Компенсация емкостного тока замыкания на землю применяется

Содержание:

Компенсация емкостного тока замыкания на землю применяется

Электрические сети напряжением 6 — 10 кВ работают в зависимости от силы тока замыкания на землю с изолированной или заземленной через дугогасящие катушки нейтралью.

При токах замыкания на землю в сетях 6 кВ более 30 А и в сетях 10 кВ более 20 А согласно ПУЭ нейтраль должна быть заземлена через дугогасящие катушки для компенсации этих токов. Преимуществом такой системы работы является то, что в случае возникновения однофазного замыкания на землю электроприемники продолжают нормально работать и, следовательно, электроснабжение потребителей не нарушается.

Городские кабельные сети, имеющие значительную протяженность, обладают большой емкостью, так как сам кабель представляет собой в некотором роде конденсатор. Поэтому при появлении в такой сети однофазного замыкания ток замыкания на землю в месте повреждения может достигнуть десятков и даже сотен ампер.

При таких токах изоляция кабеля в месте повреждения быстро разрушается и однофазное замыкание на землю переходит в двух- и трехфазное короткое замыкание, что вызывает отключение участка сети выключателем, т. е. перерыв в электроснабжении потребителей. Устойчивое замыкание на землю в сети с изолированной нейтралью возникает не сразу, а сначала в виде «перемежающейся» дуги. В момент перехода тока через нулевое значение дуга прекращается, а затем возникает вновь. Это явление сопровождается опасным повышением напряжения относительно земли на неповрежденных фазах и может вызвать нарушение изоляции на других участках сети.

Чтобы возникающая в месте повреждения дуга погасла, необходимо компенсировать емкостный ток замыкания на землю, для чего в нулевую точку сети включают индуктивную заземляющую дугогасящую катушку.

Катушка представляет собой обмотку с железным магнитопроводом, помещенную в кожух, заполненный маслом. Главная обмотка дугогасящей катушки имеет ответвления для пяти значений тока, чтобы можно было регулировать индуктивный ток. Кроме главной обмотки, катушка имеет сигнальную обмотку напряжения, к которой подключают регистрирующий вольтметр, по показаниям которого можно определить напряжение нулевой последовательности во время работы катушки. Один из выводов главной обмотки дугогасящей катушки включают в нулевую точку обмотки высшего напряжения трансформатора, имеющего схему соединения обмоток звезда с нулем — треугольник, либо с помощью специального заземляющего трансформатора, а другой вывод главной обмотки присоединяют к земле.

Обычно заземляющие трансформаторы применяют не только для подключения дугогасящей катушки, но и для питания нагрузки собственных нужд подстанции; в этом случае заземляющий трансформатор устанавливают на центре питания. Установка компенсирующего устройства также может быть осуществлена и в сети. Мощность заземляющего трансформатора определяется силой тока катушки и нагрузкой собственных нужд подстанции ЦП. Схема включения дугогасящей катушки показана на рисунке ниже.

При нормальном режиме в сети потенциал нейтральной точки трансформатора равен нулю и ток через катушку не проходит, В случае замыкания на землю какой-либо фазы в сети нейтральная точка трансформатора получает потенциал и катушка генерирует индуктивный ток, отстающий от напряжения на 90°. Емкостный ток заземления, протекающий в месте повреждения, опережает напряжение на 90°. В месте повреждения происходит взаимная компенсация емкостного и индуктивного токов, так как они сдвинуты по фазе на 180° и дуга в месте повреждения или не возникает, или, возникнув, быстро гаснет.

Для контроля за работой дугогасящей катушки 4 в ее цепь включают трансформатор тока 5, к вторичной обмотке которого присоединяют амперметр 6 и токовые реле для измерения тока заземления и подачи звукового и светового сигналов 8 дежурному персоналу. При отсутствии дежурного персонала на ЦП для передачи сигнала дежурному диспетчеру сети используют устройства телемеханики.

Дугогасящую катушку выбирают и настраивают с таким расчетом, чтобы ее ток был на 20 — 25 А меньше емкостного тока заземления, при этом происходит недостаточная компенсация емкостного тока, что необходимо для правильной работы сигнализации замыкания на землю. Остаточный ток 30 А для сетей 6 кВ и 20 А для сетей 10 кВ является допустимым и не вызывает больших разрушений в месте повреждения.

В настоящее время широко применяют дугогасящие катушки е плавной автоматической настройкой. При появлении однофазного замыкания в сети такие дугогасящие катушки генерируют индуктивный ток и автоматически подбирают его значение, необходимое для компенсаций возникшего емкостного тока.

Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю

Ток замыкания на землю, а значит, и ток через человека в сети с изолированной нейтралью зависят не только от сопротивления изоляции, но и от емкости сети относительно земли. Емкость фаз относительно земли не зависит от каких-либо дефектов; она определяется обшей протяженностью сети, высотой подвеса проводов воздушной сети, толщиной фазной изоляции жил кабеля, т. е. геометрическими параметрами. Поэтому емкость сети не может быть снижена. В процессе эксплуатации емкость сети изменяется лишь за счет отключения и включения отдельных линий, что определяется требованиями электроснабжения.

