Компенсация на капацитивен ток. Компенсация на капацитивни токове на заземяване

Електрическите мрежи с напрежение 6 - 10 kV работят в зависимост от силата на тока на заземяване с изолирана или заземена неутрала чрез дъгогасителни бобини.

При земни токовев мрежи от 6 kV повече от 30 A и в мрежи от 10 kV повече от 20 A, съгласно PUE, неутралът трябва да бъде заземен чрез дъгогасителни бобини, за да компенсира тези токове. Предимството на тази операционна система е, че при еднофазно заземяване електроприемниците продължават да работят нормално и следователно не се нарушава захранването на потребителите.

Градските кабелни мрежи, които имат значителна дължина, имат голям капацитет, тъй като самият кабел по някакъв начин е кондензатор. Следователно, когато се появи еднофазна повреда в такава мрежа, токът на заземяване на мястото на повредата може да достигне десетки или дори стотици ампери.

При такива токове изолацията на кабела в точката на повреда бързо се разрушава и еднофазното заземяване се превръща в двуфазно и трифазно късо съединение, което води до прекъсване на участък от мрежата чрез прекъсвач, т.е. прекъсване на захранването на потребителите. Постоянно заземяване в мрежа с изолиран неутраленне се появява веднага, а първо под формата на „прекъсната“ дъга. Когато токът премине през нула, дъгата спира и след това се появява отново. Това явление е придружено от опасно повишаване на напрежението спрямо земята върху неповредени фази и може да причини повреда на изолацията в други части на мрежата.

За да може дъгата, възникваща на мястото на повредата, да изгасне, е необходимо да се компенсира капацитивният ток на земната повреда, за който към нулевата точка на мрежата е свързана индуктивна заземяваща дъгогасителна намотка.

Бобината представлява намотка с желязна магнитна сърцевина, поставена в корпус, пълен с масло. Основната намотка на дъгогасителната намотка се натиска за пет стойности на тока, така че индуктивният ток да може да се регулира. В допълнение към основната намотка, бобината има намотка за сигнал на напрежение, към която е свързан записващ волтметър, от показанията на който може да се определи напрежението на нулевата последователност по време на работа на бобината. Един от изводите на главната намотка на дъгогасителната намотка е свързан към нулевата точка на високоволтовата намотка на трансформатор, който има верига за свързване на намотка звезда-нула-триъгълник, или с помощта на специален заземяващ трансформатор, и друг извод на основната намотка е свързан към земята.

Обикновено заземителни трансформаториизползва се не само за свързване на спиралата за гасене на дъгата, но и за захранване на собствения товар на подстанцията; в този случай заземителният трансформатор е инсталиран в центъра на мощността. Монтирането на компенсаторно устройство може да се извърши и в мрежата. Мощността на заземителния трансформатор се определя от тока на бобината и спомагателния товар на подстанцията на процесора. Схемата за свързване на дъгогасителната бобина е показана на фигурата по-долу.

1 - заземителен трансформатор, 2 - превключвател,

3 - намотка на сигнала за напрежение с волтметър,

4 - намотка за потискане на дъгата, 5 - токов трансформатор, 6 - амперметър,

7 - текущо реле, 8 - звукова и светлинна аларма

При нормални условия в мрежата потенциалът на неутралната точка на трансформатора е нула и през бобината не преминава ток.В случай на заземяване на която и да е фаза в мрежата неутралната точка на трансформатора получава потенциал и бобината генерира индуктивен ток, който изостава от напрежението с 90°. Капацитивният заземяващ ток, протичащ в мястото на повреда, изпреварва напрежението с 90°. На мястото на повреда възниква взаимна компенсация на капацитивни и индуктивни токове, тъй като те се изместват във фаза на 180 ° и дъгата на мястото на повреда или не се появява, или, като възникне, бързо изгасва.

За да се контролира работата на дъгогасителната намотка 4, към нейната верига е свързан токов трансформатор 5, вторична намоткакъм който са свързани амперметър 6 и токови релета за измерване на заземителния ток и подаване на звук и светлинни сигнали 8 на дежурния персонал. При липса на дежурен персонал в ЦП се използват телемеханични устройства за предаване на сигнал към дежурния мрежов диспечер.

Дъгогасителна намоткаизбран и конфигуриран така, че токът му да е с 20 - 25 A по-малък капацитивен токзаземяване, в този случай няма достатъчна компенсация на капацитивния ток, който е необходим за правилна работааларма за земна грешка. Остатъчен ток от 30 A за мрежи 6 kV и 20 A за мрежи 10 kV е приемлив и не причинява големи щети на мястото на повреда.

В момента широко използван дъгогасителни бобини с плавно автоматично регулиране. Когато възникне еднофазна повреда в мрежата, такива дъгогасителни намотки генерират индуктивен ток и автоматично избират стойността му, необходима за компенсиране на получения капацитивен ток.

Той се състои в това, че благодарение на индуктивната намотка, свързана между неутралния N и заземителния електрод (фиг. 1), в точката на заземяване, освен тока I Z.Z, преминава и индуктивен ток I L.

Ориз. 1. Принцип на капацитивна компенсация на тока на земно съединение

Посочените токове са изместени във фаза един спрямо друг на 180°. Поради тази причина те се изваждат един от друг; в резултат на това общият (остатъчен) ток в точката на заземяване I OST.Z<< I З.З, т. е. во много раз меньше емкостного тока I З.З.

На фиг. Фигура 2 показва векторна диаграма на напрежения (фиг. 2, а) и токове (фиг. 2, б) в мрежа с токова компенсация I Z.Z. Посоките на токовете са показани на фиг. 1.

Обяснения за построяване на векторни диаграми.

