сотрудник с 01.01.2015 по 01.01.2019
Липецк, Липецкая область, Россия
с 01.01.2013 по 01.01.2019
Липецк, Липецкая область, Россия
В данной статье перечислены виды реакторов (токоограничивающие реакторы, сглаживающие реакторы, дугогасящие реакторы), описаны принципы преобразования электрической энергии, а также способы компенсации электрического тока; установлена периодичность осмотров, в том числе внеплановых, а также текущих и капитальных ремонтов оборудования, сформирован перечень обследуемых узлов, а также особенности проведения тепловизионной диагностики реакторов напряжением до и выше 1000 В, в том числе представлена конструкция сглаживаемого реактора напряжением 780 В, бетонного реактора напряжением 10 кВ, показаны термограммы дефектов контактных соединений; проведен расчет величин активного тока, тангенса угла диэлектрических потерь tgδ, а также установившегося напряжения. В результате анализа термограмм сформирована причина возникновения дефектов токоограничивающих реакторов напряжением 10 кВ. На основе вычисленного значения tgδ составлена методика обследования реактора, проведен расчет допустимого отклонения напряжения на основе вычисленного коэффициента нелинейности. Проведен расчет экономического ущерба от отказа реактора в зависимости от величины полной мощности, токовой нагрузки и продолжительности отключения, а также сформулирован вывод об эффективности данного вида диагностики.
тепловизионный контроль, текущий ремонт, токоограничивающий реактор, диэлектрические потери, коэффициент нелинейности
Введение. Главными вопросами, возникающими при эксплуатации электроустановок напряжением 0,4-35 кВ, являются обеспечение надежной работы потребителей, а также допустимые уровни напряжения, обеспечивающие безотказную работу электроустановок. Для снижения пульсаций, а также уменьшения либо ограничения токов короткого замыкания в сетях с глухозаземленной и изолированной нейтралью силовых трансформаторов применяют реакторы. Однако в последние годы резко увеличилось количество выходов из строя потребителей напряжением 10 кВ по причине кратковременных провалов напряжения, что говорит о невысокой эффективности работы реакторов [1, 2]. Наиболее распространенным способом диагностики в данном случае стал тепловизионный контроль.
Самым распространенным типом реакторов в электроустановках являются токоограничивающие, чуть меньшее распространение получили сглаживающие, а также дугогасящие реакторы. В данной статье мы будем рассматривать диагностику сглаживающих реакторов напряжением до 1000 В, а также токоограничивающих реакторов напряжением 10 кВ. В соответствии с [3] текущие ремонты реакторов производятся по мере необходимости, капитальные ремонты – не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов диагностики. Внеочередные ремонты реакторов должны выполняться, если дефект в каком-либо их элементе может привести к отказу. На основании периодичности ремонтов реакторов и устанавливаются сроки проведения тепловизионной диагностики их технического состояния.
Методика. Согласно приложению № 3 РД 34.45-51.300-97 в ходе проведения тепловизионного контроля реакторов обследуются контактные соединения [4]. Рассмотрим следующий пример. В ходе проведения тепловизионного контроля на подстанции, от которой берут питание трансформаторы электролизеров, был зафиксирован дефект сглаживающего реактора напряжением 780 В. Данный реактор предназначен для сглаживания выпрямленного тока в схемах преобразователей. Он состоит из следующих основных частей: обмотки, отводов, магнитопровода, кожуха. Обмотка закрепляется между текстолитовыми опорами при помощи прокладок и реек и прессуется балками. Металлические детали имеют антикоррозионное покрытие и рассчитаны на работу в условиях умеренного климата в помещениях с естественной вентиляцией [5]. Термограмма реактора представлена на рис. 1.
Рис. 1. Термограмма реактора напряжением 780 В
В общем виде выражение для описания режима работы реактора будет выглядеть следующим образом [6]:
R – (-j∙ω∙С) = j∙ω∙L. (1)
При возникновении дефекта в реакторе выражение принимает вид:
R1 – (-j∙ω∙C∙tgδ) = j∙ω∙L. (2)
Проведем расчет tg δ на основании данного дефекта. Энергия, выделяющаяся на поверхности реактора, равна [6]:
Е = ε∙σ∙s∙T4 = 0,94∙5,67∙10-8∙1∙(273 + (60 – 28))4 =
= 461,22, Вт, (3)
где ε – коэффициент излучения, σ = 5,67∙10-8– постоянная Стефана-Больцмана, (Вт/м2∙К4), s – площадь поверхности нагрева, м2; Т – излучаемая температура, К.
Значение активной составляющей тока Iа рассчитывается согласно формуле:
(4)
где Uф = 450 – фазное напряжение, В;
Iраб = 2200 – рабочий ток, А.
Величина тангенса угла диэлектрических потерь:
(5)
где Iр – реактивный ток, А.
