ной предельной кратности K10íîì при номинальной мощности нагрузки Síã.íîì [1]. Номинальная

мощность нагрузки имеет cos íã.íîì = 0,8. Исходя из этого и используя выражение (3), получаем для активной нагрузки ТТ

K10 K10íîì (Rîáì 2 0,8Zíã.íîì )2 ( Xîáì 2 0,6Zíã.íîì )2 ,

(Rîáì 2 Ríã )2 Xîáì2 2

(10)

ãäå Zíã.íîì = Síã.íîì/I 2íîì2 .

Достаточно точный расчет реактивного сопротивления рассеяния вторичной обмотки ТТ Xîáì2 представляет значительные трудности. Вместе с тем анализ, проведенный в [1], показывает, что практически для всех современных конструкций ТТ, применяемых в схемах дифференциальных защит трансформаторов, соблюдается условие Xîáì2 < 0,5Rîáì2. С учетом этого в практических расчетах целесообразно поступать следующим образом: полагать Xîáì2 0 и рассчитывать K10 по приближенной формуле

K 10 K 10íîì Rîáì2 2 16,Rîáì 2Zíã.íîì Zíã.2 íîì . (11)

Rîáì2 Ríã

Погрешность расчета по формуле (11) не превышает 10%, причем рассчитанные значения получаются меньше реальных.

Предложенная методика расчета предельных кратностей имеет определенные ограничения, связанные с тем, что ТТ на первичные номинальные токи 6000 А и более функционируют в переходных режимах при весьма больших напряженно-

стях магнитного поля в магнитопроводе (даже при I êç* 2). Это относится к ТТ типа ТШВ-15, ТШ-20

и др., применяемым на генераторном напряжении. Для таких ТТ формулы (3) и (11) использовать не следует, поскольку могут получиться весьма большие погрешности. Более подробное рассмотрение данного вопроса выходит за рамки статьи.

Вывод

Использование повышенных значений приведенной предельной кратности K)10 по сравнению с граничным значением, определяемым выражением (1), позволяет повысить качество функционирования современных дифференциальных защит трансформаторов с номинальным током ТТ до 6000 А.

Список литературы

1.Трансформаторы тока / Афанасьев В. В., Адоньев Н. М., Кибель В. М. и др. Л.: Энергоатомиздат, 1989.

2.Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1985.

3.Дмитренко А. М. Отстройка дифференциальных защит трансформаторов от переходных токов небаланса при внешних коротких замыканиях. – Электричество, 1991, ¹ 12.

4.Дмитренко А. М., Ëèíò Ì. Ã. Влияние переходных процессов на быстродействие дифференциальной защиты ДЗТ-21.

– Электрические станции, 1982, ¹ 6.

5.Дмитренко А. М. Учет переходных процессов при выборе параметров времяимпульсных дифференциальных защит трансформаторов (автотрансформаторов). – Электричество, 1995, ¹ 1.

6.Королев Е. П., Либерзон Э. М. Расчеты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. М.: Энергия, 1980.

Токи КЗ ВЛ и трансформатора определяются из выражений [3]

Ток КЗ в фазах трансформатора и линии

Iô(1) 3I1ê 13 3 39 À.

Кратность к номинальному току трансформатора K = Iô(1)/Ií = 39/12,5 = 3,1 свидетельствует о том, что трансформатор обтекается сверхтоком.

Для ВЛ токи при этом КЗ опасности не представляют и при расчете ее защит могут не учитываться.

Они опасны для трансформатора, который не имеет защиты от сверхтоков при таком виде повреждения на линии. Имеющиеся защиты на него не реагируют.

Случаи длительного обтекания сверхтоками с перегревом трансформаторов и отключения их оперативным персоналом имеются.

Проверим возможность отключения КЗ защитами линии.

1. Ток нулевой последовательности в защите линии при разрыве и КЗ на одной фазе

3I0 = 6I1ê = 13 6 = 78 À.

Ступень токовой защиты нулевой последовательности линии с коэффициентом чувствительности K÷ = 1,5 будет иметь уставку

Iñ.ç = 3I0/K÷ = 78/1,5 = 52 À;

40 А < 52 А < 60 А, где 40 и 60 А – минимально допустимые уставки защит линий с учетом условий их выполнения в сети в соответствии с руководящими указаниями. Этой ступенью защиты линии осуществляется защита трансформатора, что недостаточно.

Но в реальной разветвленной сети из условий согласования защит может оказаться, что требующуюся уставку на чувствительной ступени защиты линии для защиты трансформатора выполнить не удастся.

2. Ток нулевой последовательности в защите линии при разрывах двух фаз и КЗ этих фаз на землю (случаи встречаются реже, чем разрыв и КЗ на одной фазе) составляет 3I0 = 39 À.

Защита линии не работает.

В обоих случаях имеют место неотключаемые КЗ, опасные для трансформаторов.

Для отключения трансформатора в этих условиях предлагается дополнить защиты трансформатора токовой защитой нулевой последовательности, действующей при КЗ на землю на линии при разрывах фаз. Наиболее простое решение дает ис-

20êì

~ ~

U = + 8% – рабочий диапазон; x0 = 0,85x1

пользование для нее тока нулевой последовательности нейтрали трансформатора. По времени защита может иметь две ступени выдержки времени, согласованные с защитами нулевой последовательности линии, действующими при КЗ в полнофазном режиме:

T1 – на включение короткозамыкателя (КЗ-110) или отключение выключателя 110 кВ трансформатора;

T2 – на отключение отделителя 110 кВ трансформатора, если включение КЗ-110 не привело к отключению линии.

Предлагаемая защита является основной защитой для трансформатора при таких видах повреждений на линии.

Чувствительная ступень защиты нулевой последовательности линии, если она обладает чувствительностью, в этом случае будет осуществлять дальнее резервирование для защиты трансформатора.

Такую защиту необходимо выполнять также на трансформаторах, работающих с незаземленной нейтралью, но заземляемой при переводе линии в неполнофазный режим на случай включения короткозамыкателя 110 кВ трансформатора на отключенной фазе линии.

В общем случае желательно обеспечивать резервирование защиты нулевой последовательности трансформаторов защитами линии.

Выводы

1.Понижающие трансформаторы распределительной сети 110 кВ, работающие с эффективно заземленной нейтралью, необходимо дополнить токовой защитой нулевой последовательности, действующей при коротких замыканиях на землю на линии с разрывом фаз.

2.Для обеспечения дальнего резервирования защит нулевой последовательности понижающих трансформаторов, работающих с эффективно за-

земленной нейтралью, необходимо проверять чувствительность токовых защит нулевой последовательности линии при КЗ на землю и разрывах фаз на линии и там, где это возможно, обеспечивать их срабатывание.

3. На трансформаторах, питающихся от линии

110 кВ, работающей в неполнофазном режиме, необходимо выполнять токовую защиту нулевой последовательности, действующую при коротких замыканиях, вызываемых, например, включением короткозамыкателя 110 кВ трансформатора на отключенной фазе при действии его защит. Желательно обеспечивать резервирование защиты нуле-

вой последовательности трансформаторов защитами линии.

Список литературы

1.Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110 – 500 кВ. Руководящие указания по РЗ, вып. 12. М.: Энергия, 1980.