Векторът на напрежение U AB се получава като разлика между векторите на ЕМП: ? AB = ? А - ? б. Векторна посока? AB - от края на вектора? B до края на вектора? А. Това се обяснява с факта, че изразът за? AB може да се запише във формата? A = ? B+? AB. За да се намери сумата от два вектора, е необходимо да се прикрепи друг вектор (? AB) към края на един вектор (? B). Общият вектор (? A) се получава, ако свържем началото на вектора? B (точка N) с края на вектора? AB. Посоката на вектора от точка N до края на вектора ли е? AB. Тези правила важат ли за векторно конструиране? AC. За да се изгради векторна диаграма на токовете, веригата, показана на фиг. 1, е удобно да се представи във формата, показана на фиг. 3.

Ориз. 2. Векторни диаграми:а - стрес; b— токове

Ориз. 3. Токове и напрежения, когато фаза А е късо към земята

Сумата от токовете преминава ли през заземяване? Б З, ? C.Z, ? Л - Капацитивни ли са първите два тока и изпреварват ли по фаза векторите на съответните ЕМП? Група? AC при 90°. Векторът на тока в индуктора L изостава ли във фаза с 90° от вектора на емф, който е причинил този ток? А.

Сума от токове? B Z и? S.Z се конструира съгласно правилото на паралелограма (би било възможно, както е показано на фиг. 2, b, да се прикрепи към края на вектора? B .Z вектор? S.Z). Сумата от тези вектори, т.е. векторът на капацитивния ток на земно съединение, се обозначава като? З.З.

Векторът на остатъчния ток на заземяване конструиран ли е като сума от вектори? Земя? З.З. Прикрепена ли е неговата посока от точка 0 до края на вектора? L вектор? З.З.

Идеалното е резонансната настройка на намотката, т.е. I rest = 0. В действителност обаче това не се постига, тъй като броят на свързаните линии в мрежата не е постоянен.

Остатъчният ток трябва да е индуктивен по природа, т.е. I L > I Z.Z. Това е необходимо, за да се запази посоката на захранване с нулева последователност във всички мрежови режими. Неспазването на тази разпоредба, предписана от PTE, може да доведе до неправилна работа на насочената защита и алармите за земна повреда.

Индукторът L обикновено се нарича заземяващ реактор за потискане на дъгата (реактор - от думата реактивен, т.е. съпротивлението му е реактивно по природа).

Реакторите за потискане на заземителната дъга (GAR) обикновено се инсталират не в градски подстанции, а в мрежови подстанции, така че дължината на връзките към всяка точка на заземяване е минимална. В този случай подстанцията трябва да бъде свързана към захранващата мрежа с най-малко две линии (въз основа на съображения за надеждност на поддържане на захранването върху нея). Мощността на DGR се определя от капацитивния ток на земно съединение. Тъй като тази мощност е реактивна, тогава

Q DGR = nI Z.Z ·U F.NOM

където n =1,25 е коефициент, отчитащ развитието на мрежата; U F.NOM - номинално фазово напрежение на мрежата.

Тъй като токът на DGR I L е утроен от тока на нулевата последователност, съпротивлението на нулевата последователност на трансформатора към неутралата, към която е свързан DGR, трябва да бъде минимално. Може да се покаже, че това изискване е изпълнено от трансформатор със схема на свързване?/Δ. На входа на DGR, предназначен за заземяване, е монтиран токов трансформатор TA (фиг. 1), който е необходим за контрол на тока по време на настройка и тестване на компенсационната система I Z.Z. За да свържете DGR, отделете силови трансформатори, тъй като намотките НН на главните силови трансформатори на силовите центрове нямат неутрална (те са свързани в триъгълник).

По време на работа на мрежата нейните параметри се променят: поради превключване (включване или изключване) на линиите, капацитетът на фазите спрямо земята се променя. Това води до нарушаване на системата за обезщетения. Допустимата степен на разстройка е 5%. За да се удовлетвори това изискване, най-добре е да се използва DGR с плавно автоматично управление на индуктивността.

Изключването (счупването) на една от фазите на трансформатора, към неутралата на която е свързан DGR, води до повишаване на напрежението на неутрала. Това напрежение е 0.5U F.NOM), което не е разрешено за дълго време (според PTE, напрежението на неутрала на трансформатора е разрешено за дълго време не повече от 15% и за 1 час не повече от 30% от номинала фазово напрежение). Стандартите за напрежение на неутрала се определят от факта, че изолацията на намотките на трансформатора в неутралната зона е отслабена и напрежението на неутрала може да доведе до нейното разпадане.

Теоретичният анализ показва, че при пълна компенсация на тока на земно повреда може да се елиминира появата на повтарящи се повреди на изолацията след първото повреда и мрежата може да работи надеждно. Поради това се разработват специални регулируеми дъгогасителни реактори и устройства за тяхното автоматично управление. По-специално, добри резултати в тази посока бяха постигнати от професор В. К. Обабков. Тези разработки компенсират не само капацитивния компонент на тока на заземяване, но и неговия активен компонент, който е необходим за предотвратяване на възникването на прекъсваща електрическа дъга.

Публикувано на 05.07.2011 г. (валидно до 18.07.2013 г.)

Както много от нашите читатели, особено специалисти от проектантски организации, отбелязват, в наличната руска техническа литература няма конкретни препоръки за избор на защита от земни съединения (GFP) и няма модерни техникиизчисляване на настройките. Ето защо материалите по тази тема са от голям интерес.

Алексей Шалин, доктор на техническите науки, професор в катедрата ЕлектроцентралаЩат Новосибирск технически университет

В предишния брой на списанието („Новини на електротехниката“ № 4(34) 2005 г.) беше публикувана статия на Алексей Иванович Шалин, която даде пример за изчисляване на настройките за защита от земна повреда, реагираща на напрежение с нулева последователност .

