Для обеспечения чувствительности к двойным замыканиям на землю, одно из которых находится в обмотке статора генератора, а другое - в сети генераторного напряжения.

Согласно ПУЭ /1, п. 3.2.36/: "Для генераторов мощностью до 30 МВт защиту допускается выполнять двухфазной двухрелейной при наличии защиты от двойных замыканий на землю". Во всех остальных случаях защита выполняется трехфазной трехрелейной.

В качестве токовых реле защиты применяются реле с быстронасыщающимися трансформаторами типа РНТ-562 или РНТ-565 или реле с торможением типа ДЗТ-11/5, специально разработанные для дифференциальной защиты генератора.

Ток срабатывания защиты на реле РНТ-565 определяется по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего КЗ по формуле:

I_СЗ = К_ОТС*I_{НБ.МАКС} = К_ОТС*К_ОДН*К_АПЕР*f_i*I_{К.ВНЕШН.МАКС}

где: К_ОТС = коэффициент отстройки. Для реле РНТ-565 К_ОТС = 1,3; I_{НБ.МАКС} - максимальный ток небаланса; К_ОДН - коэффициент однотипности ТТ. Если ТТ разного типа, то К_ОДН = 1, если ТТ одного типа, то К_ОДН = 0,5; К_АПЕР - коэффициент апериодической составляющей. Для реле РНТ-565 К_АПЕР = 1; f_i = 10% - погрешность ТТ; I_{К.ВНЕШН.МАКС} - максимальный ток внешнего

Максимальная токовая защита с пуском по напряжению       Максимальная токовая защита с пуском по напряжению (рис. 16.7) обычно выполняется по схеме комбинированного пуска с реле минимального напряжения KV1 и фильтра-реле напряжения ОП KV2. Принцип действия этой схемы, имеющей повышенную чувствительность как при двухфазных, так и при трехфазных КЗ, рассмотрен в § 4.7. Для улучшения чувствительности пуска по напряжению цепи напряжения РЗ обычно питаются от ТН, установленного с той стороны трансформатора, при повреждении на которой должна действовать рассматриваемая РЗ. Рис. 16.7. Максимальная токовая зашита двухобмоточного понижающего трансформатора с пуском от напряжения: а - токовые цепи; б - цепи напряжения; в - оперативные цепи Первичный ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению определяется по условию отстройки от номинального тока Iном трансформатора: Ic.з = kотс Iном / kв (16.8) Ток срабатывания реле МТЗ определяется по выражению Ic.р = Ic.з kcx / KI (16.9)

 

ВВЕДЕНИЕ

Самым частым видом повреждения (до 95%) в сетях 6, 10, 35 кВ являются однофазные замыкания на землю (ОЗЗ), сопровождающиеся протеканием через место замыкания емкостного тока и перенапряжениями высокой кратности на элементах сети (двигателях, трансформаторах) в виде высокочастотного переходного процесса. Такие воздействия на сеть приводят в лучшем случае к срабатыванию земляных защит. Отыскание поврежденного присоединения представляется трудоемкой и длительной организационной задачей – поочередное отключение присоединений затягивается на продолжительное время и сопровождается комплексом оперативных переключений для резервирования потребителей. И, как правило, большинство междуфазных замыканий начинается с ОЗЗ. Развитие однофазных замыканий на землю сопровождается разогревом места замыкания, рассеиванию большого количества энергии в месте ОЗЗ и заканчивается отключением потребителя уже защитой МТЗ при переходе ОЗЗ в короткое замыкание. Изменить ситуацию можно применением резонансного заземления нейтрали.

Токи замыкания

При ОЗЗ на землю через место повреждения протекает емкостный ток, обусловленный наличием электрической емкости между фазами сети и землей. Емкость сконцентрирована, в основном, в кабельных линиях, длина которых и определяет общий емкостный ток ОЗЗ (ориентировочно на 1 А емкостного тока приходится 1 км кабеля).

Виды ОЗЗ

Все ОЗЗ делятся на глухие (металлические) и дуговые. Наиболее частым (95% всех ОЗЗ) и наиболее опасным видом ОЗЗ являются дуговые ОЗЗ. Опишем каждый вид ОЗЗ отдельно.

