Земляная защита кабеля расчет

Расчет релейной защиты линии 10кВ

Линия электропередач осуществляет транспорт электроэнергии из точки А до точки В. На напряжении 6-35кВ ЛЭП выполняются с компенсированной или изолированной нейтралью. Данное обстоятельство накладывает определенные особенности выполнения устройств РЗА.

Например, в данных сетях допустима длительная (до нескольких часов) работа при однофазном замыкании на землю (ОЗЗ). В данном случае нагрузку переводят на другую линию, после чего происходит отключение. Также возможны варианты, когда защита от ОЗЗ на землю действует только на сигнал, либо вообще отсутствует.

Защита от двухфазных и трехфазных замыканий КЗ обеспечивается установкой комплектов РЗА в двух фазах из трех: фазе А и фазе С. Так как однофазное КЗ не критичное, то при двухфазном или трехфазном КЗ всегда отключится вся линия.

• ф.А+В => отключится по ф.А линия
• ф.А+С => отключится по двум фазам
• ф.В+С => отключится линия по ф.С

Другое дело, если произойдет двойное замыкание на землю. Это когда на двух параллельных линиях замыкается по одной разноименной фазе. В итоге у нас получается, что всего имеем 6 вариантов короткого замыкания:

• в 2 случаях отключается одна линия
• в 2 случаях другая линия
• и еще в 2 случаях происходит отключение сразу 2 линий

Получается, что в 4 вариантах из 6 одна из линий остается в работе. Это является преимуществом данного способа подключения. Другое дело, если при расшиновке фаз, вдруг не туда посадят А и В, или В и С. Тогда варианты станут плачевнее и вероятность аварий увеличится.

Скромный пример, замеряли ток на секции, или на движке каком-то, через клеммник ТТ в релейном отсеке. И после пуска и набора нагрузки выявили, что отображается у нас самая настоящая ерунда. В итоге выяснилось, что фаза B и нуль от ТТ были перепутаны местами. Как говорится, выявили дефект к устранению. Для этого и существует наладка, чтобы после монтажа проверить готовность и сдать эксплуатации к безаварийной работе.

Вопрос на засыпку? А почему двойным замыканием на землю не считается вариант двойного замыкания на одноименные фазы?

Теперь перейдем к рассмотрению и беглому рассчету следующих защит: МТЗ, ТО, ОЗЗ. Беглому, так как существует столько нюансов, что люди не один десяток книг на эту тему написали. Защиты могут выполняться, как отдельно на реле, так и в комплексе, как часть микропроцессорного терминала. Для защиты линии может быть использована трехступенчатая токовая защита, где:

• 1 ступень (токовая отсечка мгновенная) 3I>>>
• 2 ступень (то с выдержкой времени) 3I>>
• 3 ступень (мтз) 3I>

У ТО уставка по току самая большая — это грубая защита, а мтз более гибкая и позволяет выполнять функции дальнего резервирования.

МТЗ линии 6-35 кВ

Я уже рассматривал МТЗ, но, повторение — мать ученья. Максимальная токовая защита с выдержкой времени выступает в качестве первой ступени трехступенчатой защиты линии. Для расчета необходимо рассчитать ток срабатывания защиты, ток уставки, выдержку времени и отстроиться от соседних защит.

1) На первом этапе определяем ток срабатывания защиты с учетом токов самозапуска и других сверхтоков, которые протекают при ликвидации КЗ на предыдущем элементе:

в данной формуле мы имеем следующие составляющие:

Iс.з. — ток срабатывания защиты 2РЗ, величина, которую мы и определяем

kн — коэффициент надежности, который на самом деле можно считать скорее коэффициентом отстройки для увеличения значения уставки; для микропроцессорных равен 1,05-1,1, для электромеханических 1,1-1,4.

kсзп — коэффициент самозапуска, его смысл в том, что при КЗ происходит просадка напряжения и двигатели самозапускаются. Если нет двигателей 6(10) кВ, то коэффициент принимается 1,1-1,3. Если нагрузка есть, то производится расчет при условии самозапуска ЭД из полностью заторможенного состояния. Коэффициент самозапуска определяется, как отношение расчетного тока самозапуска к максимальному рабочему току. То есть зная ток самозапуска, можно не узнавать максимальный рабочий ток, хотя без этого знания не получится рассчитать ток самозапуска — в общем, сократить формулу не удастся особо.