Относно стойностите на хвърлящия коефициент

Препоръките на авторите за изчисляване на настройките на ненасочени токова защитанулева последователност от OZZ. От тези препоръки става ясно, че експертите значително не са съгласни с такива фундаментални стойности за изчисление като коефициент на хвърляне, нормализиран коефициент на чувствителност и др.

В коментар към Сергей Титенков той заявява, че коефициентът на пусков удар, използван при изчисленията, който зависи главно от високочестотния ток с нулева последователност, който възниква по време на процеса на разреждане на капацитета на повредената фаза на веригата и зареждане на капацитета на неповредените фази, не намалява при резистивно заземяване на неутралата на мрежата. Това се определя по-специално от факта, че този резистор в мрежи 6–10 kV е включен във веригата на неутрален трансформатор с ниска мощност.

Както често се случва в действителност, всяко конкретно твърдение има свои собствени „граници на истината“. Ако говорим за резистори, монтирани в неутралата на неутрализаторите (неутралата е трифазна дроселна намотка със зигзагообразна връзка) в съответствие с, тогава това мнение е напълно правилно в повечето случаи. Според първия хармоник индуктивното съпротивление на неутрализатор с мощност 63 kVA при напрежение 10 kV е 96 ома. Въз основа на 10–20 хармоника, които присъстват по време на процеса на презареждане на кондензатори по време на краткотрайна защита, това съпротивление ще се увеличи до 960–1920 ома и при съпротивление на резистора от порядъка на 100–150 ома, общото съпротивление на веригата "неутрализатор - заземяващ резистор" ще бъде почти напълно индуктивна. В резултат на това, в пълно съответствие с мнението на Сергей Титенков, заземителният резистор практически няма да окаже влияние върху токовете на презареждане на кондензаторите и следователно няма да повлияе на коефициента на пуск.

При напрежение 35 kV тринамотъчните силови трансформатори обикновено имат неутрален проводник. Във веригата на тази неутрала е включен заземяващ резистор. В този случай би било неправилно да се каже, че този резистор не влияе на токовете на презареждане.

Относно забавянето на времето

Нека разгледаме този проблем, като използваме примера на диаграмата, дадена в. Тук захранващият трансформатор 35 kV е с мощност 10 MVA. От него се захранва един въздушен електропровод, който след това се разделя на две вериги, всяка от които захранва собствен трансформатор 4 MVA със схема на свързване първична намоткав звезда с премахнат неутрал. За да се намали нивото на пренапреженията, в неутралата на трансформаторите са включени заземителни резистори. Използването на заземителни резистори в мрежата позволява да се повиши ефективността на защитата, но в същото време трябва да се преразгледа методът за избор на нейните настройки.

В съответствие с тока на реакция на защита срещу защита от късо съединение IPZ в мрежа с изолирана неутрала при наличие на кабелен токов трансформатор с нулева последователност се избира от следното условие:

където k n = 1,2 (коефициент на надеждност);

k br – пусков коефициент, който отчита пристъпа на капацитивен ток в момента на възникване на късото съединение, както и способността на релето да реагира на него;

I c.feed.max – максимален капацитивен ток на защитавания фидер.

В съответствие с, за моментна защита срещу краткотрайна защита при изчисленията трябва да се вземе стойността на продукта k n k br = 4...5. За закъснителна защита с възможност за прекъсваща дъга kн kbr = 2,5. Очевидно тези стойности се препоръчват от автора за традиционни домашни защитни релета, включително RTZ-51.

Предлага се да се вземе предвид k n = 1,2, k br = 3...5 (по отношение на старите типове релета). За реле RTZ-51 се препоръчва да се вземе k br = 2…3. В този случай се предлага да се извърши защита без времезакъснение. „Когато използвате съвременни цифрови релета, например серията SPACOM, включително SPAC-800..., за защита срещу повреди при късо съединение, можете да вземете стойностите kbr = 1...1,5 (трябва да проверите с производителя)."

Според мен, където е възможно, е по-добре да се използва защита със закъснение срещу краткотрайна защита. Това прави възможно да се осигури селективност с две или повече захранващи линии, свързани последователно, да се използва по-ниска стойност на коефициента на пусков удар при изчисленията, да се предотвратят фалшиви изключвания на неповредени линии след изключване на повредената линия (поради ферорезонансни явления, свързани с измервателни напреженови трансформатори) и др. d.

В някои отрасли (мини, кариери и др.) има регламенти, налагащо незабавно изключване на ОЗЗ. Там е необходимо незабавно да се използва ефективна защита срещу OZZ.

Определяне на капацитивни токове

Стойността на I s.fid.max = I CS за мрежи с изолирана неутрала се препоръчва например да се определи, както следва:

за кабелни мрежи

за мрежи с въздушни електропроводи

където U – Номинално напрежениемрежи (kV);

S – обща дължина на линиите (km).

Общият капацитивен ток на мрежата се определя като сбор от компонентите, описани по-горе за всички галванично свързани мрежови линии.

По-точно, стойността на капацитивния ток I s.fid.max на електропроводите може да се изчисли, като се използват например данни за специфични капацитивни токове в въздушни и кабелни електропроводи, дадени в. Но също така се отбелязва, че стойността на капацитивния ток, определена от (2), (3), може да даде грешка от порядъка на 40–80% в сравнение с реалния ток, измерен по време на късо съединение в мрежата. Една от причините е неотчитането на мощностите спрямо земята на потребителите на електроенергия, например двигатели, както и проектирането на въздушни електропроводи (тип опора, със или без заземителен кабел) и др.