2.Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 – 500 кВ. Руководящие указания по РЗ, вып. 13. М.: Энергоатомиздат, 1985.

3.Чернин А. Б. Вычисление электрических величин и поведение релейной защиты при неполнофазных режимах в электрических системах. М.: ГЭИ, 1963.

Отказы защит или выключателей могут вызвать тяжелые аварии, сопровождающиеся повреждением электрооборудования, кабелей и трансформаторов. Поэтому в соответствии с п.3.2.15 Правил устройства электроустановок (ПУЭ) “... следует предусматривать резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия”. На понижающих подстанциях с электродвигательной нагрузкой предусматривается для защиты трансформаторов максимальная токовая защита с пуском по напряжению (МТЗН).

При КЗ в конце линий, которые подключены к трансформатору, в случае отказа защиты или выключателя линии МТЗН должна отключить повреждение. В тех случаях, когда МТЗН не обеспе- чивает с требуемой ПУЭ чувствительностью отключение повреждения, следует предусмотреть дистанционную направленную защиту, которая имеет значительно большую зону резервирования.

Зона резервирования МТЗН определяется напряжением срабатывания пускового органа напряжения, которое зависит от остаточного напряжения при самозапуске электродвигателей.

При самозапуске электродвигателей МТЗН не должна срабатывать [1]. Минимальное остаточное напряжение на стороне низшего напряжения в условиях самозапуска электродвигателей после отключения внешнего короткого замыкания или при включении их от автоматического повторного включения (АПВ) или автоматического включения

резервного питания (АВР) в месте установки МТЗН определяется по выражению

ãäå Uð.ìèí – минимальное напряжение в рабочем режиме; Xäâ.ý – эквивалентное сопротивление электродвигателей в условиях самозапуска [2]; Xòð.ìàêñ – максимальное сопротивление трансформатора; Xñ – сопротивление системы.

Максимальное сопротивление трансформатора определяется по выражению

ãäå Uê.ìàêñ – максимальное напряжение КЗ; Uíîì.òð – номинальное напряжение обмотки низшего напря-

жения трансформатора; Iíîì.òð – номинальный ток обмотки низшего напряжения трансформатора.

Следует, однако, указать, что на подстанции с синхронными двигателями минимальное остаточ- ное напряжение на стороне низшего напряжения трансформатора может оказаться ниже, чем при самозапуске при КЗ на стороне высшего напряжения при подпитке места КЗ синхронными электродвигателями. В этом случае для исключения ложного срабатывания МТЗН при КЗ, например, в зоне действия защиты линии 110 кВ с выдержкой времени, необходимо напряжение срабатывания

отстроить от остаточного напряжения на шинах низшего напряжения трансформатора.

Ориентировочно, без учета затухания тока подпитки, минимальное остаточное напряжение на стороне низшего напряжения определяется по выражению

ãäå Uíîì.äâ – номинальное напряжение электродвигателей; Xòð.ìèí – минимальное сопротивление трансформатора; Xñ.äâ.ý – эквивалентное сопротивление синхронных двигателей, участвующих в самозапуске.

Минимальное значение сопротивления трансформатора

ãäå Uê.ìèí – минимальное напряжение КЗ. Напряжение срабатывания реле минимального

напряжения МТЗН определяется исходя из обеспе- чения возврата реле после отключения внешнего КЗ и отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей по выражению [3]

ãäå rêý – эквивалентное активное сопротивление кабельной линии, rêý = Z1ç.

Индуктивным сопротивлением кабельной линии и активным сопротивлением трансформатора пренебрегаем. Решая совместно уравнения (7) и (8), находим

Зона дальнего резервирования дистанционной направленной защиты, установленной на стороне низшего напряжения трансформатора, определяется по выражению

0,9U íîì.òð

Z2ç , (10)

3K õK îòñ2K â2Iñìçcos ( ìàêñ.õ ð )

ãäå Kîòñ2 è Kâ2 – соответственно коэффициент отстройки и коэффициент возврата дистанционного реле; Iñìç – ток самозапуска электродвигателей;ìàêñ.÷ – угол максимальной чувствительности реле; p – угол полного сопротивления нагрузки при самозапуске.

Ток самозапуска электродвигателей определяется по выражению

U íîì.òð

Iñìç . (11)

3( X òð.ìàêñ X äâ.ý X ñ )

ãäå Kîòñ1 è Kâ1 – соответственно коэффициент отстройки и коэффициент возврата реле напряжения. В случае отстройки от напряжения самозапуска при АПВ или АВР Kâ1 = 1.

При подпитке места КЗ синхронными двигателями напряжение срабатывания проверяется также исходя из отстройки от остаточного напряже-

íèÿ U2ìèí.îñò

Зона дальнего резервирования МТЗН определяется по выражению

ãäå K÷ – коэффициент чувствительности при КЗ в конце кабельной линии; Iêç – ток трехфазного КЗ в конце кабельной линии.

Ток трехфазного КЗ

U íîì.òð

I êç , (8)

3 rêý2 X òð.ìèí

где , – удельная проводимость кабеля; S – сечение кабеля; n – число параллельно включенных кабелей одного сечения.

На приведенном далее примере сравним зоны резервного действия МТЗН и дистанционной защиты.

Исходные данные. Трансформатор мощностью

Kâ2 = 1,05, K÷ = 1,2, ìàêñ.÷ = 65°, S = 95 ìì2, n = 1;

ð = 35°.

К трансформатору подключены асинхронные электродвигатели. Подставляя численные значе-

ния, находим: Xòð.ìàêñ = 0,3 Îì; Xòð.ìèí = 0,25 Îì; U1ìèí.îñò = 3,8 êÂ; U1ñ.ç = 2,6 êÂ; Z1ç = 0,1 Îì; Iñìç = 4 êÀ; Z2ç = 0,67 Îì; l1 = 332 ì; l2 = 2224 ì.

Таким образом, зона срабатывания дистанционной защиты больше зоны срабатывания МТЗН в l2/l1 = 2224/332 = 6,7 ðàçà.

Дальнее резервирование защит отходящих линий, подключенных к трансформатору, не исклю-

чает необходимости резервирования самих защит и выключателей трансформаторов.

При подключении трансформаторов к протяженным линиям, а также при передаче по линиям больших мощностей на значительные расстояния токи КЗ в защите линий могут оказаться соизмеримыми с максимальными рабочими токами. Это приводит к невозможности применения простых токовых защит. В тех случаях, когда угол нагрузки незначителен, например 15 – 20° в городских сетях, сетях сельскохозяйственного назначения, на железнодорожном транспорте, представляется возможным для повышения чувствительности линий к коротким замыканиям за трансформатором применение направленной токовой защиты с углом максимальной чувствительности, равным 90° [4].

При КЗ вблизи места установки реле мощности может отказать в действии вследствие недостаточного напряжения на его зажимах. В этом случае повреждение будет отключать токовая отсечка.

Выводы

1. В тех случаях, когда максимальная токовая защита с пуском по напряжению трансформатора

не обеспечивает требуемую чувствительность при КЗ в конце линий, необходимо предусмотреть дистанционную направленную защиту.