kв — коэффициент возврата максимальных реле тока; для цифровых — 0,96, для механики — 0,65-0,9 (зависит от типа реле)

Iраб.макс. — максимальный рабочий ток с учетом возможных перегрузок, можно узнать у диспетчеров, если есть телефон и полномочия. Для трансформаторов до 630кВА = 1,6-1,8*Iном, для трансформаторов двухтрансформаторных подстанций 110кВ = 1,4-1,6*Iном.

2) На втором этапе определяем ток срабатывания защиты, согласуя защиты Л1 и Л2:

Iс.з.посл. — ток срабатывания защиты 2РЗ

kн.с. — коэффициент надежности согласования, величина данного коэффициента от 1,1 до 1,4. Для реле РТ-40 — 1,1, для РТВ — 1,3. 1,4.

kр — коэффициент токораспределения, при одном источнике питания равен единице. Если источников несколько, то рассчитывается через схемы замещения и сопротивления элементов.

Первая сумма в скобках — это наибольшая из геометрических сумм токов срабатывания МТЗ параллельно работающих предыдущих элементов. Вторая сумма — геометрическая сумма максимальных значений рабочих токов предыдущих элементов, кроме тех, с которыми происходит согласование.

3) На третьем этапе выбираем наибольший из токов, определенных по условиям 1) и 2) и рассчитываем токовую уставку:

kсх — коэффициент схемы, данный коэффициент показывает во сколько раз ток в реле больше, чем ток I2 трансформатора тока при симметричном нормальном режиме работы; при включении на фазные токи (звезда или разомкнутая звезда) равен 1, при включении на разность фазных токов (треугольник) равен 1,73.

nт — коэффициент трансформации трансформатора тока.

4) Далее определяется коэффициент чувствительности, который должен быть больше или равен значения, прописанного в ПУЭ.

Отношение минимального тока, протекающего в реле, при наименее благоприятных условиях работы, к току срабатывания реле (уставке). Для МТЗ значение kч должно быть не менее 1,5 при кз в основной зоне защиты и не менее 1,2 при кз в зонах дальнего резервирования.

5) Определяемся с уставкой по времени

Смысл уставок по времени в следующем: если у нас КЗ как на рисунке выше, то сначала должен отключиться выключатель Л1 (находящийся ближе к КЗ), это необходимо, чтобы оставить в работе неповрежденные участки системы.

То есть tс.2рз=tс.1рз+dt, где дельта t — ступень селективности. Эта величина зависит от быстродействия защит (в частности точности работы реле времени) и времени включения-отключения выключателей.

Если предыдущая РЗ является токовой отсечкой или же РЗ выполнена на электронных (полупроводниковых) реле — dt можно принять 0,3с. Если же в РЗ используются электромеханические реле, то dt может быть 0,5. 1,0. Для различных реле эта величина может доходить до нескольких секунд.

Как было написано выше, особенностью МТЗ является накапливание выдержек времени от элемента к элементу. И чем больше величина dt, тем большей будет отдаленная уставка. Для решения этой проблемы следует устанавливать цифровые РЗ (dt=0,15. 0,2с) и одинаковые выключатели. Ведь, если выключатели одного типа, то и время срабатывания у всех одинаковое. А если, оно невелико, то и суммарная величина будет мала.

В общем выбор мтз состоит из трех этапов:

• несрабатывание 2РЗ при сверхтоках послеаварийных режимов
• согласование 2РЗ с 1РЗ
• обеспечение чувствительности при КЗ в конце Л1(рабочая зона) и в конце Л2 (зона дальнего резервирования)

Расчет токовой отсечки линии

ТО может выполняться как с выдержкой времени (токовая отсечка с замедлением), так и без нее. При расчете ТО отстраивается от максимального тока короткого замыкания в конце защищаемой линии. ТО трансформатора также отсраивается от броска тока намагничивания. Формулы и более подробно про токовую отсечку написано здесь.