(4)

където U f – фазово напрежение (kV);

w = 2pf = 314 (rad/s);

C S е капацитетът на една фаза на мрежата спрямо земята (F).

(5)

където c i – специфичен капацитетна фаза на i-та линия (F/km);

l i – дължина на i-тата линия (km);

m – брой линии (кабелни, въздушни със и без заземителен кабел);

c j – капацитет на фаза на j-тия мрежов елемент (Ф);

q j е броят на мрежовите елементи, взети под внимание, с изключение на електропроводи (например двигатели);

n е общият брой на тези елементи.

(6)

където S nom – номинал пълна мощностдвигател (MV A);

U ном – номинално напрежение на двигателя (kV).

За други видове електродвигатели

(7)

където n nom е номиналната скорост на ротора (rpm).

Както беше отбелязано по-горе, изчислените капацитивни токове на мрежата обикновено се различават от реалните, които могат да бъдат определени само чрез измервания на място. Въпреки това, процесът на измерване на капацитивен ток, в допълнение към техническите трудности, е свързан и с известна методологична несигурност. Опитът показва, че при много обекти капацитивният ток на мрежата, дори при метално късо съединение, съдържа не само индустриални честотни компоненти, но и значителни токове на по-високи хармоници.

Измерването на общата стойност на тока, например, с помощта на традиционни инструменти, предназначени за измерване на индустриални честотни токове, е свързано със значителни грешки. Реално се наблюдават грешки от около 30% (включително в посока на намаляване на измерените токове спрямо изчислените). По-точно, капацитивният ток на мрежата може да бъде измерен чрез осцилография, последвано от разлагане на хармонични компоненти.

Токове на нулева последователност в резистивно заземени мрежи

Ако в мрежата има няколко заземителни резистора с външна повреда на късо съединение, през защитата може да протича и активен ток I IR. В този случай, вместо I s.fid.max в (1), трябва да се замени

Чувствителността се проверява чрез стойността на коефициента k h:

(9)

където k h.norm – нормализиран коефициент на чувствителност;

I PROTECT – ток в защитата на повреден електропровод.

В резистивно заземени мрежи и инсталации

където I" CS е общият капацитивен ток на мрежата минус капацитивния ток на защитения фидер;

I R – ток на заземителен резистор, протичащ през защитата на повреденото съединение. Доказано е, че когато са защитени от OCD въздушни линииОпасно е да се използват стойностите на стандартния коефициент на чувствителност, препоръчан в стандарта, поради възможността за образуване на голямо контактно съпротивление на мястото на SCP и отказ на защита по тази причина. Там също бяха дадени препоръки за проверка на чувствителността на защитата в този случай.

Токове в преходни режими на ОЗЗ

Понастоящем въпросът каква трябва да бъде стойността на коефициента kbr при инсталиране на заземяващ резистор в неутрала на мрежата е слабо проучен. Има две мнения по този въпрос:

Стойността на kbr трябва да бъде същата като в мрежи без заземителни резистори;

Стойността на k br трябва да се вземе по-малка, отколкото в предишния случай.

Известно е, че k br зависи по-специално от съотношението на максималния ток на презареждане на мрежовите кондензатори (разрядни токове на капацитета на повредената фаза и презареждане на капацитета на „здравите“ фази) и стойността на капацитивен ток на защитената връзка в стационарно състояние на външния SGC. На фиг. Фигура 1 показва осцилограма на тока на нулевата последователност 3I0 в преходния процес на повредата на късо съединение в една от описаните връзки на електрическата мрежа, общият ток на повредата на късо съединение е равен на 19 A Осцилограмата съответства на повторното запалване на прекъсваща дъга в мрежа, където няма заземителни резистори. Максимална текуща стойност преходен процесбеше 138 A, стойността на амплитудата на тока в стационарно състояние 3I0 е равна на 16 A. Означавайки отношението на максималния ток към амплитудата в стационарно състояние като k max, получаваме за разглеждания случай k max = 8,62.

Чрез инсталиране на заземителен резистор със съпротивление 2 kOhm в неутрала на захранващия трансформатор (токът на резистора при OZZ е 10 A, т.е. 0,53 от общия капацитивен ток на мрежата), получаваме за същата връзка k max = 1,3 , т.е. k max намалява с повече от 6,5 пъти. Увеличаването на съпротивлението на резистора води до увеличаване на k max (в разглеждания случай до 8,62). Ако в мрежата са инсталирани няколко заземителни резистора и активният ток на един от тях протича през разглежданата връзка с външна повреда на късо съединение, тогава това води до леко намаляване на стойността на k max, тъй като стационарното състояние ток 3I0 в разглежданата връзка се увеличава.

От описаното става ясно, че стойността на kbr в разглеждания случай може да се вземе по-ниска, отколкото при липса на заземителни резистори, а степента на намаляване на kbr зависи от съпротивлението на резистора. Описан е друг метод за заземяване, предназначен да осигури ефективна работаселективна защита срещу заземяване в мрежи 6–10 kV (фиг. 2). В разглеждания случай неутрален трансформатор не е инсталиран.

Когато в мрежата се появи напрежение с нулева последователност, което показва, че е възникнала заземителна повреда, специален превключвател между всяка фаза и земята включва собствен заземителен резистор. В този случай се формират активни земни токове, подходящи за селективно откриване на повредена връзка.

За ограничаване на пренапреженията, които могат да възникнат в мрежата преди включване на заземителните резистори, е предвидено да се монтират ограничители на пренапрежение на шините. Термичното им съпротивление трябва да бъде осигурено за времето, преди да се включат заземителните резистори и релейната защита да открие повредената връзка. При задействане релейната защита прекъсва повредената връзка, след което заземителните резистори се изключват. Заземителните резистори са с ниска мощност, топлопоглъщащи, с време на термична стабилност от около 10–20 секунди.