Поскольку невозможно уменьшить емкость сети, снижение тока замыкания на землю достигается путем компенсации его емкостной составляющей индуктивностью. Компенсирующая катушка включается между нейтралью и землей.

В случае неполной компенсации емкости наблюдается некоторая емкостная составляющая тока замыкания на землю при недоком- пенсации или индуктивная при перекомпенсации. Полная компенсация — явление сравнительно редкое, обычно бывают отклонения в ту или другую сторону. Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю применяется обычно в сетях напряжением выше 1000 В для гашения перемежающейся электрической дуги при замыкании на землю и снижения возникающих при этом перенапряжений. Одновременно уменьшается ток замыкания на землю. ПУЭ предписывают компенсацию, если ток замыкания на землю превышает в сетях напряжением 35 кВ — 10 А, 15—20 кВ — 15 А, 10 кВ — 20 А, 6 кВ — 30 А.

Компенсирующие катушки иногда называют дугогасящими, так как, уменьшая ток замыкания на землю, они способствуют гашению дуги между токоведущими и заземленными частями и, таким образом, ликвидации повреждения — замыкания на землю.

В сетях напряжением до 1000 В компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю применяется лишь в подземных сетях шахт и рудников. Компенсирующая катушка присоединяется к искусственной нулевой точке специального трансформатора.

Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю эффективна, когда емкостная проводимость фаз относительно земли больше активной и снижение полного тока замыкания на землю за счет компенсации емкостной составляющей значительно.

Эта защитная мера применяется в дополнение к другим защитным мерам — защитному отключению или заземлению, так как самостоятельно безопасность в большинстве случаев не обеспечивает.

Обеспечение недоступности токоведущих частей

Прикосновение к токоведущим частям всегда может быть опасным даже в сети напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью, с хорошей изоляцией и малой емкостью, не говоря уже о сетях с заземленной нейтралью и о сетях напряжением выше 1000 В.

В электроустановках напряжением до 1000 В применение изолированных проводов уже обеспечивает достаточную защиту от поражения при прикосновении к ним. Изолированные провода, находящиеся под напряжением выше 1000 В, не менее опасны, чем голые, так как повреждения изоляции обычно остаются незамеченными, если провод подвешен на изоляторах.

Чтобы исключить возможность прикосновения или опасного приближения к изолированным токоведущим частям, должна быть обеспечена недоступность с помощью ограждения, блокировок или расположения токоведущих частей на недоступной высоте или в недоступном месте.

Ограждения применяют как сплошные, так и сетчатые с сеткой 25×25 мм. Сплошные ограждения в виде кожухов и крышек применяют в электроустановках напряжением до 1000 В. Сетчатые ограждения применяются в установках напряжением до 1000 В и выше. Сетчатые ограждения имеют двери, запирающиеся на замок.

Блокировки применяются в электроустановках, в которых часто производятся работы на ограждаемых токоведущих частях (испытательные стенды, установки для испытания изоляции повышенным напряжением и т. п.). Блокировки также применяются в электрических аппаратах — рубильниках, пускателях, автоматических вы- лючателях и др., работающих в условиях, в которых предъявляются повышенные требования безопасности (судовые, подземные и другие электроустановки). Блокировки по принципу действия разделяют на электрические и механические.

Электрические блокировки осуществляют разрыв цепи специальными контактами, которые устанавливаются на дверях ограждений, крышках и дверцах кожухов.

Механические блокировки применяются в электрических аппаратах — рубильниках, пускателях, автоматических выключателях и т. п.

В аппаратуре автоматики, вычислительных машинах и радиоустановках применяются блочные схемы. В общем корпусе устанавливаются отдельные блоки, которые соединяются с остальным устройством штепсельным соединением. Когда блок выдвигается или удаляется со своего места, штепсельный разъем размыкается. Таким образом, блок отключается автоматически при открывании его токоведущих частей.

Блокировки применяются также для предупреждения ошибочных действий персонала при переключениях в распределительных устройствах и на подстанциях.

Расположение токоведущих частей на недоступной высоте или в недоступном месте позволяет обеспечить безопасность без ограждений, при этом следует учитывать возможность случайного прикосновения к токоведущим частям длинными предметами, которые человек может держать в руках. Если к токоведущим частям, расположенным на высоте, возможно прикосновение с мест, редко посещаемых людьми (крыш, площадок и т. п.), в этих местах должны быть установлены ограждения или приняты другие меры безопасности.

Другие публикации: Ходатайство о продлении срока предписания

Понятие и расчет тока замыкания на землю

Такое явление, как растекание тока при замыкании на землю одного из фазных проводников, возникает вследствие его случайного соприкосновения с грунтом. К этому же типу внештатных ситуаций следует отнести и снижение изоляционных характеристик защитной оболочки кабеля, проложенного в земле.

