Однофазные замыкания на землю. Компенсация емкостных токов замыкания на землю. ДГР

Сети напряжением 6-35 кВ работают преимущественно в режиме с изолированной нейтралью. В нормальном режиме по фазным проводам такой сети протекают токи нагрузки, а также емкостные токи и токи утечки.

Сеть с изолированной нейтралью в нормальном режиме

Емкостные токи обусловлены емкостью фаз относительно земли, а токи утечки – активной проводимостью изоляции. По сравнению с емкостными токами, токи утечки малы и составляют 2-6% емкостных, поэтому при расчетах ими можно пренебречь.

При замыкании на землю одной фазы, например фазы “С”, напряжение нейтрали Un становится равным напряжению поврежденной фазы. Соответсвенно меняется картина распределения токов.

Так как в результате повреждения емкость фазы “С” становится зашунтированной, напряжение Ucn=0 (если пренебречь падением напряжения на продольном сопротивлении ЛЭП), емкостной ток, обусловленный емкостью С0с становится равным нулю.

При этом по поврежденной фазе «С» будет протекать емкостной ток замыкания на землю, равный емкостному току неповрежденных фаз

Iз = -(IсА + IсВ).

Знак “-“ говорит от том, что ток направлен в противоположную сторону, то есть к источнику питания, а не от него.

Сеть с изолированной нейтралью при КЗ

Для определения уставок срабатывания токовой защиты от замыкания на землю, необходимости компенсации емкостных токов замыкания на землю, необходимо уметь определять ток замыкания на землю линии.

1. Основные характеристики ОЗЗ

Одним из наиболее частых видов повреждений на линиях электропередачи является однофазное замыкание на землю (ОЗЗ) — это вид повреждения, при котором одна из фаз трехфазной системы замыкается на землю или на элемент электрически связанный с землей. ОЗЗ является наиболее распространенным видом повреждения, на него приходится порядка 70-90 % всех повреждений в электроэнергетических системах. Протекание физических процессов, вызванных этим повреждением, в значительной мере зависит от режима работы нейтрали данной сети.

В сетях, где используется заземленная нейтраль, замыкание фазы на землю приводит к короткому замыканию. В данном случае ток КЗ протекает через замкнутую цепь, образованную заземлением нейтрали первичного оборудования. Такое повреждение приводит к значительному скачку тока и, как правило, незамедлительно отключается действием РЗ, путем отключения поврежденного участка.

Электрические сети классов напряжения 6-35 кВ работают в режиме с изолированной нейтралью или с нейтралью, заземленной через большое добавочное сопротивление. В этом случае замыкание фазы на землю не приводит к образованию замкнутого контура и возникновению КЗ, а ОЗЗ замыкается через емкости неповрежденных фаз.

Величина этого тока незначительна (достигает порядка 10-30 А) и определяется суммарной емкостью неповрежденных фаз. На рис. 1 показаны схемы 3-х фазной сети в режимах до и после возникновения ОЗЗ.

Рисунок 1 – Схема сети с изолированной нейтралью а) в нормальном режиме; б) при ОЗЗ
Такое повреждение не требует немедленного отключения, однако, его длительное воздействие может привести к развитию аварийной ситуации. Однако при ОЗЗ в сетях с изолированной нейтралью происходят процессы, влияющие на режим работы электрической сети в целом.

На рис. 2 представлена векторная диаграмма напряжений.

Рисунок 2 – Векторные диаграммы напряжений а) в нормальном режиме; б) при ОЗЗ

При ОЗЗ происходит нарушение симметрии линейных фазных напряжений, напряжение поврежденной фазы снижается практически до 0, а двух “здоровых” фаз поднимаются до уровня линейных. При этом линейные напряжения остаются неизменными.

Автор: А. А. Косяков

Введение

Известные методы расчёта токов короткого замыкания в высоковольтных электроустановках в настоящее время в целом представляются устоявшимися и проверенными временем, поскольку одной из целей расчёта токов короткого замыкания является очень важная для нормального функционирования объекта электроэнергетики задача – выбор и настройка релейных защит, требующая выполнения расчётов максимальных и минимальных токов трёхфазного короткого замыкания в электроустановках с изолированной нейтралью 6-35 кВ [1, 2].

При выполнении оценки технического состояния (обследовании) заземляющих устройств электроустановок, выполнении проектов реконструкции заземляющих устройств электроустановок возникает ещё одна задача, связанная с расчётом тока короткого замыкания – расчёт термической стойкости заземляющих проводников и заземлителей. При этом расчётным режимом в электроустановках с изолированной нейтралью 6-35 кВ является режим двухфазного короткого замыкания на землю [3, 4, 5, 6].

Как правило, расчёт тока двухфазного короткого замыкания на землю IK2 выполняется по хорошо известной формуле [2]

(1)

где IK3 – расчётное значение максимального тока трёхфазного короткого замыкания.

Формула (1) не учитывает путь тока двухфазного короткого замыкания, проходящий в том числе через заземляющее устройство электроустановки. Поскольку токи трёхфазного короткого замыкания IK3 не замыкаются через заземляющее устройство электроустановки, расчётная схема для их определения не предусматривает включение сопротивления заземляющего устройства в цепь короткого замыкания. Соответственно, значение тока двухфазного короткого замыкания на землю IK2, определённое по формуле (1), будет отличаться от значения тока, рассчитанного с учётом характеристик заземления оборудования – не только сопротивления заземляющего устройства, но и сопротивления металлосвязи оборудования с заземляющим устройством.