1) с точки зрения уровней перенапряжений на элементах сети наиболее безопасны металлические замыкания на землю (например, падение провода воздушной ЛЭП на землю). В этом случае через место пробоя протекает емкостный ток, не сопровождающийся большими перенапряжениями в виду специфики такого рода ОЗЗ.

2) особенность дуговых ОЗЗ - наличие электрической дуги в месте ОЗЗ, которая является источником высокочастотных колебаний, сопровождающих каждое ОЗЗ.

Способы подавления токов ОЗЗ

Существует два способа подавления токов ОЗЗ.

1) отключение поврежденного присоединения – этот способ ориентирован на ручное либо автоматическое (с использованием средств РЗА) отключение. При этом потребитель в соответствии с категорией переводится на резервное питание или остается без питания. Нет напряжения на поврежденной фазе – нет тока через место пробоя.

2) компенсация емкостного тока в месте замыкания установленным в нейтрали сети реактором, обладающим индуктивными свойствами.

Суть компенсации емкостных токов ОЗЗ

Как было замечено, при замыкании фазы на землю (пробое) через место ОЗЗ протекает емкостный ток. Этот ток при ближайшем рассмотрении обусловлен емкостями двух оставшихся (неповрежденных) фаз, заряженных до линейного напряжения. Токи этих фаз, сдвинутые друг относительно друга на 60 электрических градусов, суммируются в точке повреждения и имеют по величине тройное значение фазного емкостного тока. Отсюда и определяется величина тока ОЗЗ через место повреждения:. Этот емкостный ток можно скомпенсировать индуктивным током дугогасящего реактора (ДГР), установленного в нейтраль сети. При ОЗЗ в сети на нейтрали любого присоединенного к ней трансформатора, обмотки которого соединены в звезду, появляется фазное напряжение, которое, если имеется вывод нейтрали, присоединенный к высоковольтной обмотке реактора L, инициирует индуктивный ток реактора через место пробоя. Этот ток направлен встречно емкостному току ОЗЗ и может его компенсировать при соответствующей настройке реактора (рис. 1)

Необходимость автоматической настройки в резонанс

Для достижения максимальной эффективности ДГР контур, образованный емкостью всей сети и индуктивностью реактора – контур нулевой последовательности сети (КНПС) - должен быть настроен в резонанс на частоте сети 50 Гц. В условиях постоянных переключений в сети (включений/отключений потребителей) емкость сети изменяется, что приводит к необходимости применения плавнорегулируемых ДГР и автоматической системы компенсации емкостных токов ОЗЗ (АСКЕТ). К слову сказать, применяемые в настоящее время ступенчатые реакторы типа ЗРОМ и др. настраиваются вручную, исходя из расчетных данных о емкостных токах сети, и поэтому не обеспечивают резонансной настройки.

Принцип действия АСКЕТ

КНПС настраивается в резонанс устройством автоматической регулировки компенсации типа УАРК.101М, работающим на фазовом принципе. На вход УАРК.101М подаются опорный сигнал (линейное напряжение) и сигнал 3Uo с измерительного трансформатора (например, НТМИ). Для правильной и устойчивой работы АСКЕТ необходимо создать искусственную несимметрию в сети, что делается источником возбуждения нейтрали (ИВН) - либо включением высоковольтной конденсаторной батареи в одну из фаз сети, либо установкой специального несимметричного трансформатора типа ТМПС со встроенным ИВН (с возможностью регулирования коэффициента трансформации с дискретностью 1,25 % фазного напряжения). В последнем случае величина напряжения 3Uo в режиме резонанса и устойчивость работы АСКЕТ остаются постоянными при изменении конфигурации сети (см. формулы ниже). В нейтраль этого же трансформатора устанавливается ДГР (например, типа РДМР). Таким образом, АСКЕТ представляется в виде системы ТМПС+РДМР+УАРК.101М.