Явление растекания

В 3-х фазной питающей сети, работающей по схеме с так называемой «изолированной» нейтралью, о замыкании фазы на землю можно судить по показаниям подключённого к ней индикаторного прибора (вольтметра). Для организации таких измерений его контрольные щупы подсоединяются к контактам вторичной обмотки измерительного трансформатора типа НТМИ, способного выдерживать длительные перенапряжения.

При непосредственном или прямом замыкании проводника на землю обмотка измерительного трансформатора накоротко замкнута, а показания соответствующего ей вольтметра будут нулевыми.

Обратите внимание! Одновременно с этим суммарный магнитный поток (индукция) в двух других обмотках НТМИ увеличится в √3 раз, а соответствующими вольтметрами вместо фазного измеряется линейное напряжение.

В случае практического измерения емкостного тока замыкания на землю используют метод «подбора». Его суть заключается в умышленных смещениях нейтрали (подача переменного напряжения в нейтраль) и измерении возникающих при этом токах. Метод применяется только в сухую погоду к сетям не более 10 кВ. Проводить замеры тока замыкания на землю могут те работники, которые получили допуск.

Расчетный ток замыкания на землю определяется как геометрическая сумма его емкостных составляющих во всех рабочих жилах согласно следующей формуле:

С ростом протяжённости сети её емкость, естественно, возрастает и, согласно формуле, увеличивается аварийный ток утечки. Одновременно с этим в соответствии с требованиями ПУЭ величина тока в цепи не должна превышать следующих значений:

Для выполнения указанного требования в 3-х фазных питающих цепях должна быть принудительно организована компенсация емкостного тока замыкания на землю.

Последствия замыкания

Растекание тока в сетях с изолированной нейтралью возможно лишь через провод, находящийся в прямом контакте с грунтом. Самый близкий пример такой ситуации – искусственный заземлитель.

Аварийное замыкание фазы на грунт приводит к тому же эффекту, в результате которого происходит резкое уменьшение потенциала проводника относительно земли.

В указанной ситуации такой провод формально превращается в одиночный заземлитель.

Напряжение в точке контакта понижается до значения, соответствующего произведению протекающего через неё тока на величину сопротивления почвы его растеканию. Это явление очень полезно с точки зрения уменьшения опасности при случайном повреждении линии. Одновременно с этим понижение потенциала фазы приводит к ряду нежелательных последствий.

Одно из негативных последствий – эффект распределения потенциала по поверхности земли вблизи от зоны контакта. Вследствие этого в точках, по-разному удалённых от заземляющей конструкции, появляются различные по величине потенциалы, образующие перепады напряжения, опасные для попавших в эту зону людей.

Это обстоятельство послужило причиной введения такого показателя, как «напряжение шага», определяемого разностью потенциалов между его ступнями при передвижении в границах опасной зоны. В связи с тем, что снижение потенциала по мере удаления от точки контакта происходит по экспоненте – максимальное напряжение шага наблюдается вблизи от неё. Минимум этой величины проявляется на участках, достаточно удаленных от эпицентра аварии.

Характер распределения тока замыкания на землю, величина сопротивления растеканию и распределение потенциалов на опасном участке – все эти показатели зависят от геометрических параметров образовавшегося соединения. Существенное влияние на них оказывает и состояние грунта в момент аварии (повышенная влажность, сухость или другие факторы).

Возникновение дуги

Ещё одним последствием замыкания фазного проводника на землю является образование электрической дуги, в процессе горения которой выделяется большое количество тепла и наблюдается ионизация воздуха. Это создаёт условия, способствующие появлению в линейных межфазных цепях короткого замыкания.

Прерывистый характер дуги, образующейся при замыкании на землю, приводит к появлению значительных перенапряжений величиной до 3,2 Uф.. С целью снижения амплитуды ёмкостных токов, увеличения времени восстановления напряжения на аварийной фазе, а также ограничения перенапряжений при последующих зажиганиях дуги в цепях устанавливается специальный дугогасящий реактор.

Компенсационные меры защиты

В соответствии с положениями ПУЭ в нормальных условиях работы сети должны предприниматься специальные меры защиты от возможного пробоя на землю. Для ограничения емкостных токов в нейтраль трансформатора вводится специальный дугогасящий реактор (смотрите рисунок 1, б). С его помощью удаётся снизить (компенсировать) ток однофазного замыкания на землю, возникающий сразу после аварии. Практически установлено, что при наличии компенсатора воздушные и кабельные линии могут работать в критическом аварийном режиме довольно продолжительное время и вот почему.

Как только протекающий в реакторе индуктивный ток Ip сравнивается по своей величине с противофазной емкостной составляющей Ic – наблюдается эффект компенсации, при котором Iр + Iс = 0 (явление резонанса токов).