Пример за разпределение на тока

На фиг. Фигура 3 показва разпределението на токовете във веригите на веригата.

При конструирането на фигурата бяха направени предположенията, че:

- капацитетът на фазите на електропровода спрямо земята е многократно по-висок от капацитета на останалите елементи на веригата;

Течовете през напреженови трансформатори могат да бъдат пренебрегнати;

Активният ток във фазовата изолация спрямо земята е незначителен;

Съпротивлението на електропроводите и намотките на трансформатора е незначително.

На диаграмата фиг. 3 не е показано комутационни устройстваи потискачи на пренапрежение. Тук Tr е захранващият трансформатор; Електропровод1 – електропровод, на който е възникнало съединение фаза-земя; Електропровод 2 – неповреден електропровод (или група от такива); R1 – заземителни резистори.

Фигурата показва, че активните токове на заземителните резистори са затворени през захранващия трансформатор Tr и повредената фаза на електропровода1. В резултат на това сумата от активните токове на резисторите на неповредените фази и капацитивния ток на неповредения електропровод протича през защитата на повредения електропровод. Само капацитивният ток на този електропровод протича през защитата на неповредения електропровод.

Методът за резистивно заземяване, описан по-горе, е приложен в три подстанции на разпределителните зони Ханти-Мансийск на Нефтеюганск електрически мрежи. Досегашният експлоатационен опит потвърждава висока ефективносттакива техническо решение. В случай на използване на тази верига, както показват нашите проучвания, заземяващите резистори също намаляват стойността на kmax и следователно kbr. Освен това, за да се постигне същият ефект на съпротивлението на резистора във веригите на фиг. 2, 3 трябва да се вземат 3 пъти по-големи, отколкото при свързване на заземяващия резистор, например към неутрала на силов трансформатор.

Ориз. 1. Осцилограма на тока с нулева последователност в преходния процес на еднофазно земно съединение в мрежа 35 kV

Ориз. 2. Свързване на заземителни резистори между фазите и земята при възникване на заземяване

Ориз. 3. Разпределение на токовете във веригите

Проведеното изследване ни позволява да направим следното заключение: използването на заземителни резистори без неутрализатори води до възможността за намаляване на стойността на kbr. Използването на неутрализатори значително намалява този ефект, като в повечето случаи практически го свежда до нула.

В резултат на това при свързване на заземителни резистори чрез неутрализатори трябва да се вземат стойностите на коефициента на пускане kbr, както за мрежа с изолиран неутрал, в съответствие с препоръките.

При свързване на заземителни резистори съгласно описаните по-горе схеми без използване на неутрализатори, изчислените стойности на k br могат да бъдат намалени. Ако токът на заземяващия резистор е приблизително равен на общия капацитивен ток на мрежата (както се препоръчва за оптимално ограничаване на пренапрежението), стойностите на коефициентите на удар в съответствие с могат да бъдат взети на ниво 1,2–1,3.

Ако съпротивлението на заземителните резистори е значително по-голямо от капацитета три фазимрежа (както често се случва с големи стойностикапацитивен ток), стойността на k br може или да се вземе същата като за мрежи с изолирана неутрала, или да се определи след допълнителни изчисления на преходните токове на OZZ.

Описана е една от особеностите на изгаряне на дъгата в битови кабели с хартиено-маслена изолация. Въпросът беше, че в началния етап на електрическата защита запалването на дъга в такъв кабел води до разлагане на импрегнирането на маслен колофон и отделяне на значително количество газове, които гасят получената дъга. Докато образуваните газове не „тръгнат“ в различни посоки от дъгата между слоевете хартия, дъгата не гори. В същото време, поради получената "пауза" в тока на нулевата последователност, защитата срещу късо съединение, която има времезакъснение, може да откаже да работи. Причината е, че по време на мъртва пауза, текущият елемент се връща в първоначалното си състояние и елементът на времезакъснението, без да „отброява“ зададеното времезакъснение, също се връща в първоначалното си състояние.

За да се предотвратят такива повреди на защитата от OZZ, някои внесени защити (както и защитата UZL, произведена съвместно от Новосибирския държавен технически университет и PNP BOLID LLC) имат възможност да запомнят факта на стартиране на защитата. Ако е имало „кълване“ на текущия орган, то този факт се запомня до 0,3 s и при повторно „кълване“ защитата се изключва. За такава защита, дори ако в мрежата има заземяващ резистор, се препоръчва да се вземе повишена стойност на kbr, например равна на 1,5.

Обхват на ненасочена защита

По принцип защитата от ненасочен ток срещу защита от късо съединение може да бъде ефективна само в инсталации с голям брой връзки, свързани към секцията, всяка от които има малък капацитивен ток. Тогава отклонението от този ток в съответствие с (1) няма да доведе до неприемливо намаляване на чувствителността. Този случай е характерен например за цехове на предприятия с голям брой електродвигатели с ниска мощност, свързани чрез къси кабели.

Ако в такава мрежа е инсталиран реактор за гасене на дъга, за да се осигури ефективна защита срещу повреди на късо съединение, препоръчително е да свържете заземителен резистор паралелно с този реактор и токът, протичащ през резистора по време на повреди на късо съединение трябва да надвишава настройката на най-„грубата“ защита с 1,5–2 пъти. В този случай защитата от ненасочен ток може да осигури необходимата селективност и висока чувствителност по време на защита от късо съединение.

