

[3] ГОСТ 5616-89. Генераторы и генераторы-двигатели. Электрические и гидротурбинные. Общие технические условия.

[4] Инструкция по эксплуатации трансформаторов, М.: СПО Союзтехэнерго, 1976.

[5] Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. М.: Энергия, 1970.

[6] Тер-Газарян Г.Н., Ананянц С.С., Биджамов Я.Г. Нагрузочный несимметричный режим с непосредственным охлаждением меди статора водой // Электрические станции. 1989. № 2.

[7] Пинский Г.Б. , Домбровский В.В. Расчеты явнополюсных синхронных машин, Л.: Энергоатомиздат, 1984.

[8] Надточий В.М., Цветков В.А. Механические действия поля токов обратной последовательности // Электричество. 1989. № 3.

[9] Правила защиты устройств железнодорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияний линии электропередачи. Часть 1. Опасные влияния. М-Л.: Энергия, 1966.

[10] Правила устройств электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1986.

[11] Правила защиты устройств проводной связи и телемеханики от опасного и мешающего влияний линии электропередачи. М.: Связь, 1972.

[12] Ананянц С.С., Гущин Е.В., Чистиков А.П. О реализации неполнофазных режимов блоков ГЭС // Электрические станции. 1980. № 2.

[13] Пофазный ремонт блочных трансформаторов электростанций / Г.Н. Тер-Газарян, Я.Г. Биджамов, С.С. Ананянц, В.А. Белобородов // Электрические станции, 1991. № 7.

[14] Эбин Л.Э. Несимметричные схемы трансформаторов. М-Л.: ГЭИ, 1944.

[15] Защита от внутренних перенапряжений установок 3-220 кВ. М.: Энергия, 1968.

Содержание

1 Общие положения

2 Определение допустимой мощности генераторов при пофазном ремонте элементов блока

2.1 Общие указания

2.2 Алгоритм расчета допустимой максимальной мощности гидрогенераторов при ПР элементов блока ГЭС

2.3 Оценка среднего превышения температуры полюсного башмака ротора генератора

2.4 Вибрация конструктивных узлов генератора в несимметричном нагрузочном режиме

2.5 Определение несимметрии при ПР элементов блока. Расчет отношения I2/I1

2.6 Определение допустимой нагрузки генератора блока при его работе через неполнофазную Т (AT) группу

3 Влияние несимметричного нагрузочного режима генераторов блоков ГЭС на каналы связи

3.1 Общие указания. Виды влияния на каналы связи

3.2 Влияние токов нулевой последовательности на кабели связи, отходящих от ГЭС

3.3 Расчет токов 3I0 при ПР элементов укрупненного блока ГЭС

4 Работа релейной защиты при несимметричном нагрузочном режиме блока ГЭС, обусловленного ПР его элементов

4.1 Общие сведения

4.2 Мероприятия по предотвращению ложной работы защитных устройств присоединений ГЭС при ДНРБ, обусловленного ПР его элементов

5 Рекомендации по практическому определению допустимой максимальной мощности блока при переводе его в несимметричный режим для пофазного ремонта

5.1 Общие указания

5.2 Рекомендации для выполнения этапов, необходимых для определения допустимой максимальной мощности блока при ПР его элементов

5.3 Экспериментальный перевод блока в режим двухфазной несимметричной нагрузки

6 Порядок перевода блока в нессиметричный нагрузочный режим для пофазного ремонта его элементов

6.1 Варианты использования неполнофазного режима блока для ПР его элементов

6.2 Рекомендации при реализации порядка перехода к ПР элементов блока ГЭС с одновременной выдачей наибольшей допустимой мощности по двум фазам

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Расчет среднего превышения температуры полюсного башмака ротора генератора

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Расчет величины емкости для защиты холостых обмоток низкого напряжения Т(АТ) от электростатических влияний и феррорезонансных явлений

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Перечень операций, необходимых для реализации неполнофазного режима, связанного с выкаткой и заменой фазы группового трансформатора (автотрансформатора)

Список дополнительной литературы