2.В тех случаях, когда максимальная токовая защита линии к трансформатору не обеспечивает требуемую чувствительность при КЗ за трансформатором, необходимо предусматривать максимальную направленную защиту.

3.Обеспечение дальнего резервирования дей-

ствия защиты и выключателей уменьшило бы затраты на ремонт и транспортировку трансформатора к месту ремонта, на замену оборудования и повысило надежность электроснабжения.

Список литературы

1.Вавин В. Н. О релейной защите собственных нужд мощных ТЭС и АЭС. – Электрические станции, 1983, ¹ 2.

2.Сыромятников И. А. Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей. М.: Энергоатомиздат, 1984.

3.Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 – 500 кВ: Расчеты. М.: Энергоатомиздат, 1985.

4.Манилов А. М. Дальнее резервирование действия релейной защиты и выключателей в сетях 35 – 110 кВ. – Промышленная энергетика, 1993, ¹ 3.

В настоящее время на ТЭС используются схемы генераторного напряжения как с выключателями, так и без них. Нейтраль генератора заземляется через обмотку ВН трансформатора напряжения (ТН). Таким образом, сеть генераторного напряжения работает с изолированной нейтралью. Генератор соединяется с блочным трансформатором токопроводом, имеющим малую емкость, поэтому емкостный ток замыкания на землю определяется в основном емкостью генератора и составляет 1,5 – 3,0 А.

При воздействии грозовых перенапряжений на стороне ВН блочного трансформатора возникают перенапряжения, переданные через электростати- ческие (емкостные) и электромагнитные (индуктивные) связи между обмотками трансформатора. Электростатическая передача напряжения зависит от соотношения емкостей трансформатора между обмотками и на землю. Эти соотношения определяются конструкцией и коэффициентом трансформации трансформатора. В соответствии с ПУЭ [1] сеть генераторного напряжения мощных блоков

ТЭС защищается от грозовых перенапряжений вентильными разрядниками типа РВМ.

В настоящее время срок эксплуатации вентильных разрядников (РВ), как правило, превышает нормированный для них срок службы. Выпуск вентильных разрядников либо значительно сокращен, либо прекращен полностью. Поэтому вентильные разрядники заменяются нелинейными ограничителями перенапряжений (ОПН), которые имеют лучшие защитные характеристики и более технологичны в производстве.

ОПН может ограничивать все виды перенапряжений как грозовые, так и коммутационные, уровень ограничения которых определяется вольт-ам- перной характеристикой ОПН.

Хотя в нормальном режиме работы ограничи- тель находится под фазным напряжением сети и через него протекает ток порядка десятых долей миллиампера, однако в сетях, работающих с изолированной нейтралью и допускающих неограни- ченно длительное существование однофазного замыкания на землю (ОЗЗ), наибольшее рабочее на-

пряжение ограничителя выбирается не менее наибольшего рабочего линейного напряжения сети. В сети генераторного напряжения при возникновении ОЗЗ релейная защита отключает генераторный выключатель с выдержкой времени не более 0,5 с. Часть сети с подключенным блочным трансформатором и трансформатором собственных нужд может находиться под линейным напряжением до 6 ч [2].

Если длительность однофазного замыкания на землю ограничивается, то наибольшее рабочее напряжение ОПН может быть выбрано ниже наибольшего рабочего напряжения сети. Однако при повышении напряжения в течение 6 ч наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН может быть снижено незначительно, не более чем на 5%. Учитывая это, наибольшее рабочее напряжение ОПН следует принять не менее наибольшего рабочего линейного напряжения сети генераторного напряжения.

Уровень ограничения перенапряжений и защитный уровень ОПН определяются уровнем перенапряжений, выдерживаемым изоляцией электрооборудования генераторной сети при грозовых и коммутационных перенапряжениях. Значение перенапряжений, выдерживаемых электрооборудованием при коммутационных и грозовых воздействиях, определяется уровнем испытательных напряжений, которые нормируются ГОСТ 1516.1 и 1516.3 [3, 4]. Испытательные напряжения ГОСТ обеспечивают достаточно высокий выдерживаемый уровень для изоляции электрооборудования при коммутационных (4,5Uô) и грозовых перенапряжениях (6,0Uô) и превышают, как правило, уровень возможных коммутационных перенапряжений. Поэтому защита направлена на ограниче- ние грозовых перенапряжений до требуемого уровня и в соответствии с ПУЭ у блочного трансформатора устанавливаются вентильные разрядники типа РВМ.

Вопрос об уровне перенапряжений, выдерживаемом электрическими машинами, является дискуссионным. В процессе изготовления и эксплуатации электрические машины подвергаются пооперационным испытаниям повышенным напряжением. При выпуске с завода изоляция генераторов 20 – 24 кВ испытывается одноминутным напряжением 50 Гц, равным 2Uí + 3 êÂ.

При вводе в эксплуатацию (приемосдаточные испытания) одноминутные испытательные напряжения 50 Гц электрических машин составляют 0,8 заводских испытательных напряжений.

В эксплуатации при профилактических испытаниях после капитального ремонта испытательные напряжения дëÿ генераòоров равны (1,5 – 1,7)Uô, ãäå Uô 2 Uíð.ñåòè 3.

Существовало мнение, что при оценке выдерживаемого уровня как грозовых, так и коммутационных перенапряжений следует исходить из испы-

тательных напряжений при эксплуатационных испытаниях после капитального ремонта и коэффициента импульса 1,0 [5]. Такой подход, весьма осторожный, не согласуется с определением выдерживаемого напряжения изоляцией всего остального оборудования и вряд ли может быть признан обоснованным. Во всяком случае, повреждения генераторов из-за перенапряжений практически отсутствуют.

За рубежом выполнен большой объем исследований импульсной прочности изоляции электриче- ских машин.

Во-первых, принимается во внимание коэффициент импульса, равный 1,25, учитывающий упрочнение изоляции при кратковременных воздействиях [6]. Во-вторых, учитывается снижение изоляции электрических машин при воздействии перенапряжений в диапазоне длин фронтов от 0,2 до 5 мкс из-за неравномерного распределения напряжения вдоль обмотки [6].

Стандарт МЭК [7] предусматривает помимо одноминутных испытательных напряжений промышленной частоты импульсные испытания изоляции вращающихся машин. Нормированные выдерживаемые импульсы определяются формулой: Uèìï = 4Uí + 5,0 кВ и обеспечиваются испытаниями изоляции полным грозовым импульсом 1,2/50 мкс с указанной амплитудой. В настоящее время таким испытаниям подвергаются отечественные гидрогенераторы. Однако в отечественные нормативные документы импульсные испытания электрических машин не включены.

При определении напряжения, выдерживаемого изоляцией генератора при коммутационных и грозовых воздействиях, будем исходить с некоторым запасом из одноминутного испытательного напряжения при заводских испытаниях с коэффициентом импульса 1,0, поскольку в настоящее время единственным нормированным в России испытательным напряжением для генераторов является одноминутное испытательное напряжение. В этом случае уровень выдерживаемых изоляцией генераторов перенапряжений как коммутационных, так и грозовых составляет 3,4Uô.