В большинстве практических случаев обследования и проектирования заземляющих устройств применение значения тока двухфазного короткого замыкания на землю, рассчитанного по формуле (1), не вызывает вопросов у заказчиков обследования и проектной продукции. Однако в мае 2016 года, в процессе согласования отчётной документации по обследованию заземляющего устройства и электромагнитной обстановки Новосибирской ТЭЦ-2 – филиала АО «Сибирская энергетическая компания», выполненного ООО «Альфа ЭМС», специалисты ООО «Альфа ЭМС» столкнулись с требованием заказчика обследования применить для расчёта термической стойкости заземляющих проводников и заземлителей оборудования 10 кВ ток двухфазного короткого замыкания, рассчитанный с учётом характеристик заземления оборудования – сопротивления заземляющего устройства и сопротивления металлосвязи оборудования с заземляющим устройством. Основанием такого требования было желание заказчика исключить избыточные затраты на реконструкцию заземляющего устройства, связанные с некорректным расчётом тока двухфазного короткого замыкания на землю по формуле (1).

Анализ существующей нормативной документации по расчёту токов короткого замыкания, а также прочей научно-технической информации по данному вопросу показал, что в настоящее время отсутствует опыт выполнения расчётов токов двухфазного короткого замыкания с учётом характеристик заземления оборудования.

Целью настоящей работы является вывод расчётных формул для определения тока двухфазного короткого замыкания с учётом характеристик заземления оборудования – сопротивления заземляющего устройства и сопротивления металлосвязи оборудования с заземляющим устройством.

1. Метод расчёта тока двухфазного короткого замыкания, применяемый в эксплуатации

При выполнении обследования заземляющего устройства и электромагнитной обстановки Новосибирской ТЭЦ-2, выполненного ООО «Альфа ЭМС» в феврале 2016 года, в качестве исходных данных для расчёта термической стойкости заземляющих проводников и заземлителей оборудования 10 кВ службой релейной защиты и автоматики АО «Сибирская энергетическая компания» были предоставлены ток трёхфазного замыкания 79090 А и время действия основной защиты 0,1 с.

В соответствии с результатами расчёта по формуле (1), ток двухфазного замыкания на оборудовании 10 кВ был принят равным 68494 А. Такому значению тока короткого замыкания, в соответствии с п. 2.1.1 РД 153-34.0-20.525-00 [3], по условию термической стойкости соответствует минимально допустимое сечение заземляющих проводников и заземлителей мм2,

где t – время действия основной защиты, с. Поскольку минимальное сечение заземляющих проводников и заземлителей оборудования 10 кВ Новосибирской ТЭЦ-2 на момент обследования составляло 288 мм2, был сделан вывод о их несоответствии условию термической стойкости и даны рекомендации о выполнении ремонта в объёме монтажа дополнительных заземляющих проводников и заземлителей оборудования 10 кВ.

Данные рекомендации по ремонту заземляющего устройства не отвечали желанию заказчика минимизировать затраты на ремонт. Для исключения данных затрат служба РЗА АО «Сибирская энергетическая компания» выполнила расчёт тока двухфазного короткого замыкания на землю с учётом сопротивления заземляющего устройства и сопротивления металлосвязи оборудования с заземляющим устройством и предоставила новое значение тока двухфазного замыкания на оборудовании 10 кВ – 34682 А. Расчёт был выполнен в программе АРМ СРЗА [7], с предоставлением расчётного файла и способа задания расчётной аварии – двухфазного короткого замыкания на землю (рис. 1).

Рис. 1. Окно программы АРМ СРЗА – задание двухфазного короткого замыкания на землю в расчётной точке

2. Нормативный подход к расчёту тока двухфазного короткого замыкания на землю

Программа АРМ СРЗА является основным программным средством по расчёту токов короткого замыкания, применяемым в энергетике Российской Федерации, а также в энергетике Казахстана, Монголии, Беларуси, Латвии и Литвы. При этом метод расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю в электрических сетях с изолированной нейтралью в данной программе по сути не отличается от метода расчёта тока двухфазного замыкания между фазами в одной точке по формуле (1). При этом в п. 15.3 СТО 56947007-29.130.15.114-2012 [5] указано, что при расчёте тока двухфазного короткого замыкания на землю места замыкания разных фаз следует располагать в точках, наиболее удалённых друг от друга в пределах территории, занимаемой сетью с изолированной нейтралью, а в п. 8.6 СТО 56947007-29.130.15.105-2011 [4] уточнено, что одна из точек двухфазного короткого замыкания должна быть принята вне заземляющего устройства, для которого производится расчёт.

Расчётная электрическая схема, соответствующая методу расчёта программы АРМ СРЗА (рис. 1), представлена на рис. 2. Расчётная электрическая схема, соответствующая требованиям нормативных документов по обследованию и проектированию заземляющих устройств электроустановок, представлена на рис. 3.

Рис. 2. Электрическая схема расчёта тока двухфазного короткого замыкания фаз В и С на землю, реализованная в программе АРМ СРЗА

Рис. 3. Электрическая схема расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю фаз В и С, предусмотренная нормативной документацией по обследованию и проектированию заземляющих устройств электроустановок

На схемах по рис. 2, 3 обозначены:

IK – ток двухфазного короткого замыкания на землю, протекающий по заземляющему проводнику;

ЕА, ЕВ, ЕС – максимальные фазные напряжения эквивалентного генератора;

UBC – максимальное линейное напряжение фаз ВС эквивалентного генератора;

ZС – эквивалентное полное сопротивление сети току короткого замыкания;

ZП – полное сопротивление фазы наиболее удалённого потребителя электрической сети с изолированной нейтралью;

RМС – активное сопротивление металлосвязи оборудования с заземляющим устройством;

RЗУ – активное сопротивление заземляющего устройства.

Характеристики заземления оборудования (сопротивление заземляющего устройства и сопротивление металлосвязи оборудования с заземляющим устройством) приняты активными, поскольку в соответствии с РД 153-34.0-20.525-00 [3] и СТО 56947007-29.130.15.105-2011 [4] при обследовании заземляющих устройств, как правило, измеряется только активная составляющая указанных сопротивлений. Если реактивные составляющие сопротивлений заземляющего устройства и металлосвязи оборудования с заземляющим устройством были измерены, они могут быть введены в цепь последовательно с соответствующими активными сопротивлениями.