Для предотвращения воздействия сверхтоков и коротких замыканий, которые нельзя отключать с выдержкой времени, используется неселективная ТО без выдержки времени. Это применимо для защиты синхронных машин от КЗ на шинах, которое может привести к нарушению устойчивости параллельной работы ТГ с энергосистемой и нарушению энергоснабжения. Формула для определения тока срабатывания неселективной ТО:

В вышеприведенной формуле:

Uс.мин — междуфазное напряжение системы в минимальном режиме работы (0,9. 0,95), В

kн — уже знакомый коэффициент надежности = 1,1. 1,2

zс.мин — сопротивление системы до места установки отсечки, Ом

ko — коэффициент зависимости остаточного напряжения в месте установки отсечки от удаленности 3ф КЗ, определяется по зависимости графической

Остаточное напряжение — это напряжение, при котором обеспечивается динамическая стойкость работы синхронных генераторов (Uост>0,6) и электродвигателей (Uост>0,5).

Данная неселективная ТО применяется совместно с автоматикой (АВР, АПВ), что обеспечивает быстродействие при отключениях опасных кз. Однако, для совместной работы необходимо выполнить ряд мероприятий:

• отстроить ТО от токов намагничивания трансформаторов,
• отстроить ТО от кз на шинах НН трансформаторов, находящихся в её зоне действия
• согласовать ТО с предохранителями, выключателями и другими устройствами, находящимися в её зоне действия

Защита от однофазных замыканий на землю

При расчетах защиты от ОЗЗ следует знать способ заземления нейтрали и в зависимости от этого производить дальнейшие действия. В сетях 6-35 кВ применяется токовая защита нулевой последовательности. Условия её выбора состоит в определении тока срабатывания защиты и определении коэффициента чувствительности

В данной формуле

Iс.фид.макс — собственный емкостной ток фидера

kн — коэффициент надежности равный 1,2

kбр — коэффициент броска емкостного тока при возникновении ОЗЗ

Iс.сумм — суммарный емкостной ток сети, который можно определить по формулам ниже:

для изолированной нейтрали:

В сети с изолированной нейтралью допускается работа, если емкостной ток не превышает:

• 30А для сети 6кВ
• 20А для сети 10кВ

Если же значение емкостного тока превышает полученное значение, то необходимо компенсировать его с помощью реактора, то есть перейти на другой тип заземления нейтрали.

Данные токов также можно узнать в специализированных организациях. Или же определить экспериментальным путем, что дает наиболее точное и реальное значение.

Пример расчета РЗ линии 10кВ

Ну и напоследок небольшой пример расчета рза трансформатора и кабеля по схеме, приведенной на рисунке ниже:

1)На первом этапе мы составили схему замещения, которая представлена справа от самой схемы.

2)На втором этапе мы рассчитываем параметры схемы замещения )(сопротивления шин, кабеля, трансформатора) и приводим их к одному напряжению:

3) Далее определим токи трехфазного короткого замыкания в точках К1, К2 и К3

4) Выберем параметры защит для трансформатора

МТЗ. определяем по формуле, которая была выше по тексту ( 9А — номинальный ток трансформатора)

ТО. Проверяем два условия (в примере приняли цифровую защиту), второе условие — отстройка от броска тока намагничивания:

5) Выберем аналогично защиту для кабельной линии плюс ОЗЗ. С учетом, что ток емкостной равен например 1,1 А/м. Получим следующее:

2020 Electricalblog — электрика и электроэнергетика

Источник

Замыкания на землю в сетях 6–35 КВ. Расчёт уставок ненаправленных токовых защит

Как отмечают многие наши читатели, в особенности специалисты проектных организаций, в имеющейся российской технической литературе нет конкретных рекомендаций по выбору защит от замыканий на землю (ОЗЗ) и отсутствуют современные методики расчёта уставок. Поэтому материалы на эту тему вызывают большой интерес.