Уровень коммутационных перенапряжений, возможных в сети генераторного напряжения, ниже уровня, выдерживаемого изоляцией как электрооборудования, так и генератора. Поэтому устанавливаемый в цепи генераторного напряжения вентильный разрядник обеспечивает защиту от грозовых перенапряжений, которые передаются со стороны обмотки ВН блочного трансформатора.

Установка ОПН в цепях генераторного напряжения ТЭС позволяет осуществить более глубокое ограничение перенапряжений по сравнению с использованием вентильных разрядников и ограни- чить, например, максимальные перенапряжения, возможные при дуговых замыканиях на землю.

Ранее уже говорилось, что при воздействии грозовых перенапряжений на сторону ВН блочно-

го трансформатора возникают перенапряжения, переданные через электростатические (емкостные) и электромагнитные (индуктивные) связи между обмотками трансформатора. Наибольшие значения и крутизна напряжения при грозовых воздействиях имеют место при электростатиче- ской передаче, поэтому защитный уровень ограничителя следует определять, исходя из нормируемого для ОПН импульса тока 4/10 мкс. Остающееся напряжение при этом импульсе тока несколько выше (приблизительно на 10%), чем принимаемое обычно для импульса тока 8/20 мкс, а следовательно, обеспечивается большая надежность защиты электрооборудования генераторного напряжения.

Ограничитель может устанавливаться в ответвлении токопровода, поэтому следует учитывать работу его при повышенной температуре (до 60°С). Следовательно, должна быть повышена энергоемкость ограничителя (не менее 3,5 кДж/кВ Uíð), его пропускная способность (не менее 500 А) и номинальный разрядный ток (не менее 10 кА). Уровень токов двухфазного или трехфазного КЗ в сети генераторного напряжения может составлять более 100 кА. Поскольку к оборудованию генераторного напряжения предъявляются требования повышенной надежности, то при выборе ОПН необходимо ориентироваться на производителя, имеющего современную технологию изготовления и испытаний защитных аппаратов.

Основные параметры ОПН для защиты сети генераторного напряжения мощных блоков с напряжением 10,5 – 24 кВ приведены в таблице.

Колебания напряжения, вызванные грозовыми перенапряжениями, повышают напряжения на элементах сетей генераторного напряжения. При достаточно длинных токопроводах и высоком коэффициенте трансформации трансформатора зона защиты ограничителя, устанавливаемого около блочного трансформатора, не всегда достаточна для ограничения грозовых перенапряжений, передаваемых через емкостные связи со стороны обмотки ВН трансформатора, до требуемого уровня.

Поэтому для обеспечения дополнительной защиты от грозовых перенапряжений целесообразно установить конденсаторы, причем установка конденсаторов у блочного трансформатора позволяет не только снизить значение перенапряжений, но и ограничить скорость ПВН, что обеспечивает надежное гашение дуги в камере выключателя.

Конденсаторы емкостью 0,2 – 0,5 мкФ и ОПН с параметрами, близкими к представленным в таблице, широко применяются за рубежом, например, фирмой АВВ предлагается установка ОПН у блоч- ного трансформатора и конденсаторов по обе стороны генераторного выключателя [8]. При установке ОПН и конденсаторов внутри экранированных токопроводов защитные аппараты подвергаются воздействию высокой температуры. Для исключения этих воздействий рекомендуется устанавливать ОПН вне токопровода, а подключение их к шинам осуществлять с помощью фарфоровых вводов.

Таким образом, технически осуществима надежная защита от перенапряжений в цепях генераторного напряжения с использованием конденсаторов и ОПН. Устанавливать конденсатор со стороны генератора для машины мощностью 300 МВт и более представляется нецелесообразным, так как собственная емкость генератора достаточна высока (около 0,25 мкФ). Поэтому для энергоблоков ТЭС с генераторами мощностью 300 МВт и выше в схемах с генераторными выключателями может быть рекомендована как наиболее эффективная схема защиты от перенапряжений схема с установкой ОПН и конденсаторов со стороны блочного трансформатора.

Список литературы

1.Правила устройств электроустановок. 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1986.

2.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 15-е изд. М., 1997.

3.ÃÎÑÒ 1516.1. Электрооборудование переменного тока на напряжения от 3 до 500 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.

4.ÃÎÑÒ 1516.3. Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 550 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.

5.Кулаковский В. Б. Работа изоляции в генераторах. М.: Энергия, 1981.

6.Slamecka E. Interruption of Small incluctive currents. Charter

3.Part B. – Elektra, 1984, ¹ 95.

7.Стандарт МЭК IEC 34-15. Импульсные выдерживаемые уровни вращающихся машин с шаблонными статорными обмотками, 1990.

8.Каталог фирмы АВВ High Technologies Ltd.

Сети 6 – 10 – 35 кВ, эксплуатируемые в России, традиционно имеют изолированную нейтраль или нейтраль, заземленную через дугогасящий реактор (ДГР). Однако в последние годы широко развернулась дискуссия о заземлении нейтрали в этих сетях через резисторы различного сопротивления.

Опыт эксплуатации сетей 6 – 10 – 35 кВ за многие годы показал, что нарушения нормальной работы этих сетей связаны в основном c однофазными замыканиями на землю (ОЗЗ) и феррорезонансными явлениями (в сетях с малыми емкостными токами замыкания на землю).

Рассмотрим кратко основные достоинства сетей с изолированной нейтралью и нейтралью, заземленной через ДГР.

Основным достоинством сетей с изолированной нейтралью считается то, что в режиме ОЗЗ эти сети могут работать определенное время без отключения, сохраняя тем самым бесперебойность энергоснабжения.

При больших значениях емкостных токов на землю ухудшаются условия самопогасания дуги в месте замыкания, а кроме этого, протекание больших токов в месте дугового замыкания приводит к повреждению оборудования и увеличению нанесенного ущерба.

Компенсация емкостных токов однофазного замыкания на землю путем использования дугогасящего реактора при правильной его настройке позволяет обеспечить работу с ОЗЗ в течение длительного времени без перехода в междуфазное замыкание, что является одним из основных достоинств подобных сетей. Но, как показывает практика, у таких сетей есть ряд недостатков:

точное ведение режима компенсации емкостного тока возможно лишь при применении плавнорегулируемых ДГР с автоматической настройкой компенсации;

несовершенство имеющихся регуляторов автоматической настройки ДГР, работающих на “фазовом” принципе, ограничивает применение автоматики в сетях с нестабильным вектором несимметрии;

необходимость симметрирования воздушных и кабельно-воздушных сетей, требующая больших трудозатрат;

необходимость установки специального оборудования для определения дефектного присоединения. Существующие методы отыскания места повреждения путем поочередного отключения фидеров вносят в сеть раскомпенсацию, и тем самым способствуют переходу ОЗЗ в междуфазные замыкания.

Кроме того, есть общий серьезный недостаток, характерный для сети с изолированной нейтралью и сети с нейтралью, заземленной через ДГР: уровни перенапряжений при однофазных замыканиях на землю, особенно при дуговых (ОДЗ), превышают уровень электрической прочности изоляции некоторых видов электрического оборудования, например, вращающихся машин.

Одним из способов повышения надежности эксплуатации сетей 6 – 10 – 35 кВ является применение резистивного заземления нейтрали.

