1

Федеральная Сетевая Компания Единой энергетической системы

ОАО "ФСК ЕЭС"

Первая редакция стандарта организации

«ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

НАПРЯЖЕНИЕМ 110-750 Кв. Общие технические требования и выбор защитных устройств»

Москва, 2005

Р А З Р А Б О Т А Н О:	Научно-исследовательским институтом электроэнергетики ( ОАО “ВНИИЭ”), ОАО «Институт Энергосетьпроект»,
И С П О Л Н И Т Е Л И:	К.И.Кузьмичева (ОАО “ВНИИЭ”), О.Ю.Демина (ОАО «Институт Энергосетьпроект»)
УТВЕРЖДАЮ:	______________ “ ______ “ ______________

УДК

ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ СО

ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК НАПРЯЖЕ-

НИЕМ 110-750 Кв. Общие техни-

ческие требования

и выбор защитных устройств .

Срок действия установлен

с_____________________

по____________________

Проект

Настоящий Стандарт распространяется на защиту электроустановок напряжением 110-750 кВ от коммутационных, квазистационарных и набегающих с воздушных линий (ВЛ) грозовых перенапряжений. Стандарт не распространяется на грозозащиту ПС от прямых ударов молнии, которая должна соответствовать гл.4.2. ПУЭ.

Система защиты от перенапряжений включает в себя комплекс электрооборудования, ограничивающий все виды перенапряжений до безопасной для изоляции электроустановок величины, рекомендаций по их применению, расстановке в РУ и мероприятий по ограничению длительности перенапряжений.

Основные технические требования к системе защиты от перенапряжений следующие:

1. обеспечить требуемый уровень повышений напряжения в квазистационарных и резонансных режимах:

• в режиме одностороннего включения ВЛ.

• при одно- и двухфазных КЗ,

• при включении блока линия-трансформатор,

• при включении ВЛ с ШР и возникновении второй гармонической напряжения,

• при отключении системы шин с электромагнитными трансформаторами напряжения типа НКФ выключателями, имеющими шунтирующие емкости,

• при неполнофазных коммутациях,

• на отключенной в цикле ОАПВ фазе после погасания дуги подпитки;

2. обеспечить длительность повышений напряжений действием релейной защиты и автоматики до величин, нормируемых для электрооборудования, включая защитные аппараты;

3.ограничить грозовые и коммутационные перенапряжения до требуемого уровня.

1. Защита от повышения напряжения частоты 50 Гц.

1.1. Методика определения повышения напряжений.

Воздушные линии электропередач (ВЛ) имеют достаточно большую емкость относительно земли. Усредненные значения емкостных токов ВЛ на 100 км длины приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Класс напряжения ВЛ, кВ	110	220	330	500	750
Емкостной ток на 100 км ВЛ, А	18	33	66	108	178

Падение напряжения от емкостного тока создает на индуктивных сопротивлениях ВЛ напряжения, которые совпадают по фазе с напряжением источника питания и увеличивают суммарное напряжение.

Расчет повышений напряжения должен проводится для симметричных и несимметричных режимов работы сети с учетом конструкции ВЛ, длины ВЛ и величины предвключенного реактанса системы либо по любой программе расчета переходных процессов, либо по приближенным формулам приложения 1 и 2.

1.2. Рекомендации по расстановке средств компенсации реактивной мощности.

Для поддержания уровня напряжений в нормальных и аварийных режимах работы сети, допустимых для электрооборудования по ГОСТ 1516.3 и Правилам Технической Эксплуатации (ПТЭ) в пределах, рекомендуемых ГОСТ 13109, в сетях 110-750 кВ предусматриваются средства компенсации реактивной мощности и регулируемые трансформаторы.

1.2.1. Расчетные условия для выбора типа, мощности и размещения средств компенсации реактивной мощности в сетях 110-750 кВ.

1.2.1.1. Для выбора схем компенсации реактивной мощности и регулируемых трансформаторов следует провести расчеты потокораспределения мощности, уровней напряжения и устойчивости в электрической сети, которые должны быть выполнены для нормальной (полной) схемы и для ремонтных схем электрической сети при отключении одного или двух ее элементов, наиболее сильно влияющих на режим сети. В качестве таких элементов могут быть рассмотрены: трехфазная группа шунтирующих реакторов, наиболее мощный трансформатор, линия электропередачи.

1.2.1.2. Для выбора схем компенсации реактивной мощности и регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110-750 кВ следует рассматривать максимальный диапазон изменения реактивной мощности по линиям электропередачи распределительных и системообразующих сетей.

1.2.1.3. Для выбора установленной мощности схем компенсации реактивной мощности и необходимого диапазона регулирования должны рассматриваться режимы максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы в пределах суток в летний и зимний периоды.