Алексей Шалин, д.т.н., профессор кафедры электрических станций Новосибирского государственного технического университета

В предыдущем номере журнала («Новости ЭлектроТехники» № 4(34) 2005) была опубликована статья Алексея Ивановича Шалина [1], в которой был приведен пример расчёта уставок защиты от замыканий на землю, реагирующей на напряжение нулевой последовательности.

В сегодняшнем материале автор рассматривает вопросы, связанные с расчётом ненаправленных токовых защит.

О значениях коэффициента броска

В [2] были приведены рекомендации авторов [3, 4, 5, 6] по расчёту уставок ненаправленных токовых защит нулевой последовательности от ОЗЗ. Из этих рекомендаций видно, что специалисты существенно расходятся во мнениях относительно таких основополагающих для расчёта величин, как коэффициент броска, нормируемый коэффициент чувствительности и т.д.

В комментарии к [2] Сергей Титенков утверждает, что используемый в расчётах коэффициент броска, зависящий в основном от высокочастотного тока нулевой последовательности, возникающего в процессе разряда ёмкости поврежденной фазы цепи и заряда ёмкостей неповрежденных фаз, не уменьшается при резистивном заземлении нейтрали сети. Это определяется, в частности, тем, что этот резистор в сетях 6–10 кВ включается в цепь маломощного нейтралеобразующего трансформатора.

Как это часто бывает в действительности, любое конкретное высказывание имеет свои «границы истинности». Если речь идёт о резисторах, устанавливаемых в нейтрали нейтралеров (нейтралер – трёхфазная дроссельная катушка с соединением зигзагом) в соответствии с [7, 8, 9], то такое мнение в большинстве случаев совершенно справедливо. По первой гармонике индуктивное сопротивление нейтралера мощностью 63 кВА на напряжении 10 кВ составляет 96 Ом [9]. По 10–20 гармоникам, которые присутствуют в процессе перезаряда ёмкостей при ОЗЗ, это сопротивление возрастет до 960–1920 Ом и при сопротивлении резистора порядка 100–150 Ом суммарное сопротивление цепочки «нейтралер – заземляющий резистор» будет практически полностью индуктивным. В результате, в полном соответствии с мнением Сергея Титенкова, заземляющий резистор практически не окажет влияния на токи перезаряда емкостей и, таким образом, не повлияет на коэффициент броска.

На напряжении 35 кВ трёхобмоточные силовые трансформаторы обычно имеют выведенную нейтраль. Заземляющий резистор включают в цепь этой нейтрали. В этом случае говорить о том, что этот резистор не влияет на токи перезаряда, было бы неверно.

О выдержке времени

Рассмотрим этот вопрос на примере схемы, приведенной в [1]. Здесь питающий трансформатор напряжением 35 кВ имеет мощность 10 МВА. От него запитана одна воздушная ЛЭП, которая потом разделяется на две цепи, каждая из которых питает свой трансформатор мощностью 4 МВА со схемой соединения первичной обмотки в звезду с выведенной нейтралью. Для снижения уровня перенапряжений в нейтрали трансформаторов включены заземляющие резисторы. Использование в сети заземляющих резисторов позволяет повысить эффективность защиты, но при этом должна быть пересмотрена методика выбора её уставок.

В соответствии с [2, 3, 4] ток срабатывания защиты от ОЗЗ IСЗ в сети с изолированной нейтралью при наличии кабельного трансформатора тока нулевой последовательности выбирается из следующего условия:

(1)

где k_н = 1,2 (коэффициент надежности);

k_бр – коэффициент броска, учитывающий бросок ёмкостного тока в момент возникновения ОЗЗ, а также способность реле реагировать на него;

I_{с.фид.макс} – максимальный ёмкостный ток защищаемого фидера.

В соответствии с [4] для мгновенно действующих защит от ОЗЗ в расчётах следует принимать значение произведения k_н • k_бр = 4…5. Для защит с выдержкой времени при возможности возникновения перемежающейся дуги kн • kбр = 2,5. По-видимому, эти значения рекомендованы автором для традиционных отечественных реле защиты, включая РТЗ-51.