Тогда установившееся напряжение определяется как:
Uу = Uф∙tgδ. (6)
Полученные данные запишем в табл. 1.
Таблица 1
Расчетные значения для обмотки реактора напряжением 0,78 кВ
|
Номинальное напряжение, кВ |
Активный ток Iа, А |
Тангенс угла диэлектрических потерь tg δ, % |
Установившееся напряжение, кВ |
|
0,78 |
36,22 |
1,64 |
0,738 |
Теперь рассмотрим случаи дефектов реакторов напряжением 10 кВ. В ходе проведения тепловизионного контроля на подстанциях были зафиксированы дефекты контактных соединений. Паспортные данные для каждого из реакторов сведем в табл. 2. Буквенная маркировка реакторов обозначает: Р-реактор, Б-бетонный, А-алюминиевый. Бетонный реактор представляет собой концентрически расположенные витки изолированного многожильного провода, помещенного в радиально расположенные бетонные колонки. Бетон выпускается с высокими механическими свойствами. Все металлические детали реактора изготавливаются из немагнитных материалов. Фазные катушки реактора располагаются таким образом, чтобы при собранном реакторе поля катушек были расположены встречно, что необходимо для преодоления продольных динамических усилий при коротком замыкании [7].
Данные реакторы изготавливаются для вертикальной и ступенчатой установок [7]. Термограммы изображены на рис. 2-4.
Таблица 2
Номинальные значения для реакторов напряжением 10 кВ
|
Тип реактора |
Номинальный ток, А |
Номинальное напряжение, кВ |
Рабочий ток Iр, А |
|
РБА-1 |
1000 |
10 |
300 |
|
РБА-2 |
1600 |
10 |
500 |
|
РБА-3 |
1600 |
10 |
1000 |
Наиболее вероятными причинами нагрева контактных соединений реакторов явились: эксплуатация в помещениях с резкими колебаниями температуры от -5 до 40 °С, поскольку данный тип реакторов наиболее чувствителен к сильным перепадам температуры; протекание переходного напряжения в цепях автоматики высоковольтного выключателя [8–14].
Проведем расчет tgδ на основании данных дефектов. Полученные данные сведем в таблицу 3.
Рис. 2. Термограмма реактора РБА-1.
Рис. 3. Термограмма реактора РБА-2
Рис. 4. Термограмма реактора РБА-3.
Таблица 3
Полученные расчетные значения для шин реактора напряжением 10 кВ
|
Энергия, Вт |
Активный ток Iа, А |
Тангенс угла диэлектрических потерь tg δ, % |
Установившееся напряжение, кВ |
|
530,1 |
5,148 |
1,716 |
10,296 |
|
1088,1 |
9,522 |
1,904 |
11,424 |
|
2238,5 |
19,32 |
1,932 |
11,592 |
Основная часть. На основании измерения величины tgδ для обмоток реакторов напряжением до 10 кВ, а также в соответствии с ГОСТ 32107-2013, согласно которому максимально допустимое отклонение напряжения от номинального не должно превышать 10%, запишем следующий алгоритм действий:
0≤ tgδ ≤ 1,0% – начальный дефект, продолжать измерения.
1,0≤ tgδ ≤ 1,7% – развившийся дефект, устранить в течение 1 квартала.
tgδ > 1,7% – сильно развитый дефект, устранить замечание в течение 1 месяца.
Если провести анализ величины tgδ для реакторов напряжением 10 кВ, то можно установить параметр коэффициента нелинейности КU для номинального напряжения трансформатора [15]:
= 0,97, (7)
где Uнн – напряжение понижающей обмотки трансформатора, кВ, Uуст – установившееся напряжение, кВ.
В системе электроснабжения реактор компенсирует влияние токов короткого замыкания на силовой трансформатор [16,17]. При расчете надежности системы электроснабжения, когда на главной понизительной подстанции работают два трансформатора, с учетом долей экономических ущербов от отказа реактора воспользуемся следующей методикой, приведенной в [18]:
Величина недоотпущенной электроэнергии в электроустановках равна:
Wпэ = SрK0z∆τр, (8)
где Sр = 17300…26000 – мощность реактора, кВА, K0z – коэффициент загрузки электроприемников; ∆τр – продолжительность отключений реактора.
Величина ущерба электроприемникам от отказа реактора равна:
У = Wпэ∙у0, (9)
где у0 = 18,3 руб/(кВт∙ч) – величина ущерба при перерыве работы электроприемников.
Данные, полученные в результате расчетов, сведем в табл. 4.