Ввод сопротивлений RМС и RЗУ в программу АРМ СРЗА (рис. 2) производится для каждой замкнутой фазы, что обусловлено тем, что программа АРМ СРЗА выполняет расчёт несимметричных коротких замыканий методом симметричных составляющих. Такая особенность программы АРМ СРЗА обусловлена её областью применения – расчётом токов короткого замыкания для выбора и настройки устройств релейной защиты, выполняемым в соответствии с РД 153-34.0-20.527-98 [8] методом симметричных составляющих.

В соответствии с п. 5.9.2 РД 153-34.0-20.527-98 [8] ток двухфазного короткого замыкания на землю определяется выражением

(2)

где ЕФ – максимальное фазное напряжение эквивалентного генератора;

Z1 – полное эквивалентное сопротивление схемы замещения прямой последовательности относительно точки несимметричного короткого замыкания;

Z2 – полное эквивалентное сопротивление схемы замещения обратной последовательности относительно точки несимметричного короткого замыкания. В соответствии с п. 3.8.1 РД 153-34.0-20.527-98 [8] Z2 = Z1;

Z0 – полное эквивалентное сопротивление схемы замещения нулевой последовательности относительно точки несимметричного короткого замыкания.

Величина Z0 определяется по разным формулам п. 4.2.5 РД 153-34.0-20.527-98 [8] для воздушных и кабельных линий электропередачи разного типа. При этом все формулы п. 4.2.5 РД 153-34.0-20.527-98 [8] не включают характеристики заземления оборудования.

Метод расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю по ГОСТ Р 52735-2007 [9] полностью аналогичен расчёту по РД 153-34.0-20.527-98 [8].

Схема по рис. 3, выполненная в соответствии с СТО 56947007-29.130.15.105-2011 [4] и СТО 56947007-29.130.15.114-2012 [5] для расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю с целью расчёта термической стойкости заземляющих проводников и заземлителей имеет следующие особенности:

1) схема включает сопротивление металлосвязи оборудования с заземляющим устройством только на объекте, для которого выполняется оценка термической стойкости заземляющих проводников и заземлителей, но не включает сопротивление металлосвязи оборудования с заземляющим устройством на удалённом объекте сети с изолированной нейтралью. Это обусловлено тем, что в соответствии с п. 8.2 СТО 56947007-29.130.15.105-2011 [4] на объекте обследования сопротивление металлосвязи оборудования с заземляющим устройством измеряется относительно опорной точки (заземляющего проводника другого оборудования), имеющей удовлетворительную металлосвязь с заземлителем. Таким образом, измеренное сопротивление металлосвязи включает как минимум два переходных (контактных) сопротивления между оборудованием и заземляющим устройством;

2) схема не включает сопротивление заземляющего устройства удалённого объекта сети с изолированной нейтралью, поскольку при выполнении обследования заземляющего устройства конкретного объекта (электростанции или подстанции) выполнение измерений сопротивлений заземляющих устройств всех удалённых объекте сети с изолированной нейтралью представляется практически не реализуемым в связи с большим объёмом и стоимостью данной работы. В случае, если сопротивление заземляющего устройства удалённого объекта сети с изолированной нейтралью известно, RЗУ на схеме по рис. 3 можно определить как сумму сопротивлений заземляющих устройств обследуемого объекта и удалённого объекта сети с изолированной нейтралью.

3. Направления развития методов расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю

Одной из задач настоящей работы было выявление современных подходов к расчёту токов двухфазного короткого замыкания на землю для целей расчёта термической стойкости заземляющих проводников и заземлителей. Эта работа выполнялась путём поиска научных работ по указанной теме в открытых источниках. Наиболее близкие к теме настоящей статьи научные работы приведены в источниках [10, 11, 12, 13, 14].

Результаты анализа направлений развития методов расчёта тока двухфазного короткого замыкания показали:

1) ни в одной научной работе не найдены модели расчёта тока короткого замыкания на землю, учитывающие характеристики заземления оборудования – сопротивление заземляющего устройства и сопротивление металлосвязи оборудования с заземляющим устройством;

2) основным расчётным методом для расчёта токов короткого замыкания является метод симметричных составляющих. Другие методы расчёта электрических цепей (методы законов Кирхгофа, контурных токов, узловых потенциалов, наложения, эквивалентного генератора), несмотря на нормативно закреплённую допустимость их применения для расчёта токов короткого замыкания (п. 4.4 ГОСТ Р 52735-2007 [9], п. 3.7.1 РД 153-34.0-20.527-98 [8]), используются для расчётов крайне редко;

3) совершенствование метода симметричных составляющих для расчёта двухфазных коротких замыканий выполняется в направлении:

— учёта сопротивления нагрузки потребителя в незамкнутой, третьей фазе;

— учёта дуговых процессов при коротком замыкании;

— расчёта токов короткого замыкания при замыкании двух фаз разных классов напряжения на одном объекте (например, одной фазы 35 кВ и одной фазы 6 кВ);

— расчёта токов короткого замыкания при замыкании одной фазы до токоограничивающего реактора 6-10 кВ, а другой фазы – за токоограничивающим реактором;

— расчёта наложения переходных процессов при множественных коротких замыканиях, перехода одного вида короткого замыкания в другой.

4. Предлагаемые методы расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю

4.1. Расчёт тока двухфазного короткого замыкания на землю с учётом сопротивления нагрузки потребителя

Схема по рис. 3, выполненная в соответствии с СТО 56947007-29.130.15.105-2011 [4] и СТО 56947007-29.130.15.114-2012 [5] для расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю с целью расчёта термической стойкости заземляющих проводников и заземлителей, включает сопротивление нагрузки потребителя ZП электрической сети с изолированной нейтралью. Для расчёта данной схемы выполним её эквивалентное преобразование в схему по рис. 4.