Если известно, что потоки по линиям электропередачи могут изменяться в более широких пределах в другие периоды года или суток, то такие режимы также должны быть рассмотрены и рассчитаны.

1.2.1.4. В качестве расчетного режима при выборе схем компенсации реактивной мощности для линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше необходимо рассматривать режим одностороннего включения линии, особенно тогда, когда линия подключается к маломощной энергосистеме. Такой расчетный режим должен рассматриваться, если отношение зарядной мощности линии к мощности короткого замыкания в месте ее включения больше 0,1.

1.2.1.5. Расчетные напряжения на шинах электростанций в режиме максимума нагрузок должны приниматься выше номинальных для 750 кВ – на 2,5%, для 500 и 330 кВ на 5%, для 220 и 110 кВ на 10% и сохраняются неизменными при переходе к расчету минимального режима в пределах суток.

1.2.1.6. При расчетах режимов работы системообразующих сетей допускается использование эквивалентных нагрузок на шинах среднего или низшего напряжения подстанций.

Реактивная составляющая или коэффициент реактивной мощности (tg) эквивалентной нагрузки на шинах соответствующих подстанций при проектировании на основании данных по схемам развития отдельных энергосистем

1.2.1.7. При распределении суммарной мощности СКРМ между сетями 110-220 кВ и системообразующими сетями более высокого напряжения следует стремиться к полной компенсации потоков реактивной мощности в сетях на каждом уровне напряжения.

1.2.1.8. Выбор схем компенсации реактивной мощности при проектировании должен производиться таким образом, чтобы уровень напряжения в электрических сетях 110, 220, 330, 500 и 750 кВ в нормальных симметричных режимах не превышал наибольшего рабочего напряжения электрооборудования соответственно 126, 252, 363, 525, 787 кВ.

В расчетном режиме максимальной нагрузки энергосистемы на понижающих подстанциях, являющихся центрами питания распределительных сетей, уровень напряжения на вторичной стороне трансформаторов, как правило, должен быть не ниже 1,05 номинального, а в послеаварийном режиме не ниже номинального.

1.2.1.9. При выборе схем компенсации реактивной мощности , предназначенных для снижения повышений напряжений, следует учитывать, что напряжения на разомкнутом конце линии в режиме одностороннего включения не должно превышать 1,1 от наибольшего рабочего напряжения на время до 20 минут и 1,07 на время до 60 минут.

Определяющими для установки схем компенсации реактивной мощности по условиям перенапряжений являются квазиустановившиеся перенапряжения на промышленной частоте и при самовозбуждении 2-й гармоники (см. разд. 2.3).

Выбор вида, мощности и расстановки схем компенсации реактивной мощности определяется этими перенапряжениями при односторонних включениях и отключениях линий (при неполнофазных коммутациях, ОАПВ (см. разд. 3), отключениях несимметричных КЗ на линиях и при асинхронном ходе).

При этом уровни установившихся перенапряжений не должны превышать допустимые для применяемых ограничителей перенапряжений нелинейных (ОПН). Если эти перенапряжения выше допустимых для данного типа ОПН, то при проектировании рекомендуется либо выбрать другой тип ОПН, либо дополнительно установить схем компенсации реактивной мощности (или изменить мощность и расстановку уже выбранных схем компенсации реактивной мощности ).

1.2.1.10. Расчет повышений напряжений при одностороннем включении электропередачи и различных видах КЗ может проводиться либо по программе расчета переходных процессов, либо по приближенным формулам приложения 2. Расчеты могут проводиться по параметрам ВЛ, рассчитанным по приложению 1 или по обобщенным параметрам, приведенным в приложении 3.

1.2.1.10. Расчет потокораспределения высших гармоник тока в электрической сети, генерируемых схем компенсации реактивной мощности , следует производить с такими углами управления схем компенсации реактивной мощности , при которых значение тока каждой гармоники максимально, чтобы исключить возникновение резонансных повышений напряжения на оборудовании энергосистемы и влияние на технические средства связи.

1.2.1.11. С помощью схем компенсации реактивной мощности следует обеспечить степень компенсации зарядной мощности линий не менее 80-100% - на 500 кВ, 100-110% - на 750 кВ.

Целесообразно равномерно распределить суммарную мощность реактора вдоль линий 500 и 750 кВ.

В узлах примыкания сети к электростанциям должна быть обеспечена компенсация зарядной мощности примерно половины длины всех примыкающих линий с учетом ограничений по реактивной мощности генераторов и с учетом потребления реактивной мощности местной нагрузкой.

В линиях электропередачи, питающих тяговую нагрузку, необходимо выбирать размещение и мощность схем компенсации реактивной мощности с учетом неравномерности потоков мощности по их отдельным участкам.

1.2.1.12. Места размещения, тип и схем компенсации реактивной мощности следует выбирать на основе технико-экономических расчетов.