О соотношении величин естественной и искусственной несимметрии

. В сети с изолированной нейтралью напряжение на разомкнутом треугольнике НТМИ с учетом коэффициента трансформации соответствует напряжению естественной несимметрии. Величина и угол этого напряжения нестабильны и зависят от различных факторов (погодных,…..и т.д.), поэтому для правильной работы АСКЕТ необходимо создать более стабильный сигнал как по величине, так и по фазе. Для этой цели в КНПС вводится источник возбуждения нейтрали (источник искусственной несимметрии). Если использовать терминологию теории автоматического управления, искусственная несимметрия представляет собой полезный сигнал, используемый для управления КНПС, а естественная – помеха, от которой необходимо отстроиться путем выбора величины искусственной несимметрии. В сетях с наличием кабельных линий с емкостным током 10 и более ампер величина естественной несимметрии, как правило, очень мала [2]. П.5.11.11. ПТЭЭСиС [4] ограничивает величину напряжения несимметрии (естественной + искусственной) в сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, на уровне 0,75% фазного напряжения, а максимальную степень смещения нейтрали на уровне не выше 15% фазного напряжения. На разомкнутом треугольнике НТМИ эти уровни будут соответствовать значениям 3Uo= 0,75В и 15В. Максимальная степень смещения нейтрали возможна в режиме резонанса (рис.2).

Приведем ниже формулы для расчета напряжения 3Uo в режиме резонанса для двух способов создания искусственной несимметрии:

в случае применения конденсатора Co

где Ксм – переключаемый коэффициент смещения фазы В специального трансформатора.

Из формул видно, что в случае применения конденсатора Co величина 3Uo в точке резонанса зависит от емкостного тока сети (Ioz), а в случае применения специального несимметричного трансформатора не зависит.

Минимальное значение 3Uo выбирается, исходя из условия надежной работы устройства УАРК.101М, и составляет 5В.

В вышеприведенных формулах не учитывается величина напряжения естественной несимметрии сети ввиду ее небольших значений. Пример суммарного вектора показан на рис. 3 внизу.

 

Наряду с балансом активных мощностей (формула 8.1) в установившемся режиме энергосистемы в каждый момент временидолжен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой реактивных мощностей:

 

SQг + SQку + SQb = SQнагр + SQсн + SDQ,

(9.3)

 

где	SQг - мощность генераторов;
	SQку - мощность компенсирующих устройств;
	SQb - зарядная мощность линий;
	SQнагр - реактивная мощность нагрузки;
	SQсн - реактивная мощность, потребляемая на собственные нужды электростанций;
	SDQ - потери реактивной мощности в сетях.

 

Генератор по условию устойчивости своей работы должен выдавать в систему не только активную, но и реактивную мощность:

 

.

(9.4)

 

Дополнительными источниками реактивной мощности служат компенсирующие устройства (п. 9.8) и вырабатываемая ими реактивная мощность связана с напряжением. Так, мощность синхронного компенсатора (СК) определяется выражением (9.18). Батареи статических конденсаторов (БСК) изменяют свою мощность при изменении напряжения:

 

.

(9.5)

 

Если в каком-нибудь узле электрической сети установлены БСК большой мощности, а напряжение в этом узле понизилось, то в отличие от СК БСК выдают меньшую мощность (в то время как для устойчивой работы двигателей в этом узле реактивную мощность надо увеличить) и могут способствовать условию возникновения лавины напряжения.

Зарядная мощность линий и потери реактивной мощности в сетях также связаны с напряжением, выражения (формулы 3.9, 3.11, 3.19).

Статические характеристики нагрузки по напряжению, приведенные на рис.9.4, показывают, что реактивная мощность имеет более выраженную зависимость от напряжения, чем активная. Так, на 1% изменения напряжения активная мощность изменяется на 0,6-2%, в то время как реактивная мощность изменяется на 2-5%. Степень снижения напряжения на шинах узла нагрузки зависит от свойств той нагрузки, которая подключена к этим шинам. Влияние свойств нагрузки на напряжение системы определяется регулирующим эффектом. Чем выше регулирующий эффект, тем в большей степени нагрузка участвует в сохранении баланса мощности.

Таким образом, все составляющие баланса реактивной мощности связаны с напряжением. Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой SQ_г>SQ_п, то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности SQ_г<SQ_п напряжение в сети понижается. Соответственно избыток генерируемой реактивной мощности приводит к повышению, а не недостаток - к понижению напряжения.