Таблица 4
Расчетные значения величин недоотпущенной электроэнергии и ущерба приемникам
|
Тип электроустановки |
Величина недоотпущенной электроэнергии, кВт∙ч |
Величина ущерба приемникам, руб. |
|
Напряжением до 1 кВ |
1686,96 |
30871 |
|
Напряжением 10 кВ реактор РБА-1 |
519 |
9497,5 |
|
Напряжением 10 кВ реактор РБА-2 |
812,5 |
14869 |
|
Напряжением 10 кВ реактор РБА-3 |
1625 |
29737,5 |
Заключение. Тепловизионный контроль реакторов обладает большой эффективностью при определении технических неисправностей, влияющих на функционирование систем электроснабжения главных понизительных подстанций. Он позволяет оценить величину диэлектрических потерь от действующего значения силы тока, а также рассчитать необходимый уровень напряжения для эффективного функционирования потребителей, который зависит от величины коэффициента нелинейности. При этом необходимо также оценить величину экономического ущерба от потери питания приемников электрической энергии, поскольку от этого сильно зависит техническое состояние наиболее ответственных узлов электрооборудования, в частности силовых трансформаторов.
1. Шпиганович А.Н, Провоторова В.Н. Определение уровней напряжения системы электроснабжения с учетом влияния негативных факторов // Вести высших учебных заведений Черноземья. 2009. № 1. С. 17–25.
2. Шилов И.Г. Оценка параметров надежности электроснабжения от отказов выключателя при провалах напряжения // Вести высших учебных заведений Черноземья. 2008. № 3. С. 31–34.
3. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей: 6-е изд. М.: «Энергосервис», 2003. 168 с.
4. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования/ под общ. ред. Б.А. Алексеева, Ф.Л. Когана и др. М.: НЦ «ЭНАС», 1998. 280 с.
5. C. Bengtsson, Z. Gajic, M. Khorami. Dynamic compensation of reactive power by variable shunt reactors: control strategies and algorithms. Paper C1-303, CIGRE 2012.
6. Мамонтов А.Н., Рычков А.В., Астанин С.С. Тепловизионный контроль трансформаторов тока и трансформаторов напряжения // Вести высших учебных заведений Черноземья. 2016. № 4. С. 9–18.
7. Шпиганович А.Н, Захаров К.Д.. Внутризаводское электроснабжение. Липецк: ЛГТУ, 2007. 741 с.
8. Буев П.В. Безотказность релейной защиты как критерий эффективности процессов электроснабжения // Вести высших учебных заведений Черноземья. 2010. № 1. С. 24–26.
9. Волков М.С., Гусев Ю.П. Оценка влияния характеристик токоограничивающего реактора на переходные восстанавливающиеся напряжения на контактах высоковольтного выключателя при отключении токов короткого замыкания // Наука и образование: Научное издание МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2013. № 7. С. 329–336.
10. Любарский Д.Р., Рубцов А.А. Ограничение переходных восстанавливающихся напряжений при использовании токоограничивающих реакторов в сетях 110–220 кВ // Электрические станции. 2017. № 2. С. 42-45.
11. Родштейн Л.А. Электрические аппараты: Учебник для техникумов – 3-е изд. // Ленинград: Энергоиздат. Ленинградское отделение, 1981. 540 с.
12. Shoup D., Paserba J., Colclaser R.G., Rosenberger Jr. T., Ganatra L., Isaac C. Transient Recovery Voltage Requirements Associated With the Application of Current-Limiting Series Reactors // Electric Power Systems Research. 2007. Vol. 77. Iss. 11. Pp. 1466–1474.
13. Santos, D., Cabriel G. Transient recovery voltages when clearing a fault in presence of series limitation reactors [Electronic resource] // International Conference on Power Systems Transients. (http://www.ipst.org/techpapers/1999/IPST99 Paper 089.pdf, accessed 01.06.2013).
14. Eilert Bjerkan. High frequency modeling of power transformers, stresses and diagnostics // Eilert Bjerkan, Ph.D. dissertation, Dept. Elect. Power Eng., Norwegian Univ. Sci. Technol., Trondheim, Norway, 2005.
15. Мамонтов А.Н., Зацепина В.И., Шилов И.Г. К вопросу минимизации провалов напряжения на основе компенсации реактивной мощности // Мат. V-й Всероссийской научно-практической конференции «Системы управления электротехническими объектами», посвященной 80-тилетию ТулГУ. Тула: Изд-во ТулГУ, 2010. С. 14–16.
16. Khrennikov A.Yu. New intellectual networks (Smart Grid) for detecting electrical equipment faults, defects and weaknesses // Smart Grid and Renewable Energy. 2012. Vol. 3. No 3.
17. Khrennikov A.Yu. Monitoring information-measuring system for detecting power transformers faults, FRA and LVI-testing diagnostics experience: Reports of Asia-Pacific Power and Energy Engineering Conference (APPEEC 2012), Shanghai, China, March 2012.
18. Мамонтов А.Н. О построении систем электроснабжения с учетом долей экономических ущербов от искажений напряжения // Сборник докладов IV Международной научной конференции «Энергетика и энергоэффективные технологии». Липецк: Изд-во ЛГТУ, 2010. С. 36–38.