Обратите внимание! Реакторы с индуктивным импедансом достаточно просто настраиваются на работу с переменным значением компенсационного потока и могут эксплуатироваться в режимах недо- и перекомпенсации.

Использование дугогасящего реактора оказывает определённое влияние на распределение потенциалов в линейных проводах и в нейтрали. В последней появляется напряжение смещения Ucм , вызванное асимметрией в цепи и приложенное к выводам реактора. В резонансном режиме такое рассогласование приводит к искажению нормальной картины распределения потенциалов даже в отсутствии однофазного замыкания (ОЗЗ).

Искусственное предупреждение резонансных явлений может быть достигнуто путём преднамеренного рассогласования соответствующих цепей, в результате чего удаётся снизить Ucм и выровнять показания контрольных приборов.

Дополнительное замечание. Варьировать величину компенсационных токов допускается в пределах, при которых образовавшееся в случае аварии рассогласование не приводило бы к появлению Ucм более чем 0,7 Uф.

Порядок расчёта параметров однофазного замыкания

Расчет емкостного тока замыкания предлагаем рассмотреть на примере типовых электрических подстанций с действующим напряжением 10 киловольт.

Для повышения точности проводимых при этом выкладок советуем воспользоваться методом, при котором за основу берётся показатель удельного ёмкостного тока. (С его рабочими значениями можно будет ознакомиться в одной из таблиц, приведённых в приложении). Формула, в соответствии с которой рассчитывается этот показатель, выглядит следующим образом:

Uф – эта фазное напряжение 3-х фидерной электросети, киловольты,

Со – величины ёмкости каждой отдельной фазы по отношению к земле (микрофарады/километры).

Сразу же вслед за этим можно будет приступать к определению величины ёмкостной составляющей тока в самой фидерной линии:

По завершении основного расчёта переходим к определению параметров срабатывания защиты от перенапряжений (компенсационных токов).

При их проведении следует исходить из показателя емкостного тока защиты, определяемого по формуле:

где:
Кн – показатель надежности работы защиты (обычно он принимается равным 1,2),

Кбр – показатель так называемого «броска», учитывающий скачок тока в момент возникновения однофазного замыкания на землю (ОЗЗ),

Ic фидера макс. – емкостный ток подлежащего защите фидера.

Соблюдение неравенства, обозначенного в приведённой выше формуле, позволяет обеспечить условия, при которых даже при возникновении однофазного замыкания на землю защита не будет срабатывать.

Для реле ЭМ типа рекомендуемый показатель надёжности срабатывания защиты, как правило, выбирается равным 2 или 3 единицам. При этом в защитной схеме не предусматривается специальная временная задержка. При установке в этих цепях цифровых реле рабочее значение показателя Кбр = 1-1,5.

В заключение отметим, что для различных промышленных устройств фидерной защиты указанные параметры могут иметь значения, несколько отличающиеся от тех, что приведены в расчётах.

11.2. Замыкание фазы на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов

Замыкание на землю — это замыкание, обусловленное соединением проводника с землей или уменьшением сопротивления его изоляции по отношению к земле ниже определенной величины (СТ МЭК 50(151)—78).

Компенсация емкостного тока замыкания на землю в сетях 6-35 кВ применяется для уменьшения тока замыкания на землю, снижения скорости восстановления напряжения на поврежденной фазе после гашения заземляющей дуги, уменьшения перенапряжений при повторных зажиганиях дуги и создания условий для ее самопогасания.

Из рис. 11.1, а видно, что при замыкании фазы на землю обмотка ТН поврежденной фазы оказывается замкнутой накоротко и показания ее вольтметра будут равны нулю. Две другие фазы будут находиться под линейным напряжением, что зафиксируют вольтметры.

В точке замыкания фазы (например, фазы С) на землю проходит ток, равный геометрической сумме емкостных токов неповрежденных фаз, то есть

Чем протяженнее сеть, тем больше ее емкость и, следовательно, тем больше ток замыкания на землю, что вытекает из формулы (11.1).

Опасность замыкания фазы на землю состоит в том, что в месте повреждения, как правило, возникает перемежающаяся заземляющая дуга, длительное горение которой при большом емкостном токе приводит к значительному тепловому эффекту с возможным возникновением междуфазных КЗ, а повышение напряжения двух фаз до линейного значения может привести к пробою дефектной изоляции.

В соответствии с требованиями ПТЭ, токи замыкания на землю не должны превышать следующих значений:

В соответствии с требованиями ПУЭ и Типовой инструкцией по компенсации емкостного тока, компенсация должна применяться при следующих значениях емкостного тока замыкания на землю в нормальных режимах работы сети:

Другие публикации: Приказ о закреплении склада за кладовщиком

в воздушных сетях 6-20 кВ на железобетонных или металлических опорах и во всех сетях 35 кВ — при токе более 10 А;

в воздушных сетях, не имеющих железобетонных или металлических опор:

при напряжении 6 кВ — при токе более 30 А;

при напряжении 10 кВ — более 20 А;

при напряжении 15–20 кВ — более 15 А;

в схемах генераторного напряжения 6-20 кВ блоков генератор — трансформатор — более 5 А.