Значително увеличение на ефективността може да се постигне чрез използване на токова защита с нулева последователност с относително измерване. Например, има микропроцесорен защитен терминал, чийто принцип на работа се основава на сравняване на стойностите на токовете с нулева последователност във всички връзки на защитената секция на шина. Не е необходимо да регулирате работния ток от капацитивните токове на връзките. При липса на реактор за потискане на дъгата в мрежата, такава защита прави възможно ефективното идентифициране на повредена връзка в случай на електрическа повреда.

Литература

1. Шалин А.И. Защита срещу земни съединения в мрежи 6–35 kV. Пример за изчисляване на настройките // Електротехника. – 2005. – № 4 (34).

2. Шалин А.И. Земни съединения в мрежи 6–35 kV. Предимства и недостатъци на различни защити // Електротехника. – 2005. – № 3 (33).

3. Шабад М.А. Изчисления на релейна защита и автоматизация на разпределителни мрежи. – Санкт Петербург: PEIPK, 2003. – 350 с.

4. Андреев V.A. Релейна защита и автоматизация на електрозахранващи системи. – М.: Висше училище, 1991. – 496 с.

5. Александров A.M. Избор на настройки на изключване за защита на асинхронни електродвигатели с напрежение над 1 kV. Санкт Петербург: ПЕИПК, 2001.

6. Челазнов А.А. развитие технически регламентии стандарти в областта на енергетиката на OJSC Gazprom // Доклади на третата общоруска научно-техническа конференция „Ограничаване на пренапреженията и режимите на заземяване на неутралата на мрежи 6–35 kV” / Новосибирск, 2004. – С. 12– 25.

7. За повишаване на надеждността на мрежи 6 kV за нуждите на атомните електроцентрали. Циркуляр Ts-01-97(E). – М.: Росенергоатом, 1997.

8. Лурие А.И., Панибратец А.Н., Зенова В.П. и др.. Серия неутрализатори от типа FMZO за работа с реактори за потискане на дъгата с намагнитване от серията RUOM в разпределителни мрежи с изолирана неутрала // Електротехника. – 2003. – No1.

9. Електротехнически справочник. Том 3. Производство, пренос и разпределение електрическа енергия/ Под общата редакция на професорите от MPEI V.G. Герасимова и др. (главен редактор А. И. Попов) - 8 изд. – М.: Издателство MPEI, 2002. – 964 с.

10. Бухтояров В.Ф., Маврицин А.М. Защита от земни съединения в електрически инсталации на кариери. – М.: Недра, 1986. – 184 с.

11. Корогодски В.И., Кужеков С.Л., Паперно Л.Б. Релейна защита на електродвигатели с напрежение над 1 kV. – М.: Енергоатомиздат, 1987. – 248 с.

12. Патент за изобретение на Руската федерация № 2157038. Устройство за откриване на връзка със заземяване в мрежа с изолирана неутрала / Shalin A.I. Бюлетин за изобретенията № 27, 2000 г

13. Шалин А.И. Земни съединения в мрежи 6–35 kV. Случаи на неправилни действия на защита // Новини на електротехниката. – 2005. – № 2 (32).

Изчисляване на капацитивен ток на повреда фаза-земя.Когато фаза е късо към земята, наречено обикновена повреда, токът се определя само от капацитета на мрежата. Капацитивните реактивни съпротивления на мрежовите елементи значително надвишават техните индуктивни и активни съпротивления, това ни позволява да пренебрегнем последното при определяне на тока. Нека разгледаме най-простата трифазна мрежа, в която е възникнало просто фазово късо съединение А.

Токове във фази INИ СЪСсе определят, както следва:

Текущи модули, като се вземат предвид допусканията

се изчисляват като Токът в земята се определя от геометричната сума на токовете: При практически изчисления е възможна груба оценка на големината на тока на земната повреда, като се използва формулата където ср.ном U– средно номинално фазово напрежение на стъпалото; н- коефициент; л– обща дължина на въздушни или кабелни линии, електрически свързани към точката на заземяване, км. Тази оценка означава, че големината на тока на повреда не зависи от местоположението му и се определя от общата дължина на мрежовите линии.

Компенсация на капацитивен ток фаза-земя.

В мрежи от 3–20 kV и малка дължина на въздушни и кабелни линии токът на повреда фаза-земя е няколко ампера. Дъгата в този случай се оказва нестабилна и изгасва сама. Следователно такива мрежи могат да работят нормално в режим на проста верига. Увеличаването на напрежението и дължината на мрежата води до увеличаване на тока на заземяване - дъга при такива токове може да гори дълго време, често се прехвърля към съседни фази, превръщайки еднофазна повреда в дву- или трифазен един. Бързото елиминиране на дъгата се постига чрез компенсиране на тока на заземяване чрез заземяване на неутрала чрез дъгогасителното устройство

Мрежата се състои от трансформатор и линия, свързана към шини с постоянно напрежение. Симетричните компоненти в точката на заземяване се определят при предположението, че общото капацитивно съпротивление на веригата с нулева последователност значително надвишава нейното съпротивление в положителна и отрицателна последователност, което ни позволява да приемем.

61.1. В цялостна схема ( b) символично се въвеждат индуктивните съпротивления на линията и tr-ra на всички последователности, въпреки че се приемат за равни на нула. За да се ограничи токът на обикновено заземяване, е необходимо да се заземи неутралата на трансформатора чрез индуктивност, чиято стойност е избрана така, че да възникне токов резонанс във веригата с нулева последователност. В този случай, което води до пълното изчезване на тока на заземяване. Пренебрегвайки индуктивните съпротивления на трансформатора и линията, откриваме, че резонансът възниква при. Дъгогасителните реактори имат стъпаловидно регулиране на индуктивността. С тяхна помощ еднофазният ток на повреда се намалява десетки пъти, което е напълно достатъчно, за да изгаси дъгата в мястото на повреда.