 

 

 

Изоляторы на воздушных линиях электропередач применяют для изоляции проводов от опор и поддержания проводов. Изоляторы изготавливают из фарфора или закаленного стекла. Эти материалы должны обладать высокой электрической и механической прочностью. По своей конструкции изоляторы делятся на штыревые и подвесные.
Штыревые изоляторы (рис. 5.7) применяют при напряжении до 35 кВ. К опорам они крепятся при помощи стальных крюков или штырей, на концы которых перед навинчиванием изолятора одевают пластмассовые колпачки для более прочною соединения изолятора и штыря.

Рис. 5.7. Линейные штыревые изоляторы: а - ШС-В; б - ШС-10; в - СШ-35; г - ШД-35.

Подвесные изоляторы (рис. 5.8) применяют при напряжении 35 кВ и выше, их собирают в гирлянды. Число изоляторов в гирлянде зависит от напряжения ВЛ, загрязненности атмосферы, материала опор и типа изоляторов. При напряжении ВЛ 35 кВ устанавливают три изолятора в гирлянде, на ЛЭП ПО кВ - 6-8 изоляторов, а на ЛЭП 220 кВ гирлянда состоит из 10-14 изоляторов.
Обозначение изоляторов: ПФ-6Б, ПС-6А, ПФГ-5, ШФ20А. ШФ35В, где П - подвесной; С - стеклянный; Ф - фарфоровый; Ш - штыревой; Г -для загрязненной атмосферы; цифра - значение гарантированной электромеханической нагрузки, на которую рассчитан изолятор; буквы А, Б, В - конструктивное исполнение изолятора.

Рис. 5.8. Подвесные изоляторы для районов с загрязненной атмосферой: а - ПФГ-5; б - ПФГ-6 (НС-2); в - ПФГ-8 (НЗ-6).