Компенсацию допускается применять также в воздушных сетях 6-10 кВ при емкостном токе менее 10 А.

Во избежание превышения указанных значений токов в нейтраль трансформатора включается дугогасящий реактор (рис. 11.1, б), который уменьшает (компенсирует) емкостной ток через место повреждения. При компенсации емкостных токов ВЛ и КЛ могут некоторое время работать с замыканием фазы на землю.

При токе реактора I_p равном емкостному току I_c, имеет место полная компенсация емкостного тока, то есть I_р = I_с = 0, и наступает резонанс токов.

Реактор можно настраивать на работу с недокомпенсацией или перекомпенсацией токов.

Настройка с недокомпенсацией применяется в КЛ и ВЛ, если аварийно возникшая несимметрия емкостей фаз не приводят к возникновению напряжения смещения нейтрали более 0,7 U_ф.

При резонансной настройке ток замыкания на землю минимален и перенапряжения в сети не превышают 2,7 U_ф. С точки зрения гашения дуги резонансная настройка является оптимальной.

В обычном режиме работы сети имеет место несимметрия напряжения, обычно не превышающая допустимое значение 1,5 %.

Следует иметь в виду, что при резонансной настройке напряжение смещения может достичь значений фазных напряжений, что приведет к искажению фазных напряжений и возможному появлению сигнала «земля в сети» при отсутствии замыкания фазы на землю. Расстройка дугогасящего реактора позволяет избежать точки резонанса, снизить напряжение смещения нейтрали и выровнять показания вольтметров.

При отсутствии замыкания на землю допускается смещение нейтрали не более 0,15U_ф.

Ток дугогасящих реакторов регулируется ручным переключением ответвлений с отключением реактора от сети, изменением зазора в магнитной системе при помощи электродвигательного привода без отключения реактора от сети, изменением индуктивности реактора или подмагничиванием постоянным током без отключения реактора от сети.

Автоматизированная компенсированная сеть должна иметь:

дугогасящие реакторы с ручным переключением ответвлений;

подстроечные дугогасящие реакторы с плавным изменением тока компенсации без отключения реактора от сети;

дугогасящие реакторы с автоматическими регуляторами тока компенсации, включающиеся сразу после возникновения замыкания на землю и обеспечивающие резонансную настройку для погашения дуги в месте замыкания.

Перестройка дугогасящих реакторов производится по распоряжению диспетчера, который руководствуется таблицей настройки, составленной для конкретного участка сети на основании результатов измерений токов замыкания на землю, емкостных токов, токов компенсации и напряжений смещения нейтрали.

Дугогасящие реакторы устанавливаются на питающих сеть ПС и подключаются к нейтрали трансформатора через разъединители.

При соединении трансформатора по схеме «звезда — треугольник» реакторы подключают к нейтрали вспомогательных трансформаторов, в качестве которых используются трансформаторы собственных нужд.

Для перевода реактора с одного трансформатора на другой его сначала отключают разъединителем от нейтрали одного трансформатора, а затем подключают разъединителем к нейтрали другого.

О возникновении замыкания на землю персонал узнает по работе сигнальных устройств, а фаза, замкнувшая на землю, устанавливается по показаниям вольтметров контроля изоляции.

В сигнальном устройстве реле контроля изоляции подключается к выводам дополнительной вторичной обмотки ТН, соединенной по схеме разомкнутого треугольника. При нарушении изоляции фазы на землю на зажимах этой обмотки появляется напряжение нулевой последовательности 3U, реле КV (рис. 11.1) срабатывает и подает сигнал.

В сетях с компенсацией емкостных токов схемы сигнализации и контроля работы дугогасящих реакторов подключаются к ТТ реактора или к его сигнальной обмотке. К этой же обмотке подключаются без предохранителей также лампы контроля отсутствия замыкания на землю.

По полученным сигналам на ПС нельзя сразу определить электрическую цепь, на которой произошло замыкание на землю, поскольку отходящие линии электрически связаны между собой на шинах. Для определения цепи, на которой произошло замыкание на землю, применяют избирательную сигнализацию поврежденных участков, основанную на использовании токов переходного процесса замыкания или токов высших гармоник, источником которых являются нелинейные цепи.

Широкое распространение на ПС, питающих кабельную сеть, получили устройства с разделительными фильтрами типов РФ и УСЗ, которые реагируют на высшие гармоники, содержащиеся в токе 3I. Их уровень пропорционален емкостному току сети и в поврежденной линии выше, чем в токах нулевой последовательности неповрежденных линий. Данный фактор и является признаком повреждения на той или иной линии.