В [3] предлагается считать k_н = 1,2, k_бр = 3…5 (применительно к реле старых типов). Для реле РТЗ-51 рекомендуется принимать k_бр = 2…3. При этом предлагается выполнять защиту без выдержки времени. «При использовании для защиты от ОЗЗ современных цифровых реле, например, серии SPACOM, в том числе SPAC-800 …, можно принимать значения k_бр = 1…1,5 (необходимо уточнить у фирмы–изготовителя)» [3].

По моему мнению, там, где это возможно, лучше использовать защиту от ОЗЗ с выдержкой времени. Это дает возможность обеспечить селективность при двух и более последовательно включенных ЛЭП, использовать в расчетах меньшее значение коэффициента броска, предотвращает ложные отключения неповрежденных линий после того, как отключается поврежденная линия (из-за феррорезонансных явлений, связанных с измерительными трансформаторами напряжения), и т.д.

В некоторых отраслях (шахты, карьеры и т.д.) имеются нормативные документы, требующие немедленного отключения ОЗЗ. Там необходимо использовать мгновенно действующие защиты от ОЗЗ.

Определение ёмкостных токов

Величину I_{с.фид.макс} = I_CS для сетей с изолированной нейтралью в [3] рекомендуется, например, определять следующим образом:

для кабельных сетей

(2)

для сетей с воздушными ЛЭП

(3)

где U – номинальное напряжение сети (кВ);

S – суммарная длина линий (км).

Суммарный ёмкостный ток сети определяется как сумма описанных выше составляющих для всех гальванически связанных линий сети.

Более точно величину ёмкостного тока I_{с.фид.макс} ЛЭП можно подсчитать, используя, например, данные по удельным ёмкостным токам в воздушных и кабельных ЛЭП, приведенные в [10]. Однако там же отмечается, что величина ёмкостного тока, определенная по (2), (3), может давать погрешность порядка 40–80% по сравнению с реальным, замеренным при ОЗЗ в сети, током. Одна из причин – неучёт ёмкостей относительно земли потребителей электроэнергии, например, двигателей, а также конструкции воздушных ЛЭП (тип опоры, с заземляющим тросом или без него) и т.д.

В [10] рекомендуется для дальнейшего повышения точности расчётов ёмкостного тока сети I ICS (в кА) использовать метод, основанный на определении тока ОЗЗ через ёмкость сети относительно земли:

(4)

где U_ф – фазное напряжение (кВ);

w = 2pf = 314 (рад/с);

C_S – ёмкость одной фазы сети относительно земли (Ф).

(5)

где c_i – удельная емкость на фазу i-ой линии (Ф/км);

l_i– длина i-ой линии (км);

m – число линий (кабельных, воздушных с заземляющим тросом и без него);

c_j – ёмкость на фазу j-го элемента сети (Ф);

q_j – число учитываемых элементов сети, кроме ЛЭП (например, двигателей);

n – общее число таких элементов.

В [11] ёмкостные токи двигателей рекомендуется определять по (4), причем ёмкость Cд (в фарадах) для неявнополюсных синхронных двигателей и асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором рассчитывается по следующему выражению:

(6)

где S_ном – номинальная полная мощность двигателя (МВ·А);

U_ном – номинальное напряжение двигателя (кВ).

Для остальных типов электрических двигателей

(7)

где n_ном – номинальная частота вращения ротора (об/мин).

Как отмечалось выше, расчётные ёмкостные токи сети обычно отличаются от реальных, которые можно определить лишь замером на объекте. Однако процесс замера ёмкостного тока, кроме технических трудностей, связан ещё и с некоторой методической неопределенностью. Опыт показывает, что на многих объектах в составе ёмкостного тока сети даже при металлическом ОЗЗ присутствуют не только составляющие промышленной частоты, но и значительные токи высших гармоник.

Замер суммарного значения тока, например, с помощью традиционных приборов, предназначенных для измерения токов промышленной частоты, связан с существенными погрешностями. Реально отмечались погрешности порядка 30% (в том числе в сторону уменьшения замеренных токов относительно расчётного). Более точно ёмкостный ток сети можно измерить путем осцилло-графирования с последующим разложением на гармонические составляющие.