Рис. 4. Преобразованная электрическая схема расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю фаз В и С с учётом сопротивления нагрузки потребителя

Расчёт схемы по рис. 4 удобно выполнить методом узловых потенциалов. Для этого выполним эквивалентное преобразование схемы по рис. 4 в схему по рис. 5.

Рис. 5. Преобразованная электрическая схема расчёта тока двухфазного короткого замыкания методом узловых потенциалов

В схеме по рис. 5 эквивалентные сопротивления

(3)

Тогда расчётный ток фазы В IВ по методу узловых потенциалов определится по формуле

(4)

Ток двухфазного короткого замыкания на землю, протекающий по заземляющему проводнику IК, в соответствии со схемой по рис. 4, можно определить по второму закону Кирхгофа:

(5)

4.2. Расчёт тока короткого замыкания на землю без учёта сопротивления нагрузки потребителя

В случае отсутствия необходимости точного расчёта токов двухфазного короткого замыкания на землю по формулам (3-5), представляется возможным принять сопротивление потребителя ZП равным бесконечности, что соответствует работе фидера 6-35 кВ на холостом ходу. При обследовании и проектировании заземляющего устройства возможность такого допущения можно определить по соотношению максимального рабочего тока и тока трёхфазного короткого замыкания на шинах 6-35 кВ – чем больше ток короткого замыкания по сравнению с максимальным рабочим токов – тем меньшую погрешность в расчёт введёт указанное допущение.

Преобразованная схема по рис. 4, в которой не учитывается сопротивление нагрузки потребителя, представлена на рис. 6.

Рис. 6. Электрическая схема расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю фаз В и С без учёта сопротивления нагрузки потребителя

Расчёт тока двухфазного короткого замыкания на землю в соответствии со схемой по рис. 6 может быть выполнен по формуле

(6)

где UЛ – максимальное линейное напряжение эквивалентного генератора.

Нередко при обследовании и проектировании заземляющего устройства в качестве исходных данных не предоставляется эквивалентное полное сопротивление сети току короткого замыкания ZС. Как правило, в таком случае предоставляется только ток трёхфазного короткого замыкания IК3 на шинах распределительного устройства 6-35 кВ и максимальное линейное напряжение на шинах UЛ. Соотношение активного и реактивного сопротивления сети току короткого замыкания также обычно не предоставляется. Как правило, реактивная составляющая полного сопротивления сети току короткого замыкания в электроустановках высокого напряжения значительно больше активной составляющей. Соответственно, найденное по закону Ома сопротивление ZС в таком случае можно принять реактивным:

(7)

где UФ – максимальное фазное напряжение эквивалентного генератора.

Также следует отметить, что формула (7) может быть использована в том числе и для нахождения полного сопротивления фазы наиболее удалённого потребителя электрической сети с изолированной нейтралью ZП, поскольку указанный параметр электрической сети обычно при обследовании и проектировании заземляющего устройства в качестве исходных данных также не предоставляется.

С учётом изложенного, удобная для практического применения упрощённая формула расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю, протекающего в заземляющем проводнике, будет иметь следующий вид:

(8)

4.3. Сравнение формул для расчёта тока двухфазного короткого замыкания, протекающего в заземляющих проводниках

Сравнение результатов расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю по предложенным формулам приведено в табл. 1 на примере первой секции шин 10 кВ Новосибирской ТЭЦ-2. В качестве исходных данных для расчётов приняты следующие параметры сети 10 кВ, предоставленные службой РЗА АО «Сибирская энергетическая компания», а также характеристики заземления оборудования, измеренные ООО «Альфа ЭМС» на электростанции:

1) ток трёхфазного короткого замыкания – 79090 А;

2) максимальное линейное напряжение – 10600 В. Угол сдвига фаз трёхфазной системы – 120º;

3) эквивалентное полное сопротивление сети 10 кВ току короткого замыкания – 0,002 + j0,077 Ом;

4) максимальные рабочие токи фидеров удалённых потребителей 10 кВ приняты равными 3000 А, 1000 А, 300 А. Характер нагрузки – активная;

5) сопротивление заземляющего устройства – 0,09 Ом;

6) сопротивление металлосвязи оборудования 10 кВ с заземляющим устройством – 0,04 Ом.

Таблица 1

Результаты расчёта токов двухфазного короткого замыкания на землю

Выводы

Результатами настоящей работы являются следующие выводы:

1) в программе АРМ СРЗА, в связи с особенностями реализованного в ней метода симметричных составляющих, принципиально невозможно рассчитать ток двухфазного короткого замыкания на землю, протекающий через заземляющий проводник оборудования 6-35 кВ с повреждённой изоляцией. Программа АРМ СРЗА, предназначенная для расчётов токов короткого замыкания для целей выбора и настройки релейных защит по РД 153-34.0-20.527-98, рассчитывает токи короткого замыкания, протекающие по фазным проводам, а не по заземляющим проводникам и заземлителям. Ввод характеристик заземления оборудования (сопротивления заземляющего устройства и сопротивления металлосвязи) в цепь короткого замыкания последовательно с эквивалентными сопротивлениями фаз приводит к значительному занижению расчётного тока двухфазного короткого замыкания на землю. Указанная особенность программы АРМ СРЗА не является её недостатком – программа АРМ СРЗА просто не предназначена для выполнения расчётов токов двухфазного короткого замыкания на землю для целей оценки термической стойкости заземляющих проводников и заземлителей по СТО 56947007-29.130.15.105-2011 и СТО 56947007-29.130.15.114-2012;

2) ток двухфазного короткого замыкания на землю, рассчитанный по СТО 56947007-29.130.15.105-2011 и СТО 56947007-29.130.15.114-2012 с учётом характеристик заземления оборудования (сопротивления заземляющего устройства и сопротивления металлосвязи) в типичном случае, рассмотренном на примере Новосибирской ТЭЦ-2, отличается от расчёта по традиционно используемой формуле (1) незначительно. Погрешность, вносимая неоднозначностью оценки сезонного изменения сопротивления заземляющего устройства и коррозионного состояния заземляющих проводников и заземлителей, как минимум на порядок больше погрешности, вносимой в расчёт тока двухфазного короткого замыкания на землю без учёта характеристик заземления оборудования;