Стационарные устройства устанавливаются на щитах управления или в коридорах РУ и при помощи переключателей, кнопок или шаговых искателей при появлении в цепи замыкания на землю поочередно подключаются персоналом к ТТ нулевой последовательности, установленным на каждой КЛ.

Поврежденным считается присоединение, на котором при измерении стрелка прибора отклонится на большее число делений, чем при измерениях на других присоединениях.

Если устройства избирательной сигнализации на ПС отсутствуют или не дают желаемых результатов, отыскание поврежденного присоединения производится путем перевода отдельных присоединений с одной системы шин на другую, работающую без замыкания на землю, или путем деления электрической сети в заранее предусмотренных местах. Для отыскания повреждений также пользуются поочередным кратковременным отключением линий с включением их от АПВ или вручную.

Следует знать, что продолжительность непрерывной работы реакторов под током нормирована: от 2 до 8 ч. Поэтому если отыскание замыкания на землю затягивается, то персонал обязан контролировать температуру верхних слоев масла в баке реактора. Максимальное повышение температуры верхних слоев масла допускается до 100 °C.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Компенсация емкостного тока замыкания на землю в сетях 6-35 кВ применяется для уменьшения тока замыкания на землю, снижения скорости восстановления напряжения на поврежденной фазе после гашения заземляющей дуги, уменьшения перенапряжений при повторных зажиганиях дуги и создания условий для ее самопогасания.

Основные определения, используемые при характеристике сетей с компенсацией емкостного тока, приведены в приложении 1.

1.2. Компенсация должна применяться при следующих значениях емкостного тока замыкания на землю сети в нормальных режимах ее работы:

в воздушных сетях 6-20 кВ на железобетонных или металлических опорах и во всех сетях 35 кВ — при токе более 10 А;

в воздушных сетях, не имеющих железобетонных или металлических опор: при напряжении 6 кВ — при токе более 30 А, при напряжении 10 кВ — более 20 А, при напряжении 15-20 кВ — более 15 А.

Компенсацию допускается применять также в воздушных сетях 6-10 кВ при емкостном токе менее 10 А.

1.3. Для компенсации емкостного тока замыкания на землю должны применяться дугогасящие заземляющие реакторы с плавным или ступенчатым регулированием индуктивности.

Основные технические характеристики дугогасящих реакторов приведены в приложении 2 (табл. 1-7).

1.4. В электрических сетях, где в процессе эксплуатации емкостный ток замыкания на землю изменяется не более чем на ±10 %, рекомендуется применять дугогасящие реакторы со ступенчатым регулированием индуктивности.

В электрических сетях, где в процессе эксплуатации емкостный ток замыкания на землю изменяется более чем на ±10 %, рекомендуется применять реакторы с плавным регулированием индуктивности, настраиваемые вручную или автоматически.

Автоматическая настройка компенсации рекомендуется в сетях 35 кВ при емкостном токе замыкания на землю более 10 А и в сетях 6-10 кВ при емкостном токе более 50 А.

1.5. Дугогасящие реакторы должны быть настроены на ток компенсации, как правило, равный емкостному току замыкания на землю (резонансная настройка). Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой индуктивная составляющая тока замыкания на землю не превышает 5 А, а степень расстройки – 5 %.

Если установленные в сетях 6-20 кВ дугогасящие реакторы со ступенчатым регулированием индуктивности имеют большую разность токов смежных ответвлений, допускается настройка с индуктивной составляющей тока замыкания на землю не более 10 А.

В сетях 35 кВ при емкостном токе менее 15 А допускается степень расстройки не более 10 %.

В воздушных сетях 6-10 кВ с емкостным током замыкания на землю менее 10 А степень расстройки не нормируется.

Настройка с недокомпенсацией допускается только при недостаточной мощности дугогасящего реактора и при условии, что любые аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети (обрыв проводов, растяжка жил кабеля) не могут привести к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 70 % фазного напряжения. При недокомпенсации расстройка не должна превышать 5 %.

1.6 . В сетях с компенсацией емкостного тока степень несимметрии фазных напряжений не должна превышать 0,75 % фазного напряжения, а напряжение смещения нейтрали 15 % фазного напряжения.

Допускается напряжение смещения нейтрали в течение 1 ч до 30 % и в течение времени поиска места замыкания на землю – 100 % фазного напряжения.

1.7. Измерения емкостных токов, напряжений несимметрии и смещения нейтрали с целью настройки компенсации емкостного тока должны проводиться при вводе дугогасящих реакторов в работу и при значительных изменениях схемы сети, но не реже одного раза в 6 лет.

2. ВЫБОР ПОДСТАНЦИЙ ДЛЯ УСТАНОВКИ ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ

2.1. Дугогасящие реакторы должны устанавливаться на питающих подстанциях, связанных с электрической сетью не менее чем двумя линиями электропередачи. Установка реакторов на тупиковых подстанциях не допускается.