Экономический эффект от применения схем компенсации реактивной мощности зависит от их стоимости, ущерба от ускоренного износа оборудования из-за повышения напряжения, стоимости потерь мощности и энергии, стоимости дополнительно полученной пропускной способности линий электропередачи, а также затрат на альтернативные мероприятия, направленные на нормализацию уровней напряжения в энергосистемах.

1.2.2.Рекомендации по регулированию напряжения и снижению перенапряжений в электрических сетях 110-750 кВ.

1.2.2.1. В распределительных и системообразующих электрических сетях 110-750 кВ могут применяться средства компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения следующих видов:

• Нерегулируемые или регулируемые с сезонным, недельным, суточным циклом, в том числе: шунтирующие реакторы, шунтовые батареи конденсаторов, трансформаторы с переключением ответвлений обмоток без возбуждения.

• Непрерывно автоматически регулируемые, в том числе: синхронные компенсаторы, асинхронизированные турбогенераторы (АСТГ), статически тиристорные компенсаторы, управляемые реакторы

• Дискретно автоматически регулируемые, в том числе: трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), статические компенсаторы со ступенчатым управлением.

1.2.2.2. Для компенсации зарядной мощности линий электропередачи 110-750 кВ, регулирования напряжения и снижения перенапряжений в системообразующих и распределительных сетях следует применять:

• шунтирующие реакторы,

• управляемые шунтирующие реакторы.

1.2.2.2.1.Основные параметры шунтирующих реакторов приведены в табл.1.2.

Таблица 1.2.

Тип	Uном кВ	Sном МВА	∆Р кВт
РОДБС-33333/ 110	121√3	33,3	180
РОДЦ-60000/ 500	525√3	60	205
РОДЦГ-110000/750	787√3	110	350

Шунтирующие реакторы могут присоединяться к линиям электропередачи или к сборным шинам электростанций и подстанций.

Шунтирующие реакторы следует подключать к линии электропередачи для снижения перенапряжений при односторонних включениях и отключениях линии, а также для гашения вторичной дуги на линии в цикле ОАПВ, причем, как правило, они должны подключаться к линии через коммутационные аппараты и лишь в редких случаях без них.

Для коммутации шунтирующих реакторов на напряжении 500-750 кВ следует применять элегазовые выключатели с применением устройства синхронизации, например. Switchsync F-236 компании АББ, которое позволяет практически исключить перенапряжения при коммутации выключателем ШР, повышает надежность работы и срок службы ШР.

Для ограничения перенапряжений при плановых коммутациях линий рекомендуется применять шунтирующие реакторы в сочетании с регулированием трансформаторов.

В случае, когда нет необходимости подключать шунтирующие реакторы к линиям электропередачи по условиям одностороннего включения, отключения и ОАПВ отходящих линий, их следует подключать через коммутационные аппараты к сборным шинам электростанций и подстанций.

Рекомендуется при проектировании предусматривать возможность переключения шунтирующих реакторов с линий на сборные шины подстанций при ремонте линий.

При использовании на подстанции нескольких групп однофазных шунтирующих реакторов одного напряжения рекомендуется предусматривать установку резервной фазы на 2-3 группы.

Допускается применение неполнофазного включения шунтирующих реакторов при условии, что будет выполнена соответствующая отстройка в действии на отключение последних ступеней резервных релейных защит линий и трансформаторов на подстанции, где они установлены.

1.2.2.2.2. Основные параметры управляемых шунтирующих реакторов серии РТУ приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3.

Мощность, МВА	Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А
32	121	153
63	121	301
63	242	151
100	242	239
100	347	167
180	347	300
180	525	198

Место установки УШР на ПС определяется временем перехода от режима холостого хода к режиму номинальной мощности. При установки УШР на ВЛ и применении ОАПВ это время не должно превышать 0,05-0,1с

Рекомендуется подключать УШР к шинам ПС через разъединитель.

1.2.2.3. Для нормализации уровней напряжения и снижения потерь мощности в распределительных сетях на узловых подстанциях 110 кВ и выше применяются шунтовые конденсаторные батареи с установленной мощностью 52 и 108 МВАр.

При проектировании новых, объектов в сетях 110 кВ рекомендуется применять шунтовые конденсаторные батареи модульного типа из блоков заводского изготовления с конденсаторами типа КЭП и др. с экологически безопасными материалами.

При установке на подстанции конденсаторных батарей общее число нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН) по условиям гашения энергии при кратности перенапряжений 3,0 для сетей 110 кВ должно быть увеличено с 2-х (обычно устанавливаемых на шинах или трансформаторах) до 4-6 в зависимости от мощности конденсаторных батарей, а также от схемы первичных соединений и типа оборудования распределительного устройства подстанции.