3) из множества удалённых потребителей электрической сети с изолированной нейтралью для расчёта тока двухфазного короткого замыкания на землю по СТО 56947007-29.130.15.105-2011 и СТО 56947007-29.130.15.114-2012 по формулам (3-5) следует выбирать потребителя минимальной мощности (с минимальным током фидера). При этом расчётное значение тока короткого замыкания будет максимальным, что с запасом обеспечит правильный выбор сечения заземляющих проводников и заземлителей;

4) результаты расчётов токов двухфазного короткого замыкания по упрощённым формулам (6) и (8), не учитывающим характеристики удалённого потребителя в типичном случае, рассмотренном на примере Новосибирской ТЭЦ-2, отличаются от расчётов с учётом характеристик удалённого потребителя по формулам (3-5) незначительно. При этом расчёты по формулам (6) и (8) значительно проще расчётов по формулам (3-5). Соответственно, при обследовании заземляющего устройства в соответствии с СТО 56947007-29.130.15.105-2011 представляется возможным рассчитывать токи двухфазного короткого замыкания для каждого аппарата 6-35 кВ по формуле (6) или (8), с индивидуальным учётом сопротивления металлосвязи аппарата с заземляющим устройством, что повысит достоверность результатов обследования;

5) расчёты токов однофазного короткого замыкания в электроустановках с заземлённой нейтралью (110 кВ и выше), выполненные в программе АРМ СРЗА, также не учитывают характеристики заземления оборудования в связи с особенностями моделирования электрической сети в программе АРМ СРЗА в соответствии с РД 153-34.0-20.527-98. Для учёта характеристик заземления оборудования в таком случае необходимым и достаточным представляется ввод в программе АРМ СРЗА дополнительного сопротивления (суммы сопротивлений заземляющего устройства и металлосвязи оборудования с заземлителем) в точке однофазного короткого замыкания.

Литература

1. Почаевец В.С. Электрические подстанции. М.: Желдориздат, 2001. – 512 с.

2. Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции. М.: Транспорт, 1983. – 496 с.

3. РД 153-34.0-20.525-00. Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок.

4. СТО 56947007-29.130.15.105-2011. Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок.

5. СТО 56947007-29.130.15.114-2012. Руководящие указания по проектированию заземляющих устройств подстанций напряжением 6-750 кВ.

6. Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 08.07.2002 №204 «Правила устройства электроустановок».

7. Черняков В.Н., Седельников Г.Ф., Дубрановская Н.Л., Стенина В.В., Рубина Е.Н. Программный комплекс для расчётов электрических величин при повреждениях сети и уставок релейной защиты // Свидетельство Российской Федерации о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2011618568. Зарегистрировано в реестре программ для ЭВМ 31 октября 2011 г.

8. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбору электрооборудования.

9. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчёта в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.

10. Веселовский А.Н., Климов Н.А., Климов С.А. Влияние переходного сопротивления в месте замыкания на аварийные режимы фидера 35 кВ с трёхобмоточным трансформатором // Труды Костромской государственной сельскохозяйственной академии. Кострома : КГСА, 2015. С. 175-179.

11. Мигунов С.Д. Применение метода симметричных составляющих для выявления аварийных режимов в трёхфазных электроэнергетических системах // Электроэнергетика глазами молодёжи: труды VI международной научно-технической конференции. Иваново : ИГЭУ им. В.И. Ленина, 2015. С. 125-128.

12. Каневский Я.М. Расчёты токов при двойном замыкании на землю до и после токоограничивающего реактора 6-10 кВ на электростанциях // Электричество. Москва : ВНИИ кабельной промышленности, 2005. № 11. С. 34-41. ISSN 0013-5380.

13. Лямец Ю.Я., Нудельман Г.С., Зиновьев Д.В., Кержаев Д.В., Романов Ю.В. Многомерная релейная защита. Эквивалентирование моделей // Электричество. Москва : ВНИИ кабельной промышленности, 2010. № 1. С. 9-15. ISSN 0013-5380.

14. Вайнштейн Р.А., Лозинский К.С., Коломиец Н.В. Расчёт несимметричных режимов в электроэнергетической системе на основе сочетания систем координат // Известия Томского политехнического университета. Томск : ТПУ, 2010. № 4. С. 146-152. ISSN 1684-8519.

Статья Косяков А.А. Учёт сопротивления ЗУ при расчете двухфазного КЗ

Журнал Вестник УрГУПС №1 (37) 2018

Последствия ОЗЗ

Несмотря на преимущества изолированной нейтрали, такой режим работы имеет ряд недостатоков:

1. В зависимости от разветвленности сети емкостной ток может находиться в пределах от 0,1 до 500 ампер. Такая величина тока может представлять опасность для животных и людей, находящихся рядом с местом замыкания, по этой причине данные замыкания нужно выявлять и отключать, так же, как это делается и в сетях с глухозаземленной нейтралью.
2. В большинстве случаев при ОЗЗ возникает дуговое замыкание на землю, которое может носить прерывистый характер. В таком случае, в процессе дугового замыкания возникают перенапряжения, превышающие в 2-4 раза номинальное фазное напряжение. Изоляция в процессе замыкания может не выдержать такие перенапряжения, вследствие чего возможны возникновения пробоя изоляции в любой другой точке сети и тогда замыкание развивается в двойное короткое замыкание на землю.
3. В процессе развития и ликвидации ОЗЗ в трансформаторах напряжения возникает эффект феррорезонанса, что с высокой вероятностью приводит к их преждевременному выходу из строя.