При нормална работа на мрежата винаги има леко неутрално отместване, т.е. Неутралният потенциал винаги е различен от нула. Това се дължи на фазовата асиметрия на електропроводите, която не може да бъде елиминирана в разпределителните мрежи. Но когато реакторът за потискане на дъгата е включен в неутрално положение, потенциалът му може да се увеличи значително.

Според PUE степента на фазова асиметрия на кондензаторите спрямо земята не трябва да надвишава 0,75%. Леко разстройване на резонансната верига, което не води до влошаване на условията за изгасване на дъгата, е особено ефективно в мрежи, които нямат транспониране. PUE не ограничават продължителността на работа на мрежата с повреда фаза-земя.

Обяснителна бележка.

Компенсация капацитивни токовеземни съединения в мрежи 6-35 kV.

Въведение.Най-често срещаният тип повреда (до 95%) в мрежи 6, 10, 35 kV са еднофазни земни съединения (SFG), придружени от протичане на капацитивен ток през повредата и пренапрежения с висока множественост на мрежови елементи (двигатели , трансформатори) под формата на високочестотен преходен процес . Такива въздействия върху мрежата водят в най-добрия случай до задействане на заземителните защити. Откриването на повредена връзка изглежда трудоемка и времеемка организационна задача - последователното изключване на връзките се забавя дълго време и е съпроводено с набор от оперативни превключвания за резервиране на консуматори. И, като правило, повечето фазови повреди започват с OZZ. развитие еднофазни повредикъм земята се придружава от нагряване на точката на повреда, разсейване голямо количествоенергия на мястото на защитната зона и завършва с изключване на потребителя от защитата на свръхтоковата защита при преминаване на защитната зона в късо съединение. Ситуацията може да се промени чрез използване на резонансно заземяване на неутралата.

Дефектни токове.В случай на повреда на късо съединение, капацитивен ток протича към земята през мястото на повреда поради наличието на електрически капацитетмежду фазите на мрежата и земята. Капацитетът е концентриран главно в кабелни линии, чиято дължина определя общия капацитивен ток на OZZ (приблизително 1 km кабел на 1 A капацитивен ток).

Видове ОЗЗ.Всички OZZ са разделени на щори (метални) и дъгови. Най-често срещаните (95% от всички OZZ) и най-много опасно изглеждащ OZZ са дъга OZZ. Нека опишем всеки тип OZZ поотделно.

1) от гледна точка на нивата на пренапрежение на мрежовите елементи, металните заземяващи съединения са най-безопасни (например падане на проводник на въздушна електропровода на земята). В този случай през мястото на повреда протича капацитивен ток, който не е придружен от големи пренапрежения поради спецификата на този вид късо съединение.

2) характеристика на дъговите SZZ е наличието на електрическа дъга на мястото на SZZ, която е източник на високочестотни трептения, които придружават всяка SZZ.

Методи за потискане на токове на късо съединение.Има два начина за потискане на SF токове.

1) прекъсване на повредена връзка - този метод е фокусиран върху ръчно или автоматично (с използване на оборудване за релейна защита и автоматизация) прекъсване. В този случай потребителят, в съответствие с категорията, се прехвърля на резервно захранване или остава без захранване. Няма напрежение на повредената фаза - няма ток през мястото на повреда.

2) компенсиране на капацитивен ток в точката на затваряне от реактор, монтиран в мрежовия неутрален, който има индуктивни свойства.

Същността на компенсацията на капацитивните токове на OZZ.Както беше отбелязано, когато фаза е съединена на късо със земята (разбивка), през SFZ протича капацитивен ток. Този ток, при по-внимателно разглеждане, се дължи на капацитета на двете останали (непокътнати) фази, заредени с мрежово напрежение. Токовете на тези фази, изместени една спрямо друга с 60 електрически градуса, се сумират в точката на повреда и имат тройна стойност на фазовия капацитивен ток. От тук се определя големината на остатъчния ток през мястото на повредата: . Този капацитивен ток може да бъде компенсиран от индуктивния ток на реактор за потискане на дъгата (ARR), инсталиран в неутралата на мрежата. По време на ОЗЗ в мрежата на неутрала на всеки свързан към нея трансформатор, чиито намотки са свързани в звезда, се появява фазово напрежение, което, ако има неутрален извод, свързан към високоволтовата намотка на реактора L , инициира индуктивния ток на реактора през мястото на повреда. Този ток е насочен срещу капацитивния ток на ОЗЗ и може да го компенсира с подходяща настройка на реактора (фиг. 1)

Ориз. 1 Пътища за преминаване на токове на късо съединение през мрежови елементи

Необходимостта от автоматична настройка на резонанс.За да се постигне максимална ефективност на DGR, веригата, образувана от капацитета на цялата мрежа и индуктивността на реактора - мрежовата верига с нулева последователност (NPC) - трябва да бъде настроена на резонанс при мрежова честота от 50 Hz. При условия на постоянни комутации в мрежата (включване/изключване на консуматори) капацитетът на мрежата се променя, което води до необходимостта от използване на плавно регулируеми ДГР и автоматична системакомпенсация на капацитивни токове OZZ (ASKET). Между другото, използваните в момента стъпаловидни реактори като ZROM и други се настройват ръчно въз основа на изчислени данни за капацитивните токове на мрежата и следователно не осигуряват резонансна настройка.