При резистивном заземлении нейтрали ограни- чение перенапряжений при дуговых замыканиях осуществляется за счет разряда емкости здоровых фаз и снижения напряжения на нейтрали до значе- ния, исключающего эскалацию перенапряжений при последующих пробоях ослабленной изоляции аварийной фазы. Кроме того, практически исклю- чаются опасные феррорезонансные явления, что, в свою очередь, также приводит к повышению надежности рассматриваемых сетей.

Теоретические исследования и опыт эксплуатации [1 – 3] показывают, что уменьшить значение дуговых перенапряжений и число замыканий на

# & %& D , ,- A, & &,)$, )E2:

землю без значительного искусственного увеличе- ния тока замыкания на землю можно за счет вклю- чения в нейтраль сети высокоомного резистора сопротивлением от нескольких сотен ом до нескольких килоом.

Высокоомный резистор с сопротивлением RN в нейтрали сети (как правило, в нейтрали специального вспомогательного трансформатора) обеспе- чивает стекание заряда за время, равное полупериоду промышленной частоты (Ò = 0,01 ñ).

Включение резистора в нейтраль сети позволяет получить в месте повреждения активную составляющую тока, примерно равную емкостной,

à – изолированная нейтраль; á – нейтраль заземлена через резистор R = 850 Îì; 1 – Ua; 2 – Ub; 3 – Uc; 4 – Uí

Емкостная составляющая тока замыкания на землю

Ic = 3−CUô ,

где − – круговая частота, равная 2 f; Ñ – фазная емкость сети на землю; Uô – фазное напряжение сети.

Активная составляющая тока замыкания на землю

IRN = Uô/RN,

ãäå RN – сопротивление резистора.

Uô/RN = 3−CUô;

RN 1/(900Ñ ).

Однако, как показывает практика, выбор резистора для конкретной сети производится индивидуально. При этом в одних случаях по условию ограничения кратности дуговых перенапряжений до уровня (2,6 – 2,7)Uô активная составляющая тока замыкания на землю может быть в 1,5 – 2 раза меньше емкостной составляющей. В других случаях для повышения селективности работы токовой защиты от замыкания на землю активная составляющая тока замыкания на землю может несколько превысить емкостную составляющую.

Резистивное заземление в сети 6 кВ собственных нужд Энгельсской ТЭЦ-3. Структура сети 6 кВ собственных нужд (с.н.) Энгельсской ÒÝÖ-3 ОАО Саратовэнерго, работавшей до октября 2000 г. с изолированной нейтралью, с множеством единиц высоковольтного оборудования (ðèñ. 1) способствует возникновению однофазных замыканий на землю, преимущественно дуговых.

Возникновение в сети дуговых замыканий приводит к появлению опасных перенапряжений; как показали расчеты, а позже и проведенные измерения – до 3,0Uô (характерные расчетные осциллограммы при ОДЗ в сети с.н. 6 кВ на секции 7P показаны для примера на ðèñ. 2).

В условиях снижения электрической прочности изоляции кабелей, оборудования распределительных устройств, электрических двигателей такой уровень перенапряжений в ряде случае может приводить к одновременному выходу из строя нескольких электродвигателей одновременно и повреждению изоляции распределительных устройств во многих местах, что неоднократно наблюдалось в сети с.н. Энгельсской ТЭЦ-3.

Для исключения таких аварий в 1999 г. на техническом совете ОАО Саратовэнерго было принято решение о целесообразности применения высокоомного резисторного заземления нейтрали сети с.н. 6 кВ Энгельсской ТЭЦ-3. Данное решение соответствовало вышедшему к тому времени ПТЭ-15,

âп.5.11.8 которого появилась запись: “В сети собственных нужд 6 кВ блочных электростанций допускается режим работы с заземлением нейтрали сети через резистор”.

Ñцелью определения кратности возможных перенапряжений при ОДЗ и сопротивления резисторов был выполнен комплекс расчетов для режима изолированной и резистивно-заземленной нейтрали рассматриваемой сети с.н. 6 кВ с использованием программы “МАЭС”.

Емкостный ток замыкания на землю (исходя из емкостей кабельных линий и установленного оборудования) для сети 6 кВ с.н. Энгельсской ТЭЦ-3

âнормальном режиме работы сети имеет следую-

щие величины: секция 1PO + 5P Ic = 5,68 А, секции 6P + 7P Ic = 5,45 А, секции 8P + 9P Ic = 4,0 À.

На основании предварительного анализа схемы и расчетов было предложено для защиты сети 6 кВ с.н. в условиях ОДЗ и улучшения работы токовой защиты от замыкания на землю установить на каждой секции шин в нейтрали трансформаторов с.н. 6/0,4 кВ два резистора (по одному в нейтраль каждого трансформатора со стороны 6 кВ) сопротивлением R = 1,7 кОм. Уровень перенапряжений при ОДЗ по предварительным расчетным

данным не должен был превышать 2,5Uô.

Два резистора на каждой секции, подключенные к нейтрали разных трансформаторов, обеспе- чивают более высокую гибкость схемы и при этом

сохраняется необходимый уровень ограничения перенапряжений при ОДЗ.

Таким образом, на каждой из сдвоенных секций шин имеется возможность включать как по два резистора с R( = 0,85 кОм, так и все четыре резистора с R( = 0,425 êÎì (ðèñ. 1).

На основе проведенных расчетов были разработаны технические требования и изготовлены резисторы номиналом 1700 Ом, напряжением 6 кВ (типа РЗ-1700-10-6). Характеристика резисторов приведена в òàáë. 1.

Резисторы были смонтированы в свободных местах КРУСН 6 кВ (ðèñ. 3, резисторы обозначе- ны стрелками) в течение 2000 г. и в октябре 2000 г. введены в эксплуатацию.

Подключались резисторы к нейтралям ТСН с помощью разъединителей.

Измерение уровней перенапряжений при создании искусственного однофазного дугового замыкания на землю и оценка эффективности ограничения дуговых перенапряжений в сети 6 кВ с.н. ТЭЦ-3. В 2002 г. были проведены натурные испытания и измерения в сети 6 кВ с.н. силами ПНП “БОЛИД” и специалистами ОАО Саратовэнерго. Для измерения перенапряжений при искусственном ОДЗ, согласно утвержденной про-

Осциллограф

6 êÂ

Ñ

Â

À

ÒÑÍ 6/0,4

# & 6& D $

, , (

грамме испытаний, была выделена секция 7P, которая питалась от отдельного трансформатора (ТСН-24). Измерение перенапряжений на секции 7P проводилось при различных режимах заземления нейтрали: изолированная нейтраль; нейтраль, заземленная через один резистор; нейтраль, заземленная через два резистора (òàáë. 2).

Измеренный емкостный ток замыкания на землю секции 7P составил 2,53 А.

К шинам с.н. 6 кВ секции 7P подключалась измерительная аппаратура (емкостные делители напряжения, цифровой измерительный осциллограф) и специальный искровой промежуток (ИП) для создания ОДЗ. Схема подключения изображена на ðèñ. 4.

Емкостные делители напряжения Ä1 è Ä2 типа ДНЕ 1-4 имеют диапазон измеряемых напряжений 3 – 100 кВ, погрешность измерения напряжения в диапазоне частот 50 – 2000 Гц не более + 8%, в диапазоне частот от 2 кГц до 2 МГц – + 3%. Искусственное дуговое замыкание на землю создавалось с помощью специального искрового проме-

Ò à á ë è ö à 1

жутка (ИП), устанавливаемого в фазу Â, с регулирующимся зазором между электродами.

В связи с тем, что при испытаниях использовался двухканальный осциллограф, одновременно возможно было регистрировать напряжения только в двух фазах. Для регистрации максимальных перенапряжений при дуговых замыканиях делители напряжения устанавливались в фазах À è Ñ, т.е. перенапряжения измерялись на “здоровых” фазах À è Ñ. Зазор искрового промежутка выбирался таким образом, чтобы пробой промежутка происходил вблизи максимума фазного напряжения.

Измерительный осциллограф – двухканальный цифровой запоминающий осциллограф (ЦЗО) типа ACK-3151, заводской номер 1600492, связанный с ПЭВМ. Осциллограф имеет два независимых канала (каждый канал ACK-3151 имеет собственный АЦП) с чувствительностью от 10 мВ/дел до 5 В/дел. Полоса пропускания при используемых коэффициентах отклонения – 70 МГц. Погрешность при регистрации входных сигналов не более + 5%.

Âходе эксперимента зафиксированы процессы

ñповторными пробоями промежутка и погасанием дуги, подобными дуговому замыканию с перемежающейся дугой.

Кратность перенапряжений при ОДЗ для сети 6 кВ определялась по формуле

Êï = Uì/Uô,

ãäå Uì – максимальное значение напряжения в переходном процессе; Uô – амплитуда рабочего фазного напряжения (на момент проведения измерений Uë = 6,0 êÂ, Uô = 4,9 кВ амплитудное значе- ние).

Максимальные зарегистрированные перенапряжения и кратности перенапряжений при различных способах заземления нейтрали секции 7P приведены в òàáë. 2. Характерные экспериментальные осциллограммы перенапряжений при ОДЗ в двух здоровых фазах показаны на ðèñ. 5.

Выводы

1. В результате проведения измерений перенапряжений при искусственных дуговых замыканиях на землю в сети 6 кВ с.н. КРУСН-6 секции 7P Энгельсской ТЭЦ-3 ОАО Саратовэнерго с емкостным током замыкания на землю 2,53 А зарегистрированы перенапряжения:

кратностью 2,9 при изолированной нейтрали сети;

кратностью 2,17 – 2,3 при заземлении нейтрали через один резистор номиналом 1,7 кОм;

кратностью 2,04 при заземлении нейтрали че- рез два параллельно включенных резистора номиналом 1,7 кОм (R( = 0,85 êÎì).

2.Результаты измерений перенапряжений и моделирования на ПЭВМ переходных процессов при ОДЗ практически совпадают, что позволяет утверждать о правильности методических подходов при определении номинала активного сопротивления для заземления нейтрали сети 6 кВ собственных нужд Энгельсской ТЭЦ-3 ОАО Саратовэнерго.

3.Проведенные измерения подтвердили, что

применение высокоомного резистивного заземления позволяет эффективно ограничивать перенапряжения при ОДЗ до уровня, безопасного для

изоляции электрических машин и другого оборудования.

4.Применение резисторов в сети с.н. позволяет значительно облегчить работу ограничителей перенапряжений, которые устанавливаются на секциях шин для защиты от коммутационных перенапряжений.

5.Применение резистивного заземления нейтрали сети 6 кВ с.н. Энгельсской ТЭЦ-3 ОАО Саратовэнерго в 2000 г. позволило энергосистеме экономить средства на приобретение дорогостоящих высоковольтных элетродвигателей. По статистике до установки резисторов в сети с.н. 6 кВ КРУСН-6 повреждалось два – четыре высоковольтных двигателя в год. После установки резисторов

â2001 – 2002 гг. повреждений дорогостоящих высоковольтных двигателей 6 кВ во время ОДЗ не происходило.

6.После установки резисторов в сети 6 кВ с.н. появилась реальная возможность сделать простую и селективную защиту от замыканий на землю на базе трансформаторов тока нулевой последовательности и реле РТЗ-51, позволяющую определять по активному току дефектные присоединения. Такая защита может работать как на отключение, так и на сигнал в зависимости от технологического процесса.

Список литературы

1.Защита сетей 6 – 35 кВ от перенапряжений / Халилов Ф. Х., Евдокунин Г. А., Поляков В. С. и др. СПб.: ПЭИПК, 1997.

2.Евдокунин Г. А., Гудилин С. В., Корепанов А. А. Выбор способа заземления нейтрали в сетях 6 – 10 кВ. – Электриче- ство, 1998, ¹ 12.

3.Кадомская К. П. Защита от перенапряжений в сетях различного назначения. Новосибирск: НГТУ, 2001.

торых питается разветвленная потребительская сеть, существует следующая проблема. Наличие многочисленного электрооборудования у потребителя обусловливает частое появление замыканий на землю. Как правило, на потребительских присоединениях распределительных пунктов, получа- ющих питание с шин ГРУ, земляная защита либо отсутствует, либо имеет чувствительность, недостаточную для работы в условиях компенсации емкостного тока. Поэтому время существования замыкания на землю определяется не временем срабатывания земляной защиты, а временем, которое требуется персоналу ТЭЦ для обнаружения и отключения от ГРУ кабельной линии, по которой питается данный распределительный пункт. Нормативными документами это время ограничивается двумя часами.

Случаи, когда сеть работает 2 ч с замыканием на землю без перехода в короткое замыкание, являются редкими. Часто из-за повышения напряжения на здоровых фазах происходит второй пробой на землю на другом потребительском присоединении либо в ГРУ. В последнем случае происходит повреждение током двойного КЗ электрооборудования у потребителя и электрооборудования, принадлежащего ТЭЦ. В связи с этим у персонала электростанций, на которых процессы, вызванные замыканием на землю, происходят по описанному сценарию, все чаще появляется мнение о необходимости быстрого отключения линий с замкнувшейся на землю фазой. Новые экономические условия, жестко диктующие необходимость снижения затратной части, способствуют тому, что это мнение превращается в уверенность.

Существующие устройства сигнализации однофазных замыканий не могут использоваться как защиты, т.е. не могут действовать на отключение линий. Это распространяется как на устройства УСЗ-2/2, реагирующие на естественные высшие гармоники тока однофазного замыкания, так и на устройства с наложением контрольного тока 25 Гц в том виде, в котором эти устройства были реализованы до настоящего времени.

Причина этого состоит в том, что большинство однофазных замыканий начинается с перемежающейся дуги, а при перемежающихся дуговых за-

сти всех присоединений имеют резко выраженную несинусоидальную форму, т.е. содержат гармоники с частотами от единиц до тысяч герц, причем их амплитуды таковы, что возможна неселективная работа устройств сигнализации, реагирующих на абсолютное значение токов непромышленной частоты [1, 2].

Устройства с наложением тока 25 Гц имеют абсолютную селективность при устойчивом замыкании на землю, так как при таком замыкании ток 25 Гц протекает только по поврежденному присоединению. Это выгодно отличает данные устройства от УСЗ-2/2, работа которых по принципу действия зависит от содержания естественных высших гармоник в токе однофазного замыкания. Отме- ченное обстоятельство явилось причиной, по которой устройства с наложением тока 25 Гц хорошо зарекомендовали себя в качестве сигнализации [3, 4]. Этому способствовало также то, что согласно [1, 2] данные устройства в меньшей степени подвержены ложной работе при ПДЗ, чем устройства, реагирующие на токи повышенной частоты.

В настоящей статье изложены результаты работы по созданию устройства ЗЗС-5 на принципе наложения тока 25 Гц, которое селективно работает на линиях с любыми емкостными токами как при устойчивых, так и при перемежающихся дуговых замыканиях. Отмеченное качество этого устройства позволяет использовать его для быстрого отключения линии при появлении на ней однофазного замыкания.

Авторы выражают признательность Вайнштейну Р. А. (Томский политехнический университет) за ценные предложения и замечания при выполнении данной работы.

Íà ðèñ. 1 изображена блок-схема ЗЗС-5, вклю- чающая рабочий канал ÐÊ, тормозной канал ÒÊ, вычитатель сигналов Â×, выходной узел ÂÓ, блок тестовой проверки ÁÒÏ.

Рабочий канал ÐÊ включает разделительный трансформатор, частотно-избирательный усилитель ×ÈÓ, выпрямитель Â. Рабочий сигнал Uð пропорционален току нулевой последовательности I0. Этот сигнал снимается с сопротивления Rø = 0,25 Ом, которое устанавливается на зажимах вторичной обмотки ÒÒÍÏ. ÒÊ идентичен ÐÊ, íî

на входе тормозного канала включена дифференцирующая цепочка Cò, Rò. Íà âõîä ÒÊ подается сигнал от трансформатора напряжения нулевой последовательности U0/nòí, ãäå nòí – коэффициент трансформации.

Частотно-избирательные усилители осуществляют выделение и усиление сигнала с частотой 25 Гц, поэтому напряжения Uðê è Uòê пропорциональны составляющим с частотой 25 Гц рабочего и тормозного сигналов Uðê . Uð25, Uòê . Uò25. Вследствие идентичности ÐÊ è ÒÊ напряжения Uðê è Uòê соотносятся между собой так же, как Uð25

è Uò25. Соответственно напряжение на выходе вы-

читателя пропорционально разности составляющих 25 Гц входных сигналов

ãäå Kï25 – коэффициент передачи ÐÊ è ÒÊ на часто-

òå 25 Ãö.

В зависимости от соотношения Uð25 è Uò25 íà-

пряжение U может быть положительным или отрицательным. Если U имеет положительный знак и его значение достигает порога срабатывания ÂÓ, срабатывает реле Ð. Åñëè U отрицательно, то срабатывания ÂÓ не произойдет независимо от абсолютного значения U .

Время срабатывания ЗЗС-5 равно 1 с. Рабочий сигнал определяется выражением

Uð = RøI0/nòò,

ãäå nòò – коэффициент трансформации ТТНП. Тормозной сигнал Uò формируется из напряже-

íèÿ U0/nòí с помощью Cò è Rò, выбор которых делается исходя из следующих соображений. Емкостное сопротивление конденсатора Cò должно во много раз превышать сопротивление резистора Rò, ïðè ýòîì òîê Iò, а, значит, и напряжение Uò будут сдвинуты на 90° по отношению к U0. Сопротивление Rò при выполнении указанного условия выбирается таким, чтобы тормозной сигнал был равен рабочему сигналу, имеющему место при внешнем замыкании на землю, при котором ток нулевой последовательности равен собственному емкостному току присоединения Ic

Uò = RùIñ/nòò.

Составляющие 25 Гц Uð25 è I 025, Uò25 è Iñ25 ñâÿ-

заны между собой тем же коэффициентом пропорциональности Rø/nòò, что и полные электрические величины. С учетом этого выражение (1) принимает вид

ãäå K1 = RøKï25/nòò.

Из уравнения (2) следует, что ЗЗС-5 реагирует на разность между гармоникой 25 Гц в токе нулевой последовательности защищаемого присоединения I 025 и гармоникой 25 Гц в собственном емко-

стном токе этого присоединения Iñ25. При этом величина K1Iñ25 формируется из напряжения нулевой

последовательности, поэтому она не зависит от того, внешним или внутренним является замыкание на землю по отношению к рассматриваемой линии.

При внешнем замыкании I0 = Iñ, поэтому I 025 Iñ25, следовательно, U = 0, что делает невоз-

можной работу защиты на неповрежденном присоединении. При внутреннем замыкании I0 = I0ï, ãäå I0ï – ток нулевой последовательности поврежденного присоединения, определяемый параметрами всей сети, поэтому

Из выражения (3) следует, что поведение защи-

ты на поврежденном присоединении зависит от соотношения I 0ï25 è Iñ25. Åñëè I 0ï25 Iñ25 / Iñð25, òî

произойдет срабатывание. Под Iñð25 понимают пер-

вичный ток 25 Гц, который при отсутствии тормозного сигнала вызывает срабатывание защиты. Как правило, Iñð25 = 0,2 À.

С помощью ðèñ. 2 рассмотрим работу ЗЗС-5 при металлическом замыкании на землю.

Íà ðèñ. 2 можно выделить схему замещения нулевой последовательности сети с компенсацией емкостных токов (она показана утолщенными линиями) и схему подключения ЗЗС-5 к ТТНП и ТН.

На схеме замещения: ÑØ – сборные шины; Òð – трансформатор; ÄÃÐ – дугогасящий реактор; ÈÊÒ – источник контрольного тока 25 Гц; Cï – емкость поврежденной линии; Cí – емкость выделенной

неповрежденной линии; Cíý – эквивалентная емкость всех остальных неповрежденных линий.

При металлическом замыкании ток 25 Гц I 25, вырабатываемый ÈÊÒ, протекает только по поврежденной линии. Этот ток равен 1,0 А в сетях 6 кВ и 0,6 А в сетях 10 кВ. В напряжении U0 составляющая 25 Гц отсутствует, так как напряжение U 25, вырабатываемое ÈÊÒ, полностью выделяется на сопротивлении ÄÃÐ. С учетом этого на обоих входах устройства ЗЗС-5, установленного на неповрежденной линии, сигналы 25 Гц равны 0, что соответствует несрабатыванию защиты. На устройстве ЗЗС-5, установленном на поврежденной линии, тормозной сигнал также равен 0. Сигнал на входе рабочего канала этого устройства обусловлен I25 > Iñð25. Поэтому данное устройство

срабатывает с коэффициентом чувствительности 5 в сети 6 кВ и с коэффициентом чувствительности 3 в сети 10 кВ.

Работу ЗЗС-5 при перемежающихся дуговых замыканиях рассмотрим с помощью ðèñ. 3. При этом ИКТ учитывать не будем, так как при ПДЗ гармоника 25 Гц в напряжении нулевой последовательности U025 намного превышает напряжение

25 Гц, вырабатываемое ИКТ.

В [1, 2] показано, что гармонический состав всех электрических величин и амплитуды гармоник зависят от пробивного напряжения, длительности токовой паузы и расстройки компенсации, которая была в сети в момент возникновения ПДЗ. В [2] показано также, что в зависимости от указанных факторов гармоника с частотой 25 Гц в U0 находится в пределах U025 = (0,03 0,168)Uô, ãäå Uô –

фазное напряжение сети.

Устройство ЗЗС-5 реагирует на составляющую 25 Гц входных сигналов, поэтому на ðèñ. 3 в место возникновения дуги включен источник U025, à íå

источник напряжения U0. Напряжение U025 îáó-

словливает во всех линиях и в ДГР токи 25 Гц, показанные пунктирными линиями.

На неповрежденной линии ЗЗС-5 не срабатывает, какими бы большими гармоники 25 Гц ни были, так как рабочий и тормозной сигналы имеют одно и то же значение

U ð25 U ò25 Rø IC25í nòò ,

ãäå IC25í – гармоника 25 Гц в собственном емкост-

ном токе неповрежденной линии.

Поведение ЗЗС-5 на поврежденной линии согласно выражению (3) определяется сигналом

ãäå IÑ25ï – гармоника 25 Гц собственного емкостного тока поврежденной линии.

U0/nòí

ãäå −(Cí + Cíý)/2 – эквивалентная емкостная про-

C( – Cï, ãäå C( – суммарная емкость сети. Далее учтем, что C( = IC(/−Uô, Cï = ICï/−Uô, L = Uô/−IL, ãäå IC( – суммарный емкостный ток; ICï – собственный емкостный ток поврежденного присоединения; IL – òîê ÄÃÐ. Ïîä IC(, ICï, IL подразумеваются токи промышленной частоты, имеющие место при металлическом замыкании на землю. Примем, что ДГР настроен в резонанс с C(, т.е. модули IL è IC( равны. С учетом принятых замен и допущений выражение (5) примет вид

Знак минус говорит о преобладании в I 025ï èí-

дуктивной составляющей.

Далее с помощью ðèñ. 3 запишем выражение для I Ñï25 ,

IC25ï U 025 − C ï ,

2

С учетом выражений (6) и (7) модуль разностного тока, от которого зависит работа защиты, равен

Согласно уравнению (8) абсолютное значение этого тока тем больше, чем больше гармоника 25 Гц в напряжении нулевой последовательности и чем больше суммарный емкостный ток сети. Чтобы утяжелить условия для срабатывания защиты, примем минимальные значения U025 = 0,03Uô,

IC( = 20 А. После подстановки в выражение (8) получим0I 0ï25 IC25ï0= 0,9 А, что в 4,5 раза превышает

Iñð25 = 0,2 À.

Таким образом, даже в самом неблагоприятном случае ЗЗС-5 на поврежденной линии надежно сработает.

Причиной, обусловливающей столь большое значение I 025ï , является то, что по поврежденной линии протекает ток I L25, замыкающийся через

ДГР, сопротивление которого на частоте 25 Гц в 4 раза меньше емкостного сопротивления сети на этой частоте.

Отмеченное обстоятельство позволяет принимать одинаковый тормозной сигнал на всех комплектах ЗЗС-5, устанавливаемых в данной сети. Уровень тормозного сигнала выбирается по линии с максимальным емкостным током

При этом на линиях с меньшими емкостными токами устройства ЗЗС-5 имеют переторможение. Однако это не приводит к отказам при внутренних ПДЗ, так как ток I 0ï25 настолько велик, что обеспе-

чивает срабатывание устройств ЗЗС-5 даже в условиях их переторможения. Такой подход существенно упрощает ввод в эксплуатацию ЗЗС-5, так как при этом не требуются сведения об емкостных токах всех линий. Достаточно ориентировочно знать емкостный ток самой крупной линии с уче- том возможного изменения конфигурации сети в процессе эксплуатации.

Проверка изложенных теоретических результатов и окончательный выбор параметров защиты были сделаны посредством испытаний ЗЗС-5 на физической модели сети с компенсацией емкостных токов, перемежающиеся замыкания в которой моделировались с помощью специального устройства [5]. Испытания показали, что при самых различных разновидностях замыканий через перемежающуюся дугу устройство ЗЗС-5 работает селективно.

В январе 2002 г. 17 комплектов ЗЗС-5 были установлены на кабельных линиях ГРУ 10 кВ Курганской ТЭЦ. На этой ТЭЦ достаточно велики емкостные токи линий (до 13 А), что утяжеляет условия работы при внешних ПДЗ. За истекший период произошло 11 однофазных замыканий. Во всех случаях защита работала правильно.

Выводы

1.Уровень изоляции во многих кабельных сетях 6 – 10 кВ настолько низок, что замыкание на землю переходит в междуфазное или двойное короткое замыкание за время, намного меньшее, чем время, требуемое для отключения поврежденной линии вручную, если даже определение этой линии делается не посредством поочередного отклю- чения, а с помощью сигнализации однофазных замыканий. Поэтому на ТЭЦ с разветвленными ГРУ 6, 10 кВ становится целесообразным оснащение потребительских линий защитами от замыканий на землю с действием на отключение.

2.В настоящее время отсутствуют защиты от замыканий на землю кабельных линий, подклю- ченных к сетям с компенсацией емкостных токов. Существующие устройства сигнализации не могут быть включены на отключение, так как при пере-

межающейся дуге, с которой начинается большинство замыканий на землю, эти устройства работают неселективно.

3. В описанном устройстве ЗЗС-5, основанном на принципе наложения контрольного тока 25 Гц, применено торможение собственным емкостным током защищаемого присоединения. Электриче- ская величина, пропорциональная собственному емкостному току, формируется из напряжения нулевой последовательности. С помощью торможения исключена ложная работа при ПДЗ на неповрежденных линиях с любыми емкостными токами при сохранении надежного срабатывания на поврежденной линии. Благодаря этому устройство ЗЗС-5 может использоваться для быстрого отклю- чения линии с однофазным замыканием на землю.

Список литературы

1.Вайнштейн Р. А., Головко С. И. О гармоническом составе токов нулевой последовательности в сетях с компенсацией емкостных токов при замыканиях на землю через перемежающуюся дугу. – Известия вузов. Энергетика, 1978, ¹ 12.

2.Головко С. И., Вайнштейн Р. А., Албул В. Н. Условия селективной работы защит с наложением контрольного тока при перемежающихся дуговых замыканиях. – Известия вузов. Энергетика, 1988, ¹ 7.

3.Головко С. И., Вайнштейн Р. А., Þäèí Ñ. Ì. Селективная сигнализация однофазных замыканий и измерение расстройки компенсации в сетях 30, 35 кВ. – Электрические станции, 2000, ¹ 7.

4.Защита от замыканий на землю в компенсированных сетях 6 – 10 кВ / Вайнштейн Р. А., Головко С. И., Юдин С. М. и др. – Электрические станции, 1998, ¹ 7.

5.Головко С. И., Вайнштейн Р. А. Физическое моделирование электрических процессов, вызываемых перемежающимися дуговыми замыканиями. – Известия вузов. Энергетика, 1978, ¹ 10.