Несмотря на перечисленные недостатки ОЗЗ не требует немедленного ликвидации повреждения. Согласно ПУЭ, при возникновении ОЗЗ возможно эксплуатация сети без отключения аварии в течении 4 часов, которые выделяются на поиск поврежденного участка.

Расчет суммарного тока ОЗЗ

При замыкании на землю фазы одной из нескольких ЛЕП, что включенные к общему источнику, суммарный ток в месте замыкания за счет емкостных токов всех ЛЕП можно рассчитать несколькими методами.

Первый метод заключается в использовании удельных емкостей ЛЭП. Этот способ расчета даст наиболее точный результат и является предпочтительным. Удельные емкости ЛЭП можно взять из справочной литературы, или же из технических характеристик кабеля, предоставляемых заводом-изготовителем.

Выражение для определения тока ОЗЗ:

,

где С∑ – суммарная емкость фазы всех ЛЕП, причем С∑ = Суд l; Суд – удельная емкость фазы сети относительно земли, Ф/км; l – общая длина проводника одной фазы сети.

Второй метод применим для сетей с кабельными ЛЭП. Ток замыкания на землю для такой сети можно определить по эмпирической формуле:

,

где UНОМ – номинальное линейное напряжение сети, кВ; li – длина кабельной линии, км; qi – сечение жилы кабеля, мм2.

Кроме этих методов для расчета суммарного тока ОЗЗ, можно использовать значения емкостных токов каждого кабеля взятых из справочной литературы.

Синхронные и асинхронные электродвигатели

Собственный емкостной ток синхронных и асинхронных двигателей определяется по формуле 6.3 [Л3, с.215] и выражеться в амперах:

где:

• fном. – номинальная частота сети, Гц;
• Сд – емкость фазы статора, Ф;
• Uном. – номинальное напряжение электродвигателя, В.

Емкость фазы статора Сд принимается по данным завода-изготовителя. Если же данные значения отсутствуют, можно воспользоваться следующими приближенными формулами [Л3, с.215]:

• для неявнополюсных СД и АД с короткозамкнутым ротором:

где:

• Sном. – номинальная полная мощность электродвигателя, МВА;
• Uном. – номинальное напряжение электродвигателя, кВ.
• для остальных электродвигателей:

где:

• Uном. – номинальное напряжение электродвигателя, В;
• nном. – номинальная частота вращения ротора, об/мин.

4. Компенсационные меры защиты

Из-за распределённой по воздушным и кабельным линиям электропередач ёмкости, при ОЗЗ в месте повреждения протекает ёмкостный ток. В наиболее тяжелых случаях, возможно возникновение электрической дуги, горение которой может приводить к переходу ОЗЗ в двух- или трёхфазное замыкание и отключению линии релейной защитой. Вследствие этого потребитель электроэнергии может временно лишиться электроснабжения.

В соответствии с положениями ПУЭ в нормальных условиях работы сети должны предприниматься специальные меры защиты от возможного пробоя на землю. Для предотвращения возникновения дуги и уменьшения емкостных токов применяют компенсацию емкостных токов. Значения емкостных токов, при превышении которых требуется компенсация согласно ПУЭ и ПТЭ, приведены табл. 1.

Таблица 1 – Значения токов требующие компенсации

При более низких уровнях токов считается, что дуга не загорается, или гаснет самостоятельно, применение компенсации в этом случае не обязательно.

Расчет тока короткого замыкания в сети 0,4 кВ

В закладки

1. Введение

В соответствии с пунктом 3.1.8. ПУЭ электрические сети должны иметь защиту от токов короткого замыкания, обеспечивающую по возможности наименьшее время отключения при этом указано что защита должна проверяться по отношению наименьшего расчетного тока короткого замыкания (далее — тока КЗ) к номинальному току плавкой вставки предохранителя или расцепителя автоматического выключателя. (Подробнее о выборе защиты от токов короткого замыкания читайте статью: Расчет электрической сети и выбор аппаратов защиты)

В сетях 0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью наименьшим током КЗ является ток однофазного короткого замыкания методика расчета которого и приведена в данной статье.

1. Основные понятия и принцип расчета

Сама формула расчета тока короткого замыкания проста, она выходит из закона ома для полной цепи и имеет следующий вид:

Iкз=Uф/Zф-о

где:

• Uф — фазное напряжение сети (230 Вольт);
• Zф-о — полное сопротивление петли (цепи) фаза-нуль в Омах.

Что такое петля фаза-нуль (фаза-ноль)? Это электрическая цепь состоящая из фазного и нулевого проводников, а так же обмотки трансформатора к которым они подключены.

В свою очередь сопротивление данной электрической цепи и называется сопротивлением петли фаза нуль.

Как известно есть три типа сопротивлений: активное (R), реактивное (X) и полное (Z). Для расчета тока короткого замыкания необходимо использовать полное сопротивление определить которое можно из треугольника сопротивлений:

Примечание: Сумма полных сопротивлений нулевого и фазного проводников называется полным сопротивлением питающей линии.

Рассчитать точное сопротивление петли фаза-нуль довольно сложно, т.к. на ее сопротивление влияет множество различных факторов, начиная с переходных сопротивлений контактных соединений и сопротивлений внутренних элементов аппаратов защиты, заканчивая температурой окружающей среды. Поэтому для практических расчетов используются упрощенные методики расчета токов КЗ одна из которых и приведена ниже.

Справочно: Расчетным путем ток короткого замыкания определяется, как правило, только для новых и реконструируемых электроустановок на этапе проектирования электрической сети и выбора аппаратов ее защиты. В действующих электроустановках наиболее целесообразно определять ток короткого замыкания путем проведения соответствующих измерений (путем непосредственного измерения тока КЗ, либо путем косвенного измерения, т.е. измерения сопротивления петли-фаза-нуль и последующего расчета тока КЗ).