Токи нулевой последовательности в резистивно-заземленных сетях

При наличии в сети нескольких заземляющих резисторов при внешнем ОЗЗ по защите может протекать также активный ток I IR. При этом вместо I_{с.фид.макс} в (1) надо подставлять

(8)

Чувствительность проверяется по величине коэффициента k_ч:

(9)

где k_ч.норм – нормируемый коэффициент чувствительности;

I_ЗАЩ – ток в защите поврежденной ЛЭП.

В [3] рекомендуется принимать значение kч.норм на уровне 1,5. 2, в [4] k_ч.норм> 1,25…1,5.

В резистивно-заземленных сетях и установках

(10)

где I’_CS– суммарный ёмкостный ток сети за вычетом ёмкостного тока защищаемого фидера;

I_R – ток заземляющего резистора, протекающий по защите поврежденного присоединения. В [1] было показано, что при защите от ОЗЗ воздушных линий пользоваться рекомендованными в [3, 4] значениями нормативного коэффициента чувствительности опасно из-за возможности образования в месте ОЗЗ большого переходного сопротивления и отказа защиты по этой причине. Там же были приведены рекомендации по проверке чувствительности защиты в этом случае.

Токи в переходных режимах ОЗЗ

В настоящее время слабо изучен вопрос о том, каким должно быть значение коэффициента k_бр при установке в нейтрали сети заземляющего резистора. Есть два мнения на этот счет:

— значение k_бр должно быть таким же, как в сетях без заземляющих резисторов;

— значение k_бр должно быть принято меньшим, чем в предыдущем случае.

Известно, что k_бр зависит, в частности, от отношения максимального тока перезаряда ёмкостей сети (токов разряда ёмкости поврежденной фазы и дозаряда ёмкостей «здоровых» фаз) и значения ёмкостного тока защищаемого присоединения в установившемся режиме внешнего ОЗЗ. На рис. 1 показана осциллограмма тока нулевой последовательности 3I0 в переходном процессе ОЗЗ в одном из присоединений электрической сети, описанной в [1], суммарный ток ОЗЗ в которой равен19 А. Осциллограмма соответствует повторному загоранию прерывистой дуги в сети, где заземляющие резисторы отсутствуют. Максимальное значение тока переходного процесса составило 138 А, амплитудное значение установившегося тока 3I0 равно 16 А. Обозначив отношение максимального тока к амплитуде установившегося как k_max, получаем для рассматриваемого случая k_max = 8,62.

Установив в нейтраль питающего трансформатора заземляющий резистор сопротивлением 2 кОм (ток резистора при ОЗЗ равен 10 А, т.е. 0,53 от полного ёмкостного тока сети), получаем для того же присоединения k_max = 1,3, т.е. k_max снизился более чем в 6,5 раза. Увеличение сопротивления резистора приводит к росту k_max (в пределах в рассматриваемом случае до 8,62). Если в сети установлено несколько заземляющих резисторов и по рассматриваемому присоединению при внешнем ОЗЗ протекает активный ток одного из них, то это приводит к некоторому снижению значения k_max, поскольку установившийся ток 3I0 в рассматриваемом присоединении возрастает.

Из описанного ясно, что значение k_бр в рассматриваемом случае может быть принято ниже, чем при отсутствии заземляющих резисторов, причем степень снижения k_бр зависит от сопротивления резистора. В [12] описан еще один способ заземления, предназначенный для обеспечения эффективной работы селективной защиты от замыканий на землю в сетях 6–10 кВ (рис. 2). В рассматриваемом случае нейтралеобразующий трансформатор не устанавливается.

При появлении в сети напряжения нулевой последовательности, свидетельствующего о том, что произошло замыкание на землю, специальным выключателем между каждой фазой и землей включается свой заземляющий резистор. При этом образуются активные токи замыкания на землю, пригодные для селективного выявления поврежденного присоединения.

Для ограничения перенапряжений, которые могут возникнуть в сети до включения заземляющих резисторов, предусматривается установка на шины ОПН. Их термическая стойкость должна быть обеспечена на время до включения заземляющих резисторов и выявления релейной защитой повреждённого присоединения. Сработав, релейная защита отключает повреждённое присоединение, после чего заземляющие резисторы отключаются. Заземляющие резисторы выполняются маломощными, теплопоглощающими, с временем термической стойкости порядка 10–20 секунд.