2.2. Выбор подстанций для установки дугогасящих реакторов должен производиться с учетом возможного разделения сети на отдельно работающие участки. Реакторы должны размещаться таким образом, чтобы в каждой части сети после ее разделения сохранялась возможность настройки компенсации емкостного тока, близкой к резонансной.

Другие публикации: Купля продажа ночной

3. ВЫБОР МОЩНОСТИ ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ И ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ ИХ ПОДКЛЮЧЕНИЯ

3.1. Мощность реакторов должна выбираться по значению емкостного тока сети с учетом ее развития в ближайшие 10 лет.

При отсутствии данных о развитии сети мощность реакторов следует определять по значению емкостного тока сети, увеличенному на 25 %.

Определение емкостного тока сети для выбора мощности дугогасящих реакторов можно производить путем расчетов (приложение 3).

Расчетная мощность реакторов Q _к (кВ × А) определяется по формуле

(1)

где U _ном — номинальное напряжение сети, кВ;

I _с — емкостный ток замыкания на землю, А.

3.2. При применении в сети дугогасящих реакторов со ступенчатым регулированием тока количество и мощность реакторов следует выбирать с учетом возможных изменений емкостного тока сети с тем, чтобы ступени регулирования тока позволяли устанавливать настройку, близкую к резонансной при всех возможных схемах сети.

При емкостном токе замыкания на землю более 50 А рекомендуется применять не менее двух реакторов.

3.3. Для подключения реакторов должны использоваться силовые трансформаторы со схемой соединения обмоток «звезда с выведенной нейтралью — треугольник».

В сетях 35 кВ для этой цели могут использоваться трехобмоточные трансформаторы 110/35/10(6) кВ с обмоткой 10 (6) кВ, соединенной в треугольник.

В сетях 6-10 кВ могут использоваться ненагруженные трансформаторы или трансформаторы собственных нужд (ТСН) с обмоткой 0,4 (0,23) кВ, соединенной в треугольник. В этом случае ТСН должны быть проверены по длительно допустимой нагрузке. Допустимая нагрузка (А) трансформатора определяется по формуле (2).

(2)

где I _ном.т — номинальный ток трансформатора, А;

I _к — ток компенсации реактора, А.

Трансформаторы, используемые для подключения реакторов, приведены в приложении 4 (табл. 12).

3.4. При отсутствии трансформаторов со схемой соединения обмоток «звезда — треугольник» для подключения реакторов допускается использовать ненагруженные трехфазные трансформаторы со схемой соединения обмоток «звезда — звезда». Мощность трансформаторов при этом должна не менее чем в четыре раза быть больше мощности реакторов.

Трансформаторы броневого типа или группы однофазных трансформаторов со схемой соединения обмоток «звезда — звезда» использовать для подключения реакторов недопустимо.

4. СХЕМЫ ВКЛЮЧЕНИЯ ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ

4.1. Рекомендуемые схемы включения дугогасящих реакторов приведены на рис. 1.

Дугогасящие реакторы должны подключаться к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители. В цепи заземления реакторов должен быть установлен трансформатор тока.

Трансформаторы 6 (10) кВ с дугогасящими реакторами в нейтрали должны подключаться к шинам подстанций выключателями. При использовании трансформаторов только для подключения реакторов допускается замена выключателей на трехполюсные разъединители.

4.2. На двухтрансформаторных подстанциях схемы включения дугогасящих реакторов должны предусматривать возможность подключения реакторов как к одному, так и к другому трансформатору (рис. 1, а; 1, б). Нейтрали трансформаторов должны быть разделены разъединителями.

4.3. Применение предохранителей в схемах питания трансформаторов с дугогасящими реакторами в нейтрали недопустимо.

4.4. Установка дугогасящих реакторов в распределительных устройствах должна выполнялся в соответствии с действующими Правилами устройства электроустановок и инструкциями заводов-изготовителей.

Подключение реакторов к трансформаторам рекомендуется выполнять сталеалюминиевыми проводами или шинами сечением 50-70 мм 2 . Допускается выполнять подключение кабелем без стальной бронеленты.

Неиспользуемые обмотки ненагруженных трансформаторов, в нейтрали которых включены дугогасящие реакторы, должны быть, как правило, заземлены путем соединения одного из выводов обмотки с заземляющим устройством подстанции.

4.5. Рекомендуемые схемы сигнализации и контроля работы дугогасящих реакторов приведены в приложении 5.

На сооружаемых и реконструируемых подстанциях приводы разъединителей, которыми дугогасящие реакторы подключаются к нейтралям трансформаторов, должны выполняться с электромагнитной блокировкой, запрещающей отключение под нагрузкой.

На действующих подстанциях, на которых разъединители дугогасящих реакторов выполнены без электромагнитной блокировки, допускается эксплуатация реакторов без блокировки. При этом возле разъединителей должны быть установлены две параллельно включенные сигнальные лампы, подключенные к сигнальной обмотке реакторов (две лампы на случай повреждения одной из них).