1. Методика расчета тока кз

1) Определяем полное сопротивление питающей линии до точки короткого замыкания:

Zл = √(R2л+X2л), Ом

где:

• Rл — Активное сопротивление линии, Ом;
• Xл — Реактивное сопротивление линии, Ом;

Примечание: Расчет производится для каждого участка линии с различным сечением и/или материалом проводника, с последующим суммированием сопротивлений всех участков (Zпл=Zл1+Zл2+…+Zлn).

Активное сопротивление линии определяется по формуле:

Rл =Lфо*p/S, Ом

где:

• Lфо — Сумма длин фазного и нулевого проводника линии, м;
• p — Удельное сопротивление проводника (для алюминия — 0,028, для меди – 0,0175), Ом* мм2/м;
• S — Сечение проводника, мм2.

Примечание: формула приведена с учетом, что сечения и материал фазного и нулевого проводников линии одинаковы, в противном случае расчет необходимо выполнять по данной формуле для каждого из проводников индивидуально с последующим суммированием их сопротивлений.

Реактивное сопротивление линии определяется по формуле:

Хл =Lфо*0,6/1000, Ом

2) Определяем сопротивление питающего трансформатора

Сопротивление трансформатора зависит от множества факторов, таких как мощность, конструкция трансформатора и главным образом схема соединения его обмоток. Для упрощенного расчета сопротивление трансформатора при однофазном кз (Zтр(1)) можно принять из следующей таблицы:

3) Рассчитываем ток короткого замыкания

Ток однофазного короткого замыкания определяем по следующей формуле:

Iкз=Uф/(Zтр(1)+Zпл), Ампер

где:

• Uф — Фазное напряжение сети в Вольтах (для сетей 0,4кВ принимается равным 230 Вольт);
• Zтр(1) — Сопротивление питающего трансформатора при однофазном кз в Омах (из таблицы выше);
• Zпл — Полное сопротивление питающей линии (цепи фаза-ноль) от питающего трансформатора до точки короткого замыкания в Омах.

1. Пример расчета тока кз

Для примера возьмем следующую упрощенную однолинейную схему:

1. Определяем полное сопротивление питающей линии до точки короткого замыкания

Как видно из схемы всего имеется три участка сети, расчет сопротивления необходимо производить для каждого в отдельности, после чего сложить рассчитанные сопротивления всех участков.

• Участок 1

Rл1 =Lфо*p/S=150*0,028/35=0,12 Ом

Хл1 =Lфо*0,6/1000=150*0,6/1000=0,09 Ом

Zл1 = √(R2л+X2л)=√(0,122+0,092)=0,15 Ом

• Участок 2

Rл2 =Lфо*p/S=20*0,028/16=0,035 Ом

Хл2 =Lфо*0,6/1000=20*0,6/1000=0,012 Ом

Zл2 = √(R2л+X2л)=√(0,0352+0,0122)=0,037 Ом

• Участок 3

Rл3 =Lфо*p/S=40*0,0175/2,5=0,28 Ом

Хл3 =Lфо*0,6/1000=40*0,6/1000=0,024 Ом

Zл3 = √(R2л+X2л)=√(0,282+0,0242)=0,281 Ом

Таким образом полное сопротивление питающей линии (цепи фаза-ноль) от питающего трансформатора до точки кз составит:

Zпл=Zл1 +Zл2 +Zл3 =0,15+0,037+0,281=0,468 Ом

1. Определяем сопротивление трансформатора

Как видно из схемы источником питания является трансформатор на 160 кВА, со схемой соединения обмоток «звезда — звезда с выведенной нейтралью». Определяем сопротивление трансформатора по таблице выше:

Zтр(1)=0,16 Ом

1. Рассчитываем ток короткого замыкания

Iкз=Uф/(Zтр(1)+Zпл)=230/(0,16+0,468)=366 Ампер

Была ли Вам полезна данная статья? Или может быть у Вас остались вопросы? Пишите в комментариях!

Не нашли на сайте статьи на интересующую Вас тему касающуюся электрики? Напишите нам здесь. Мы обязательно Вам ответим.

↑ Наверх

5

https://elektroshkola.ru/elektrotexnicheskie-raschety/raschet-toka-korotkogo-zamykaniya-v-seti-04-kv/

Дугогасящий реактор

Для ограничения емкостных токов в нейтраль трансформатора вводится специальный дугогасящий реактор (рис. 3).

Рисунок 3 – Дугогасящий реактор

Этот способ является наиболее эффективным средством защиты электрооборудования от замыканий на землю и компенсации емкостного тока. С его помощью удаётся снизить (компенсировать) ток однофазного замыкания на землю, возникающий сразу после аварии.

6. Основные характеристики ДГР

Дугогасящий реактор (ДГР) – это электрический аппарат, предназначенный для компенсации емкостных токов в электрических сетях с изолированной нейтралью, возникающих при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ). Главным нормативным документом регламентирующим работу, установку и надстройку ДГР является Р 34.20.179.

Дугогасящие реакторы должны подключаться к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители. В цепи заземления реакторов должен быть установлен трансформатор тока. Рекомендуемые схемы подключения ДГР представлены на рис. 4.

Рисунок 4 – Схема подключения ДГР: а) подключение ДГР к трансформаторам СН; б) подключение ДГР к нейтрале силового трансформатора

Индуктивность ДГР подбирается из условия равенства емкостной проводимости сети и индуктивной проводимости реактора. Таким образом, происходит компенсация ёмкостного тока. Ёмкостный ток суммируется в месте замыкания равным ему и противоположным по фазе индуктивным, в результате остается только активная часть, обычно очень малая, это утечки через изоляцию кабельных линий и активные потери в ДГР (как правило, не превышают 5 А), которой недостаточно для возникновения электрической дуги и шагового напряжения. Токоведущие цепи остаются неповреждёнными, потребители продолжают снабжаться электроэнергией.

Современные ДГР имеют различные конструктивные особенности и производятся для огромного диапазона мощностей. В таблице 2 приведен ряд параметров дугогасящих реакторов разных производителей.