Пример распределения токов

На рис. 3 показано распределение токов в цепях схемы.

При построении рисунка были приняты допущения о том, что:

— ёмкости фаз ЛЭП относительно земли многократно превышают ёмкости остальных элементов схемы;

— утечками через трансформаторы напряжения можно пренебречь;

— активный ток по изоляции фаз относительно земли прене­брежимо мал;

— сопротивления ЛЭП и обмоток трансформатора пренебрежимо малы.

На схеме рис. 3 не показаны коммутационные аппараты и ограничители перенапряжений. Здесь Тр – питающий трансформатор; ЛЭП1 – ЛЭП, на которой произошло замыкание фазы на землю; ЛЭП2 – неповрежденная ЛЭП (или группа таких линий); R1 – заземляющие резисторы.

Из рисунка видно, что активные токи заземляющих резисторов замыкаются через питающий трансформатор Тр и поврежденную фазу линии ЛЭП1. В результате по защите повреждённой ЛЭП протекает сумма активных токов резисторов неповрежденных фаз и ёмкостного тока неповрежденной ЛЭП. По защите неповрежденной ЛЭП протекает только ёмкостный ток этой ЛЭП.

Описанный выше способ резистивного заземления был реализован на трёх подстанциях Ханты-Мансийских РЭС Нефтеюганских электрических сетей. Имеющийся к сегодняшнему дню опыт эксплуатации подтверждает высокую эффективность такого технического решения. В случае применения этой схемы, как показывают наши исследования, заземляющие резисторы также снижают значение kmax, а значит, и k_бр. При этом для достижения одинакового эффекта сопротивления резисторов в схемах рис. 2, 3 следует принимать в 3 раза большими, чем при включении заземляющего резистора, например, в нейтраль силового трансформатора.

Рис. 1. Осциллограмма тока нулевой последовательности в переходном процессе однофазного замыкания на землю в сети 35 кВ

Рис. 2. Включение заземляющих резисторов между фазами и землей при возникновении замыкания на землю

Рис. 3. Распределение токов в цепях схемы

Рекомендации по расчетному значению k_бр

Проведённые исследования позволяют сделать следующий вывод: использование заземляющих резисторов без нейтралеров приводит к возможности уменьшения значения k_бр. Применение нейтралеров заметно снижает этот эффект, в большинстве случаев практически сводя его к нулю.

В результате при включении заземляющих резисторов через нейтралеры значения коэффициента броска k_бр следует брать, как и для сети с изолированной нейтралью, в соответствии с рекомендациями [3, 4].

При включении заземляющих резисторов по описанным выше схемам без использования нейтралеров расчетные значения k_бр могут быть снижены. Если ток заземляющего резистора приблизительно равен суммарному ёмкостному току сети (как это рекомендуется для оптимального ограничения перенапряжений), значения коэффициентов броска в соответствии с [5, 6] могут быть приняты на уровне 1,2–1,3.

Если сопротивления заземляющих резисторов существенно больше ёмкостного сопротивления трёх фаз сети (как это часто бывает при больших значениях ёмкостного тока), значение k_бр может быть либо взято таким же, как для сетей с изолированной нейтралью, либо определено после дополнительных расчётов токов переходного процесса ОЗЗ.

В [13] была описана одна из особенностей горения дуги в отечественных кабелях с бумажно-масляной изоляцией. Речь шла о том, что на начальной стадии ОЗЗ загорание дуги в таком кабеле приводит к разложению масляно-канифольной пропитки и выделению значительного количества газов, которые гасят возникшую дугу. Пока образовавшиеся газы не «ушли» в разные стороны от места дуги между слоями бумаги, дуга не горит. При этом из-за образовавшейся «паузы» в токе нулевой последовательности защита от ОЗЗ, имеющая выдержку времени, может отказать в срабатывании. Причина в том, что во время бестоковой паузы токовый орган возвращается в исходное состояние и орган выдержки времени, так и «не отсчитав» установленную выдержку времени, также возвращается в исходное состояние.