Принцип на действие на ASKET. KNPS се настройва на резонанс чрез устройство за автоматична компенсационна настройка тип УАРК.101М, работещо на фазов принцип. Референтен сигнал ( мрежово напрежение) и сигнал 3Uo от инструментален трансформатор (например STMI). За правилно и стабилна работа ASKET трябва да създаде изкуствена асиметрия в мрежата, което се осъществява от неутрален източник на възбуждане (NVS) - или чрез свързване на високоволтова кондензаторна батерия към една от фазите на мрежата, или чрез инсталиране на специален асиметричен трансформатор на Тип TMPS с вграден IVS (с възможност за регулиране на коефициента на трансформация с дискретност 1,25% фазово напрежение). В последния случай стойността на напрежението 3Uo в резонансен режим и стабилността на работа на ASKET остават постоянни при промяна на конфигурацията на мрежата (виж формулите по-долу). DGR (например тип RDMR) е инсталиран в неутрала на същия трансформатор. Така ASKET се представя като система TMPS+RDMR+UARK.101M.

За връзката между стойностите на естествената и изкуствената асиметрия.В мрежа с изолирана неутрала напрежението на отворения триъгълник STMI, като се вземе предвид съотношението на трансформация, съответства на стрес от естествена асиметрия.Големината и ъгълът на това напрежение са нестабилни и зависят от различни фактори(времето,…..и т.н.), следователно, за да работи правилно ASKET, е необходимо да се създаде по-стабилен сигнал както по величина, така и по фаза. За тази цел неутрален източник на възбуждане ( източник на изкуствена асиметрия). Ако използваме терминологията на теорията автоматично управление, изкуствената асиметрия е полезен сигнал, използван за управление на CNPS, а естествената асиметрия е смущение, от което е необходимо да се настроите, като изберете стойността на изкуствената асиметрия. В мрежи с наличност кабелни линиис капацитивен ток от 10 ампера или повече, размерът на естествената асиметрия обикновено е много малък. П.5.11.11. PTEESiS ограничава големината на напрежението на дисбаланс (естествено + изкуствено) в мрежи, работещи с компенсация на капацитивен ток на ниво от 0,75% от фазовото напрежение, и максималната степен на неутрално изместване на ниво, което не надвишава 15% от фазовото напрежение. На отворен STMI триъгълник тези нива ще съответстват на стойностите 3Uo = 0,75V и 15V. Максималната степен на неутрално изместване е възможна в резонансен режим (фиг. 2).

По-долу са дадени формулите за изчисляване на напрежението 3Uo в резонансен режим за два метода за създаване на изкуствена асиметрия:

1) в случай на използване на Co кондензатор

,

където е ъгловата честота на мрежата, 314.16 s-1,

http://pandia.ru/text/79/550/images/image006_44.gif" width="24" height="23 src="> - фаза EMF, V,

http://pandia.ru/text/79/550/images/image008_37.gif" width="29" height="27">- коефициент на трансформация за 3Uo на измерителен трансформатор, в мрежа 6 kV - 60/, в мрежа 10 kV - 100/http://pandia.ru/text/79/550/images/image010_32.gif" width="97" height="51">,

където Kcm е коефициентът на превключване на фазата B на специален трансформатор.

От формулите става ясно, че в случай на използване на кондензатор Co стойността на 3Uo в резонансната точка зависи от капацитивния ток на мрежата (), а в случай на използване на специален асиметричен трансформатор не зависи.

Минималната стойност 3Uo се избира въз основа на условието надеждна работаустройство UARK.101M, и е 5V.

Горните формули не отчитат стойността на напрежението на естествената асиметрия на мрежата поради малките му стойности..jpg" width="312" height="431">

Ориз. 3 Вектори на напрежение в резонансно заземена мрежа

Изводи:

Прецизна автоматична компенсация на капацитивен ток OZZ е безконтактно средство за гасене на дъгата и в сравнение с мрежи, работещи с изолирана неутрална, резистивно заземена, частично компенсирана, а също и с комбинация заземен нулаима следните предимства:

намалява тока през мястото на повреда до минимални стойности (ограничен до активни компоненти и по-високи хармоници), осигурява надеждно гасене на дъгата (предотвратява продължително излагане на заземителна дъга) и безопасност при разпространение на токове в земята;

опростява изискванията за заземителни устройства;

ограничава пренапреженията, произтичащи от дъгови повреди до стойности от 2,5-2,6 Uph (със степен на компенсиране на отстройката от 0-5%), безопасно за изолацията на работно оборудване и линии;

значително намалява скоростта на възстановяване на напрежението в повредената фаза, помага за възстановяване на диелектричните свойства на мястото на повредата в мрежата след всяко гасене на прекъсващата заземителна дъга;

предотвратява пикове на реактивна мощност на захранвания по време на дъгови повреди, като по този начин поддържа качеството на електроенергията за потребителите;

предотвратява развитието на ферорезонансни процеси в мрежата (по-специално спонтанни измествания на неутралата), ако са изпълнени ограниченията за използване на предпазители по електропроводи;

елиминира ограниченията върху статичната стабилност при предаване на енергия чрез електропроводи.

При компенсиране на капацитивни токове въздушните и кабелните мрежи могат да работят дълго време с фаза, късо свързана със земята.

Литература:

1. Лихачов към земята в мрежи с изолирана неутрала и с компенсация на капацитивни токове. М.: Енергия, 1971. – 152 с.

2. Адаптивни системи за управление на Обабков за резонансни обекти. Киев: Наукова думка, 1993. – 254 с.

3. Фишман В. Методи за неутрално заземяване в мрежи 6-35 kV. Гледната точка на дизайнера. Електротехнически новини, бр.2, 2008г

4. Правила техническа експлоатацияелектроцентрали и мрежи Руска федерация. Издание РД 34.20.501. Москва, 1996 г.

Главен инженер

Ориз. 2 Примери за резонансни характеристики на CNPS

Ориз. 4 Реакция на резонансно заземена мрежа при пробив на дъга