Рис. 1 . Схемы включения дугогасящих реакторов:

а — включение одного реактора; б — включение двух реакторов; в — включение реакторов в нейтрали трансформаторов СН; г — включение реактора в нейтраль генератора (синхронного компенсатора)

5. НАСТРОЙКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ

5.1. В сети с компенсацией емкостного тока замыкания на землю напряжение несимметрии и смещения нейтрали не должно превышать указанных в п. 1.6 значений.

В сетях 35 кВ выравнивание емкостей фаз относительно земли должно выполняться транспозицией проводов (рис. 2), а также распределением конденсаторов высокочастотной связи.

Предварительную оценку напряжения несимметрии сети, а также емкостного тока замыкания на землю следует производить на основании расчетов по удельным емкостям проводов и кабелей относительно земли. Значения удельных емкостей проводов и кабелей и степени несимметрии некоторых линий приведены в приложении 3.

Пример расчета напряжения несимметрии сети и выравнивания емкостей фаз приведен в приложении 6.

5.2. Настройка дугогасящих реакторов должна быть выполнена в соответствии с требованиями п. 1.5.

5.3. В случае выбора настройки с недокомпенсацией допустимость такого режима должна быть проверена расчетом значения напряжения смещения нейтрали при появлении несимметрии емкостей фаз сети.

Пример расчета зависимости степени смещения нейтрали от степени однофазной несимметрии в сети с недокомпенсацией емкостного тока замыкания на землю при появлении несимметрии емкостей фаз, приведен в приложении 7.

5.4. Методы измерений напряжений несимметрии, смещения нейтрали и определения емкостного тока замыкания на землю с целью настройки компенсации емкостного тока приведены в приложении 8.

5.5. При выборе ответвлений дугогасящих реакторов со ступенчатым регулированием тока необходимо учитывать снижение тока реакторов вследствие влияния сопротивления трансформаторов, в нейтрали которых включены реакторы.

Рис. 2 . Транспозиция фазных проводов на воздушных линиях

Действительный ток компенсации I _рд (А) определяется по формуле (1).

(3)

где — сопротивление трансформатора, Ом;

— сопротивление реактора, Ом;

U _ном — номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S _т — номинальная мощность трансформатора, кВ × А;

U _к — напряжение КЗ трансформатора, %;

— номинальное напряжение реактора, В.

В случае использования для подключения реактора трансформатора со схемой соединения обмоток «звезда — звезда» действительный ток компенсации определяется по формуле

(4)

5.6. Выбор настроек дугогасящих реакторов со ступенчатым регулированием тока для разных схем сети должен производиться на основании результатов измерений емкостных токов сети и отдельных участков. Результаты выбора настроек реакторов должны быть оформлены в виде карты настроек и храниться у оперативного персонала для контроля режима компенсации емкостного тока.

5.7. Настройка плавнорегулируемых реакторов, не имеющих автоматических регуляторов настройки, должна производиться вручную с помощью измерителей (указателей) настройки или с помощью вольтметра, подключенного к сигнальной обмотке реакторов. Реакторы должны быть настроены на значении тока, при котором напряжение на сигнальной обмотке имеет наибольшее значение.

Для настройки плавнорегулируемых реакторов вручную могут применяться также другие методы, обеспечивающие настройку реакторов, близкую к резонансной.

5.8. Если в одном из режимов работы сети дугогасящий реактор окажется подключенным к шинам подстанции, от которой отходит только одна линия, то на время существования такого режима реактор должен быть выведен из работы.

5.9. Эксплуатация дугогасящих реакторов, текущие и капитальные ремонты должны производиться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и действующими Нормами испытаний электрооборудования.

6. УКАЗАНИЕ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ

6.1. Включение или отключение трансформаторов, предназначенных для подключения дугогасящих реакторов, допускается производить только при отключенном дугогасящем реакторе (разъединитель в цепи реактора должен быть отключен).

6.2. Не допускается включать или отключать дугогасящий реактор при возникновении в сети замыкания на землю.

6.3. Переключение ответвлений реактора со ступенчатым регулированием тока может производиться только после отключения реактора.

6.4. Не допускается объединять нейтрали раздельно работающих трансформаторов, к которым подключены дугогасящие реакторы.

6.5. Измерения емкостных токов замыкания на землю, напряжений несимметрии и смещения нейтрали с целью настройки компенсации емкостного тока должны производиться по программам, составленным и утвержденным в установленном порядке.

ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ ХАРАКТЕРИСТИКЕ СЕТЕЙ С КОМПЕНСАЦИЕЙ ЕМКОСТНОГО ТОКА

1. При работе сети с изолированной нейтралью и отсутствии замыкания на землю на нейтрали сети появляется напряжение несимметрии (В), обусловленное несимметрией емкостей фаз относительно земли, которое определяется по формуле