Для предотвращения таких отказов защиты от ОЗЗ в некоторых импортных защитах (а также в защите УЗЛ совместного производства Новосибирского государственного технического университета и ООО «ПНП БОЛИД») имеется опция запоминания факта запуска защиты. Если был «клевок» токового органа, то этот факт запоминается на время до 0,3 с и при повторном «клевке» защита работает на отключение. Для таких защит даже при наличии в сети заземляющего резистора рекомендуется принимать повышенное значение k_бр, например, равное 1,5.

Область применения ненаправленных защит

В целом ненаправленные токовые защиты от ОЗЗ могут быть эффективны лишь в установках с большим количеством подключенных к секции присоединений, каждое из которых имеет малый ёмкостный ток. Тогда отстройка от этого тока в соответствии с (1) не приведет к недопустимому снижению чувствительности. Этот случай характерен, например, для цехов предприятий с большим количеством маломощных электродвигателей, включенных через короткие кабели.

Если в такой сети установлен дугогасящий реактор, то для обеспечения эффективного действия защиты от ОЗЗ целесообразно параллельно этому реактору включить заземляющий резистор, причем ток, протекающий по резистору при ОЗЗ, должен превышать уставку самой «грубой» защиты в 1,5–2 раза. В этом случае ненаправленные токовые защиты могут обеспечить необходимую селективность и высокую чувствительность при ОЗЗ.

Значительного повышения эффективности удаётся достичь при использовании токовых защит нулевой последовательности с относительным замером. Например, существует микропроцессорный терминал защиты, принцип действия которого основан на сравнении значений токов нулевой последовательности во всех присоединениях защищаемой секции сборных шин. Отстраивать ток срабатывания от ёмкостных токов присоединений не требуется. При отсутствии в сети дугогасящего реактора такая защита позволяет эффективно выявить поврежденное присоединение при ОЗЗ.

1. Шалин А.И. Защиты от замыканий на землю в сетях 6–35 кВ. Пример расчета уставок // Новости ЭлектроТехники. – 2005. – № 4 (34).

2. Шалин А.И. Замыкания на землю в сетях 6–35 кВ. Достоинства и недостатки различных защит // Новости ЭлектроТехники. – 2005. – № 3 (33).

3. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – СПб.: ПЭИПК, 2003. – 350 с.

4. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. – М.: Высшая школа, 1991. – 496 с.

5. Александров А.М. Выбор уставок срабатывания защит асин-хронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ. СПб.: ПЭИПК, 2001.

6. Челазнов А.А. Разработка технических регламентов и стандартов в области энергетики ОАО «Газпром» // Труды третьей всероссийской научно-технической конференции «Ограничение перенапряжений и режимы заземления нейтрали сетей6–35 кВ» / Новосибирск, 2004. – С.12–25.

7. О повышении надежности сетей 6 кВ собственных нужд энергоблоков АЭС. Циркуляр Ц-01-97(Э). – М.: Росэнергоатом, 1997.

8. Лурье А.И., Панибратец А.Н., Зенова В.П. и др. Серия нейтралеров типа ФМЗО для работы с управляемыми подмагничиванием дугогасящими реакторами серии РУОМ в распределительных сетях с изолированной нейтралью // Электротехника. – 2003. – №1.

9. Электротехнический справочник. Том 3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общей редакцией профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. редактор А.И. Попов) – 8-е изд. – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 964 с.

10. Бухтояров В.Ф., Маврицын А.М. Защита от замыканий на землю электроустановок карьеров. – М.: Недра, 1986. – 184 с.

11. Корогодский В.И., Кужеков С.Л., Паперно Л.Б. Релейная защита электродвигателей напряжением выше 1 кВ. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 248 с.

12. Патент на изобретение РФ № 2157038. Устройство для выявления присоединения с замыканием на землю в сети с изолированной нейтралью / Шалин А.И. Бюллетень изобретений № 27, 2000 г.

13. Шалин А.И. Замыкания на землю в сетях 6–35 кВ. Случаи неправильных действий защит // Новости ЭлектроТехники. – 2005. – № 2 (32).

Источник