Таблица 2 – Параметры ДГР

При выборе дугогасящего реактора рекомендуется следующий порядок; определяется максимальный емкостный ток замыкания на Землю; определяется суммарная мощность реакторов из условия полной компенсации емкостного тока (резонансная настройка); определяется число реакторов (если IС > 50 А, рекомендуется применять не менее двух реакторов);

Расчет емкостного тока замыкания на землю воздушной линии

Емкостной ток ВЛ может быть приближенно определен по формуле [3]:

Iс.вл = (2,7 ÷ 3,3) · U · l · 10-3, А,

где: U – напряжение сети, кВ (6, 10 или 35 кВ); l – длина линии, км.

Для линий 6-10 кВ, а также линий 35 кВ без тросов принимается коэффициент 2,7; для линий 35 кВ на деревянных опорах с тросами – 3,3; на металлических опорах с тросами – 3,0.

Емкостный ток двухцепной линии может быть определен по формуле:

Iс.2ц.вл = (1,6 ÷ 1,3) · Iс.вл, А,

где: Iс.вл – емкостный ток одноцепной ВЛ, А

Увеличение емкостного тока сети за счет емкости оборудования подстанций может ориентировочно оцениваться для воздушных и кабельных сетей 6-10 кВ – на 10%, для воздушных сетей 35 кВ – на 12%.

Для кабельных сетей 35 кВ увеличение емкостного тока за счет оборудования подстанций учитывать не следует.

Недостаточная точность аналитического метода определения емкостных токов замыкания на землю и напряжений несимметрии реальных воздушных линий электропередачи определяет применение расчетов только для предварительной оценки параметров проектируемых сетей, а также перед прямыми их измерениями.

Справочные данные по емкостным токам однофазного замыкания на землю кабельных линий

Ниже приведены некоторые данные с каталогов заводов-изготовителей кабельной продукции и различной литературы.

Завод Южкабель, кабели из сшитого полиэтилена [4]

Кабели из сшитого полиэтилена Nexans [5]

Емкостные токи кабельных линий согласно СТП 09110.20.187-09. Методические указания по заземлению нейтрали сетей 6-35 кВ через резистор [3]

Таблица Г.1 – Емкостные токи замыкания на землю кабелей с секторными жилами и поясной изоляцией

Таблица Г.2 – Емкостные токи замыкания на землю кабелей с бумажной пропитанной изоляцией

Таблица Г.3 – Емкостные токи замыкания на землю кабелей с пластмассовой изоляцией

Таблица Г.4 – Емкость кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена

Литература:

1. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/ Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. – 3-е изд., перераб. И доп. –М.: Энергоатомиздат, 1989.
2. РД 34.20.179. Типовая инструкция по компенсации емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях 6-35 кВ.
3. СТП 09110.20.187-09. Методические указания по заземлению нейтрали сетей 6-35 кВ через резистор.
4. ЗАО “Завод “Южкабель”. Силовые кабели среднего и высокого напряжения с изоляцией из сшитого полиэтилена.
5. Кабели силовые с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 6–35 кВ Nexans.
6. Библиотечка электротехника, вып. 11(35). Шуин В.А, Гусенков А.В. Защиты от замыканий на землю в электрических сетях 6-10 кВ. –М.: НТФ «Энергопрогресс».

Алексей Бобков

Автор статьи, инженер-проектировщик систем релейной защиты станций и подстанций

Конструкция ДГР

Конструктивно ДГР близка к масляным трансформаторам: бак, заполненный трансформаторным маслом, в который помещена магнитная система с обмоткой. Сама магнитная система представляет собой регулируемую катушку индуктивности.

В настоящее время эксплуатируются различные виды ДГР, которые могут создаваться под индивидуальные условия эксплуатации, не требующие специальных настроек или изготавливаться с возможностью регулировки. В связи с этим различаются следующие конструкции магнитопровода:

• с распределенным воздушным зазором;
• плунжерного типа;
• с подмагничиванием.

В ДГР имеющих магнитопровод с распределенным воздушным зазором, регулирование может отсутствовать вовсе или осуществляется за счет переключения ответвления для ступенчатого регулирования сопротивления.

В ДГР плунжерного типа имеет магнитную систему с перемещающимися стержнями, которые плавно регулируют воздушный зазор внутри обмотки. Стержни перемещаются с помощью электропривода, что обеспечивает плавное регулирование сопротивления реактора. ДГР с подмагничиванием магнитопровода постоянным током работает по принципу магнитного усилителя. При подмагничивании магнитопровода изменяются его магнитное сопротивление и, соответственно, индуктивное сопротивление реактора.

Для отстройки индуктивности ДГР оснащаются системами управления. По конструкции систем регулирования их можно разделить на:

1. ДГР с ручным переключением числа работающих витков. Этот процесс не только трудоемкий, но и требует снятия напряжения с реактора;
2. ДГР с приводом, работающим автоматически под нагрузкой сети;
3. ДГР не имеющие возможности регулирования индуктивности системой управления не оснащаются.

Современные конструкции дугогасящих реакторов в управлении используют микропроцессорные технологии, облегчающие возможности эксплуатации предоставлением обслуживающему персоналу расширенной информации по статистике замыканий, поиску повреждений и другим полезным функциям.

Пример выбора ДГР

Требуется выбрать мощность и тип дугогасящего реактора в сети Uном=10 кВ. Суммарный емкостной ток замыкания на землю составляет Iс=24,2 А. Поскольку емкостный ток ОЗЗ превышает допустимый 20 А для сети 10 кВ, требуется его компенсация. Мощность ДГР, согласно РД 34.20.179, определяется по формуле

.

Поскольку данные о развитии сети отсутствуют, полученную расчетную мощность ДГР необходимо умножить на 1,25.

На основании полученного результата и исходных данных к установке принимается ДГР со ступенчатым регулированием типа РЗДСОМ-190/10Т1.