Для крепления проводов и тросов к изоляторам, комплектования гирлянд, соединений изоляторов и гирлянд к опорам применяется линейная арматура: зажимы поддерживающие глухие, натяжные клиновые, натяжные болтовые, скобы, серьги, гасители вибрации и т.д.
При эксплуатации ВЛ приходится считаться с гололедом, вибрацией и пляской проводов, грозовыми поражениями, разрывами гирлянд и соединений проводов, загниванием и возгоранием деревянных опор.
Во время туманов и Дождей при температуре воздуха около -5°С провода ЛЭП покрываются изморозью и гололедом. Происходит это из-за оседания и замерзания на проводе переохлажденных частиц воды. Гололеды прочно удерживаются на проводах, создают не только дополнительные вертикальные нагрузки, но и увеличивают поверхность провода, на которую оказывает давление ветер.
Гололед и изморозь чаще всего образуются на ВЛ, расположенных на возвышенных местах, вблизи больших водных поверхностей. Они могут привести к аварийному выходу линии из работы. Чтобы избежать подобных аварий, гололедные образования плавят электрическим током или практикуют механическое удаление.
Вибрация проводов возникает при скорости ветра 4-8 м/с, направленном поперек линии. Вследствие вибрации образуются изломы проволок проводов у зажимов.
Борьба с вибрацией сводится к тому, что к проводу или тросу на определенном расстоянии от поддерживающих и натяжных зажимов подвешивают гасители вибрации. Гаситель состоит из двух чугунных грузов, соеди ценных стальным тросом. Он имеет частоту собственных колебаний во много раз меньше, чем у провода, и удерживает последний от вибрации.
На воздушных линиях, проходящих на открытой местности, при скорости ветра 10-30 м/с и направлении его к оси линии под углом и не в горизонтальной плоскости возникает другое явление, называемое пляска проводов. Пляска проводов объясняется аэродинамическими свойствами провода и чаше всего возникает при наличии на проводе гололедных отложений. Колебания происходят в плоскости, близкой к вертикальной, и приводят к схлестыванию проводов различных фаз, а иногда и к разрывам креплений гирлянд и даже поломке траверс.
Для защиты от грозовых поражений применяют грозозащитные тросы, стержневые молниеотводы и разрядники.
Возгорание деревянных опор может происходить из-за загрязнения изоляторов, ослабления болтового крепления траверсы со стойкой и из-за слабых контактов между болтами и древесиной траверсы.
5.2. Общие сведении о кабельных линиях.
Кабельные линии переменного тока обходятся значительно дороже воздушных линий того же напряжения. Они более трудоемки в сооружении, требуют большего срока для ремонта и более квалифицированного монтажного персонала.
При передаче одной и той же мощности по кабельным линиям затраты цветных металлов выше, чем по воздушным. Поэтому кабельные линии прокладывают лишь там, где невозможно или нецелесообразно электроснабжение промплощадки горного предприятия по воздушным линиям.
К преимуществам кабельных линий можно отнести:
• неподверженность атмосферным воздействиям, например ветру, гололеду, грозовым поражениям и т.д.;
• недоступность и скрытость трассы для посторонних лиц. Главными элементами любой кабельной линии являются:
• кабель, служащий для передачи электрической энергии;
• соединительные муфты, при помощи которых отдельные дли ы кабелей соединяются в одну линию;
• концевые муфты (заделки).
За начало и конец кабельной линии принимают кабельные наконечники концевых муфт (заделок).
Основными составными частями силового кабеля любого напряжения являются:
• токопроводящие жилы;
• изоляция или изолирующие оболочки, отделяющие токопроводящие жилы друг от друга и от земли;
• защитная оболочка, предохраняющая изоляцию от вредного действия влаги, кислот и механических повреждений.
Токопроводящие жилы изготовляют из медных или алюминиевых проаолок. Они бывают как одно про полочными (сечением жил до 16 мм₂), так и многопроволочными.
По числу силовых жил, кабели бывают одно-, двух-, трех- и четы-рехжильными. Одножильные кабели применяют в трехфазных сетях переменного тока при напряжении ПО кВ и выше; двухжильные - только в сетях постоянного тока; грехжильные - в трехфазных сетях переменного тока напряжением до 35 кВ включительно; четырехжильные - в тех же сетях напряжением до 1000 В. Четвертая жила, называемая нулевой, имеет сечение меньше, чем у основных жил.
По форме сечения токопроводящие жилы бывают круглыми, секторными и сегментными.
Применение жил секторной и сегментной формы уменьшает диаметр кабеля, а стало быть и затраты на изоляцию и защитные оболочки.
Изоляцию жил кабелей выполняют из кабельной бумаги толщиной 0,08-0,17 мм. Слои этой бумаги накладывают в виде лент на токопроводящие жилы кабеля. Толщина изоляции зависит от рабочего напряжения кабеля. Изоляцию кабелей напряжением до 35 кВ пропитывают минеральным маслом и канифолью, а маслонаполненные кабели напряжением 110-220 кВ заполняются минеральным маслом с большой вязкостью и высокой электрической прочностью.
Защитные оболочки накладывают поверх изоляции. Защитные оболочки бывают свинцовыми, алюминиевыми и подихлорвиниловымн.
Свинцовые оболочки влагонепроницаемы, обладают гибкостью и просты а изготовлении, но тяжелы и недостаточно устойчивы к вибрации.
Алюминиевые оболочки легче свинцовых, но обладают малой коррозийной устойчивостью, недостаточно гибкие и их трудно накладывать на изоляцию кабелей.
Оболочки всех видов - свинцовые, алюминиевые и полихлорвиниловые защищают кабель от механических повреждений. Для этого на защитную оболочку накладывают слой кабельной сульфатной бумаги или пропитанной пряжи, а затем броню т двух стальных лент или стальных оцинкованных проволок. Проволочная броня не только предохраняет защитную оболочку от механических повреждений, но и воспринимает всевозможные растягивающие усилия, действующие на кабельные линии.
Чтобы защитить алюминиевые оболочки от коррозии, поверх сульфатной бумаги накладывают еще две полихлорвиниловые ленты, образующие как бы сплошной чехол.
В защите от коррозии нуждается и броня. Ее покрывают двумя слоями кабельной пряжи, пропитанной битумом. На поверхности шахт (кроме взрывоопасных помещений) должны применяться кабели с алюминиевыми жилами.
Конструкция бронированного кабеля показана на рис. 5.9.

 

 

⇐ Предыдущая1234567Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: