Calcolo della corrente di guasto fase-terra capacitiva. In un guasto fase-terra, chiamato guasto semplice, la corrente è determinata solo dalla capacità della rete. Le resistenze capacitive degli elementi di rete superano significativamente le loro resistenze induttive e attive, il che consente di trascurare quest'ultime nel determinare la corrente. Si consideri la rete trifase più semplice in cui si è verificata una semplice chiusura di fase MA.

Correnti di fase A e DA sono definiti come segue:

Moduli di correnti tenendo conto delle ipotesi

sono calcolati come La corrente nella terra è determinata dalla somma geometrica delle correnti: Nei calcoli pratici, secondo la formula è possibile una stima approssimativa dell'entità della corrente di guasto a terra dove sr.nom u– tensione di fase nominale media del gradino; N- coefficiente; l- la lunghezza totale delle linee aeree o in cavo collegate elettricamente al punto di guasto a terra, km. Tale valutazione significa che l'entità della corrente di guasto non dipende dalla sua posizione ed è determinata dalla lunghezza totale delle linee di rete.

Compensazione della corrente di guasto concatenata capacitiva.

Nelle reti da 3–20 kV e una piccola lunghezza di linee aeree e cavi, la corrente di guasto fase-terra è di diversi ampere. L'arco in questo caso è instabile e si spegne da solo. Pertanto, tali reti possono normalmente funzionare in una modalità a circuito semplice. Un aumento della tensione e della lunghezza della rete porta ad un aumento della corrente di guasto a terra: un arco a tali correnti può bruciare a lungo, spesso passa alle fasi adiacenti, trasformando un circuito monofase in un circuito a due o trifase uno. La rapida eliminazione dell'arco si ottiene compensando la corrente di guasto a terra mediante la messa a terra del neutro tramite l'estintore dell'arco

La rete è composta da un trasformatore e da una linea collegata a bus a tensione costante. Le componenti simmetriche nel punto di guasto a terra sono determinate partendo dal presupposto che la capacità totale del circuito di sequenza zero superi significativamente la sua resistenza delle sequenze positive e negative, il che ci consente di accettare .

61.1. Nello schema complesso ( b) si introducono simbolicamente le resistenze induttive della linea e tr-ra di tutte le successioni, anche se si presume siano nulle. Per limitare la corrente di un semplice guasto a terra, è necessario mettere a terra il neutro del trasformatore tramite un'induttanza il cui valore è scelto in modo che la risonanza delle correnti avvenga nel circuito di sequenza zero. In questo caso, che porta alla completa scomparsa della corrente di guasto a terra. Trascurando le resistenze induttive del trasformatore e della linea, troviamo che la risonanza avviene a. I reattori di spegnimento dell'arco hanno una regolazione graduale dell'induttanza. Con il loro aiuto, la corrente di guasto monofase viene ridotta di dieci volte, il che è abbastanza per estinguere l'arco in caso di guasto.

Nel normale funzionamento della rete si ha sempre un leggero spostamento del neutro, ad es. il potenziale neutro è sempre diverso da zero. Ciò è dovuto all'asimmetria delle fasi delle linee elettriche, che non possono essere eliminate nelle reti di distribuzione. Ma quando il reattore di spegnimento dell'arco viene acceso in posizione neutra, il suo potenziale può aumentare in modo significativo.

Secondo il PUE, il grado di asimmetria delle capacità nelle fasi rispetto al suolo non dovrebbe superare lo 0,75%. Un leggero detuning del circuito risonante, che non porta ad un deterioramento delle condizioni di spegnimento dell'arco, è particolarmente efficace nelle reti che non hanno trasposizione. I PUE non limitano la durata della rete con una chiusura fase-terra.

Nota esplicativa.

Compensazione delle correnti di guasto a terra capacitive in reti 6-35 kV.

Introduzione. Il tipo più comune di danno (fino al 95%) nelle reti da 6, 10, 35 kV sono i guasti a terra monofase (OSZ), accompagnati dal flusso di corrente capacitiva attraverso il guasto e dalle sovratensioni high-fold sugli elementi di rete (motori , trasformatori) sotto forma di transitorio ad alta frequenza . Tali impatti sulla rete portano, nella migliore delle ipotesi, al funzionamento delle protezioni di terra. Trovare una connessione danneggiata sembra essere un compito organizzativo laborioso e lungo: la successiva disconnessione delle connessioni è ritardata a lungo ed è accompagnata da un complesso di passaggio operativo ai consumatori di riserva. E, di norma, la maggior parte dei cortocircuiti fase-fase iniziano con un OZZ. Lo sviluppo di guasti a terra monofase è accompagnato dal riscaldamento del sito del guasto, dalla dissipazione di una grande quantità di energia al posto della SPE e termina con lo spegnimento del consumatore già dalla protezione della protezione da sovracorrente quando la SPE passa a corto circuito. È possibile modificare la situazione utilizzando la messa a terra neutra risonante.

Correnti di chiusura. Nel caso di una SPE, una corrente capacitiva scorre a terra attraverso il sito danneggiato, per la presenza di capacità elettrica tra le fasi di rete e terra. La capacità è concentrata principalmente in linee di cavi, la cui lunghezza determina la corrente capacitiva totale della SPE (circa 1 A di corrente capacitiva per 1 km di cavo).

Tipi di OZZ. Tutti gli OZZ sono divisi in sordi (metallo) e ad arco. Il tipo più frequente (95% di tutte le EPZ) e il tipo più pericoloso di EPZ sono le EPZ ad arco. Descriviamo ogni tipo di OZZ separatamente.

1) dal punto di vista dei livelli di sovratensione sugli elementi di rete, i guasti a terra metallici sono i più sicuri (ad esempio, un filo di una linea elettrica aerea cade a terra). In questo caso, una corrente capacitiva scorre attraverso il sito di guasto, che non è accompagnata da grandi sovratensioni viste le specificità di questo tipo di corrente di guasto.

2) una caratteristica delle SPE ad arco è la presenza di un arco elettrico nel sito dei SES, che è una fonte di oscillazioni ad alta frequenza che accompagna ogni SES.

Modi per sopprimere le correnti della SPZ. Esistono due modi per sopprimere le correnti SPZ.

1) disconnessione di una connessione danneggiata: questo metodo si concentra sulla disconnessione manuale o automatica (tramite RPA). In tal caso, il consumatore, secondo la categoria, si trasferisce a alimentazione di riserva o lasciato senza alimentazione. Nessuna tensione sulla fase danneggiata - nessuna corrente attraverso il sito di guasto.

2) compensazione della corrente capacitiva al posto del circuito da parte di un reattore installato nel neutro della rete, che ha proprietà induttive.

L'essenza della compensazione delle correnti capacitive dell'OZZ. Come notato, quando la fase viene cortocircuitata a massa (guasto), una corrente capacitiva scorre attraverso il posto dell'SPZ. Questa corrente, a ben vedere, è dovuta alle capacità delle due fasi (intatte) rimaste caricate fino a tensione di linea. Le correnti di queste fasi, spostate l'una rispetto all'altra di 60 gradi elettrici, sono sommate al punto di guasto e hanno un valore triplo della corrente capacitiva di fase. Da qui si determina il valore della corrente della SPZ attraverso il luogo del danno: . Questa corrente capacitiva può essere compensata dalla corrente induttiva del reattore di spegnimento dell'arco (ACR) installato nel neutro della rete. In caso di guasto nella rete sul neutro di qualsiasi trasformatore ad esso collegato, i cui avvolgimenti sono collegati a stella, appare una tensione di fase che, se è presente un terminale neutro collegato all'avvolgimento di alta tensione di il reattore L, avvia la corrente induttiva del reattore attraverso il sito di guasto. Questa corrente è diretta opposta alla corrente capacitiva dell'SPG e può compensarla con un'adeguata impostazione del reattore (Fig. 1)

Riso. 1 Percorsi per il passaggio di correnti SPZ attraverso elementi di rete

La necessità di accordatura automatica in risonanza. Per ottenere la massima efficienza della GDR, il circuito formato dalla capacità dell'intera rete e dall'induttanza del reattore - il circuito a sequenza zero della rete (CNPS) - deve essere sintonizzato in risonanza ad una frequenza di rete di 50 Hz. In condizioni di commutazione costante nella rete (accensione/spegnimento dei consumatori), la capacità della rete cambia, il che porta alla necessità di utilizzare DGR e sistema automatico compensazione delle correnti capacitive OZZ (ASKET). A proposito, i reattori a gradini attualmente utilizzati del tipo ZROM e altri sono sintonizzati manualmente, sulla base dei dati calcolati sulle correnti capacitive della rete, e quindi non forniscono una sintonizzazione risonante.

Il principio di funzionamento di ASKET. KNPS è sintonizzato sulla risonanza da un dispositivo di regolazione automatica della compensazione del tipo UARK.101M, operante secondo il principio di fase. Un segnale di riferimento (tensione lineare) e un segnale 3Uo da un trasformatore di misura (ad esempio NTMI) vengono inviati all'ingresso di UARK.101M. Per il corretto e stabile funzionamento di ASKET, è necessario creare un'asimmetria artificiale nella rete, che viene eseguita da una sorgente di eccitazione neutra (NVN) - collegando un banco di condensatori ad alta tensione a una delle fasi della rete , oppure installando un apposito trasformatore asimmetrico del tipo TMPS con VN incorporato (con la possibilità di controllare il rapporto di trasformazione con risoluzione dell'1,25% della tensione di fase). In quest'ultimo caso, il valore di tensione 3Uo in modalità di risonanza e la stabilità del funzionamento ASKET rimangono costanti al variare della configurazione di rete (vedi formule seguenti). Un DGR è installato nel neutro dello stesso trasformatore (ad esempio del tipo RDMR). Pertanto, ASKET è rappresentato come un sistema TMPS+RDMR+UARK.101M.

Sul rapporto tra asimmetrie naturali e artificiali. In una rete con neutro isolato, la tensione sul triangolo aperto NTMI, tenendo conto del rapporto di trasformazione, corrisponde a tensione di asimmetria naturale. L'ampiezza e l'angolo di questa tensione sono instabili e dipendono da vari fattori (meteo,…..ecc.), pertanto, per il corretto funzionamento dell'ASKET, è necessario creare un segnale più stabile sia in grandezza che in fase. A tale scopo viene introdotta nel KNPS una sorgente di eccitazione neutra ( fonte di asimmetria artificiale). Se usiamo la terminologia della teoria controllo automatico, l'asimmetria artificiale è un segnale utile utilizzato per controllare il KNPS, e quello naturale è un'interferenza dalla quale è necessario sintonizzarsi scegliendo il valore dell'asimmetria artificiale. Nelle reti con presenza di cavi con una corrente capacitiva di 10 ampere o più, la quantità di asimmetria naturale, di regola, è molto piccola. Clausola 5.11.11. PTEESiS limita la tensione di squilibrio (naturale + artificiale) nelle reti funzionanti con compensazione di corrente capacitiva a livello dello 0,75% della tensione di fase e il grado massimo di spostamento del neutro a un livello non superiore al 15% della tensione di fase. Su un triangolo aperto NTMI, questi livelli corrisponderanno ai valori 3Uo = 0,75V e 15V. Il massimo grado di spostamento del neutro è possibile in modalità risonanza (Fig. 2).

Di seguito sono riportate le formule per calcolare la tensione 3Uo in modalità di risonanza per due modi per creare un'asimmetria artificiale:

1) in caso di utilizzo del condensatore Co

,

dove è la frequenza angolare della rete, 314.16 s-1,

http://pandia.ru/text/79/550/images/image006_44.gif" width="24" height="23 src=">- fase EMF, V,

http://pandia.ru/text/79/550/images/image008_37.gif" width="29" height="27">- rapporto di trasformazione secondo 3Uo del trasformatore di misura, nella rete 6 kV - 60/ , nella rete 10 kV - 100/http://pandia.ru/text/79/550/images/image010_32.gif" width="97" height="51">,

dove Kcm è il fattore di polarizzazione di fase B commutabile del trasformatore speciale.

Si può vedere dalle formule che nel caso di utilizzo di un condensatore Co, il valore di 3Uo al punto di risonanza dipende dalla corrente capacitiva della rete (), e nel caso di utilizzo di uno speciale trasformatore asimmetrico, non dipendere.

Il valore minimo 3Uo viene selezionato in base alle condizioni di funzionamento affidabile del dispositivo UARK.101M ed è 5V.

Le formule di cui sopra non tengono conto dell'entità della tensione dell'asimmetria naturale della rete a causa dei suoi piccoli valori..jpg" width="312" height="431">

Riso. 3 Vettori di tensione in una rete con messa a terra risonante

Conclusioni:

Precisa compensazione automatica della corrente capacitiva L'SPZ è un mezzo di spegnimento dell'arco senza contatto e, rispetto alle reti funzionanti con neutro isolato, con messa a terra resistiva, con neutro parzialmente compensato e anche con neutro combinato a terra, presenta i seguenti vantaggi :

riduce la corrente per guasto ai valori minimi (nel limite alle componenti attive e alle armoniche superiori), fornisce un'affidabile spegnimento dell'arco (impedisce l'esposizione prolungata ad un arco di terra) e sicurezza nella diffusione delle correnti nel terreno;

facilita i requisiti per i dispositivi di messa a terra;

limita le sovratensioni derivanti dalle correnti di guasto dell'arco a valori di 2,5-2,6 Uf (con un grado di detuning di compensazione di 0-5%), sicuro per l'isolamento di apparecchiature e linee in funzione;

riduce significativamente la velocità di ripristino delle tensioni sulla fase danneggiata, contribuisce al ripristino delle proprietà dielettriche del sito di guasto nella rete dopo ogni estinzione dell'arco di terra intermittente;

previene i picchi di potenza reattiva sulle fonti di alimentazione durante i guasti dell'arco, preservando la qualità dell'elettricità per i consumatori;

impedisce lo sviluppo di processi ferrorisonanti nella rete (in particolare spostamenti spontanei del neutro), se sono rispettate le restrizioni sull'uso dei fusibili sulle linee elettriche;

elimina le restrizioni sulla stabilità statica durante la trasmissione di potenza attraverso linee elettriche.

Quando si compensano le correnti capacitive, le reti aeree e via cavo possono funzionare a lungo con una fase in cortocircuito verso terra.

Letteratura:

1. Likhachev a terra in reti con neutro isolato e con compensazione delle correnti capacitive. M.: Energia, 1971. - 152 pag.

2. Obabkov di sistemi di controllo adattativi per oggetti risonanti. Kiev: Naukova Dumka, 1993. - 254 pag.

3. Fishman V. Metodi di messa a terra neutri in reti 6-35 kV. Il punto di vista del progettista. Notizie di ingegneria elettrica, №2, 2008

4. Regole operazione tecnica centrali e reti Federazione Russa. RD 34.20.501 edizione. Mosca, 1996.

Ingegnere capo

Riso. 2 Esempi di caratteristiche risonanti di KNPS

Riso. 4 Risposta di una rete con messa a terra risonante a un guasto dell'arco

Le reti elettriche possono funzionare con messa a terra o trasformatori e generatori neutri isolati. Le reti da 6, 10 e 35 kV funzionano con trasformatori di neutro isolati. Le reti 660, 380 e 220 V possono funzionare sia con neutro isolato che con messa a terra. Le più comuni sono le reti a quattro fili 380/220, che, in base ai requisiti, devono avere neutro con messa a terra.

Ritenere reti con neutro isolato. La figura 1a mostra un diagramma di tale rete corrente trifase. L'avvolgimento è mostrato connesso a stella, tuttavia tutto quanto detto di seguito vale anche per il caso di collegamento dell'avvolgimento secondario a triangolo.

Riso. 1. Schema di una rete in corrente trifase con neutro isolato (a). Dispersione verso terra in una rete con neutro isolato (b).

Non importa quanto sia buono l'isolamento da terra delle parti della rete che trasportano corrente, tuttavia, i conduttori della rete hanno sempre una connessione con la terra. Questa connessione è di due tipi.

1. L'isolamento delle parti in tensione ha una certa resistenza (o conducibilità) verso terra, solitamente espressa in megaohm. Ciò significa che una corrente di una certa intensità passa attraverso l'isolamento dei conduttori e la terra. Con un buon isolamento, questa corrente è molto piccola.

Supponiamo, ad esempio, che tra il conduttore di una fase della rete e la terra, la tensione sia 220 V e la resistenza di isolamento di questo filo misurata da un megger sia 0,5 MΩ. Ciò significa che la corrente verso terra 220 di questa fase è 220 / (0,5 x 1000000) = 0,00044 A o 0,44 mA. Questa corrente è chiamata corrente di dispersione.

Convenzionalmente, per chiarezza, sul diagramma delle resistenze di isolamento delle tre fasi r1, r2, r3 sono indicate come resistenze, ciascuna collegata ad un punto del filo. Infatti, le correnti di dispersione in una rete funzionante sono distribuite uniformemente lungo l'intera lunghezza dei fili, in ogni sezione della rete si chiudono attraverso la terra e la loro somma (geometrica, cioè tenendo conto dello sfasamento) è zero.

2. Il collegamento del secondo tipo è formato dalla capacità dei conduttori della rete rispetto alla terra. Cosa significa?

Ogni conduttore della rete e della terra può essere pensato come due. Nelle linee aeree, il conduttore e la terra sono, per così dire, le piastre di un condensatore e l'aria tra di loro è un dielettrico. Nelle linee di cavi, le piastre del condensatore sono l'anima del cavo e la guaina metallica collegata a terra e l'isolamento è il dielettrico.

In Tensione AC un cambiamento nelle cariche dei condensatori provoca il verificarsi e il passaggio di correnti alternate attraverso i condensatori. Queste cosiddette correnti capacitive in una rete di lavoro sono distribuite uniformemente lungo la lunghezza dei fili e in ogni singola sezione sono anche chiuse attraverso il terreno. Sulla fig. 1, e sono mostrate convenzionalmente collegate ciascuna ad un punto della rete le resistenze delle capacità delle tre fasi a terra x1, x2, x3. Più lunga è la rete, maggiori sono le correnti di dispersione e le correnti capacitive.

Vediamo cosa succede nella rete mostrata in Figura 1, se in una delle fasi (ad esempio A) accade guasto a terra, cioè il filo di questa fase sarà collegato a terra attraverso una resistenza relativamente piccola. Un caso del genere è mostrato nella Figura 1b. Poiché la resistenza tra il filo di fase A e la terra è piccola, le resistenze di dispersione e capacità di terra di questa fase vengono deviate dalla resistenza di guasto a terra. Ora, sotto l'influenza della tensione di linea della rete UB, le correnti di dispersione e le correnti capacitive di due fasi riparabili passeranno attraverso il guasto e la terra. I percorsi correnti sono indicati dalle frecce nella figura.

Il cortocircuito mostrato in Figura 1,b è chiamato guasto a terra monofase e la corrente di emergenza che si verifica in questo caso è corrente di guasto monofase.

Immagina ora che un cortocircuito monofase dovuto al danno dell'isolamento non si sia verificato direttamente a terra, ma al corpo di un ricevitore elettrico: un motore elettrico, un apparato elettrico o una struttura metallica lungo la quale cavi elettrici(Fig. 2). Si chiama tale chiusura chiusura del corpo. Se allo stesso tempo l'alloggiamento del ricevitore di potenza o la struttura non sono collegati a terra, acquisiscono il potenziale della fase di rete o si avvicinano ad essa.

Riso. 2.

Toccare il corpo equivale a toccare la fase. Un circuito chiuso è formato attraverso il corpo umano, le sue scarpe, pavimento, terra, resistenze di dispersione e capacità delle fasi utili (per semplicità, le capacità non sono mostrate in Fig. 2).

La corrente in questo circuito dipende dalla sua resistenza e può causare gravi lesioni o essere fatale per una persona.

Riso. 3. Una persona che tocca un conduttore in una rete con neutro isolato in presenza di una dispersione verso terra nella rete

Da quanto detto ne consegue che affinché la corrente attraversi la terra è necessario un circuito chiuso (a volte immaginano che la corrente "va a terra" - questo non è vero). Nelle reti con tensione neutra isolata fino a 1000 V, le correnti di dispersione e le correnti capacitive sono generalmente piccole. Dipendono dallo stato di isolamento e dalla lunghezza della rete. Anche in una rete ramificata, sono entro pochi ampere e inferiori. Pertanto, queste correnti generalmente non sono sufficienti per fondere i fusibili o scattare.

A tensioni superiori a 1000 V, le correnti capacitive sono di primaria importanza, possono raggiungere diverse decine di ampere (se non è prevista la loro compensazione). Tuttavia, in queste reti, la disconnessione delle sezioni danneggiate durante i cortocircuiti monofase non viene solitamente utilizzata per non creare interruzioni nell'alimentazione.

In questo modo, in una rete con neutro isolato in presenza di un cortocircuito monofase (segnalato da dispositivi di monitoraggio dell'isolamento), i ricevitori di potenza continuano a funzionare. Ciò è possibile, poiché durante i cortocircuiti monofase, la tensione lineare (fase-fase) non cambia e tutti i ricevitori elettrici ricevono energia ininterrottamente. Ma con un eventuale cortocircuito monofase in una rete con neutro isolato, le tensioni delle fasi non danneggiate rispetto a terra aumentano a quelle lineari, e ciò contribuisce al verificarsi di un secondo guasto a terra in un'altra fase. Il conseguente doppio guasto a terra crea un serio pericolo per le persone. Pertanto, qualsiasi una rete con un cortocircuito monofase al suo interno è da considerarsi in stato di emergenza, poiché le condizioni di sicurezza complessive in questo stato della rete peggiorano notevolmente.

Pertanto, la presenza di "terra" aumenta il pericolo quando si toccano parti in tensione. Questo si può vedere, ad esempio, dalla figura 3, che mostra il passaggio della corrente di lesione quando si tocca accidentalmente il filo che porta corrente della fase A e la "terra" non rimossa nella fase C. In questo caso, la persona è esposta a la tensione di linea della rete. Pertanto, i cortocircuiti monofase verso terra o verso il telaio devono essere eliminati il ​​prima possibile.

Le reti elettriche con una tensione di 6 - 10 kV funzionano, a seconda dell'intensità della corrente di guasto a terra, con un neutro isolato o collegato a terra tramite bobine di spegnimento dell'arco.

In correnti di guasto a terra nelle reti da 6 kV superiori a 30 A e nelle reti da 10 kV superiori a 20 A, secondo il PUE, il neutro deve essere collegato a terra tramite bobine di soppressione dell'arco per compensare queste correnti. Il vantaggio di un tale sistema di funzionamento è che in caso di guasto a terra monofase, i ricevitori di potenza continuano a funzionare normalmente e, quindi, l'alimentazione alle utenze non viene disturbata.

Le reti via cavo della città, che hanno una lunghezza significativa, hanno grande capacità, poiché il cavo stesso è una specie di condensatore. Pertanto, quando si verifica un cortocircuito monofase in una tale rete, la corrente di guasto a terra nel sito del guasto può raggiungere decine o addirittura centinaia di ampere.

A tali correnti, l'isolamento del cavo nel punto danneggiato viene rapidamente distrutto e un guasto a terra monofase si trasforma in un cortocircuito bifase e trifase, che provoca la disattivazione della sezione di rete da parte dell'interruttore, ovvero un interruzione dell'alimentazione ai consumatori. Un guasto a terra stabile in una rete con neutro isolato non si verifica immediatamente, ma prima sotto forma di arco "intermittente". Nel momento in cui la corrente passa per lo zero, l'arco si ferma e poi riappare. Questo fenomeno è accompagnato da un pericoloso aumento della tensione verso terra sulle fasi non difettose e può causare il mancato isolamento in altre parti della rete.

Affinché l'arco che si forma nel sito di guasto si spenga, è necessario compensare la corrente di guasto a terra capacitiva, per la quale una bobina di spegnimento dell'arco a terra induttiva è collegata al punto zero della rete.

La bobina è un avvolgimento con circuito magnetico in ferro, posto in un involucro riempito d'olio. L'avvolgimento principale della bobina di spegnimento dell'arco ha prese per cinque correnti in modo che la corrente induttiva possa essere regolata. Oltre all'avvolgimento principale, la bobina ha un avvolgimento di segnale di tensione, a cui è collegato un voltmetro di registrazione, dalle cui letture è possibile determinare la tensione di sequenza zero durante il funzionamento della bobina. Uno dei terminali dell'avvolgimento principale della bobina di spegnimento dell'arco è collegato al punto zero dell'avvolgimento tensione più alta un trasformatore con uno schema di connessione dell'avvolgimento a stella zero-triangolo o che utilizza uno speciale trasformatore di messa a terra e l'altra uscita dell'avvolgimento principale è collegata a terra.

Di solito trasformatori di messa a terra sono utilizzati non solo per collegare la bobina di spegnimento dell'arco, ma anche per alimentare il carico delle proprie esigenze della cabina; in questo caso al centro di alimentazione è installato un trasformatore di terra. L'installazione di un dispositivo di compensazione può essere eseguita anche in rete. La potenza del trasformatore di messa a terra è determinata dall'intensità di corrente della bobina e dal carico ausiliario della sottostazione CPU. Il circuito di commutazione della bobina di spegnimento dell'arco è mostrato nella figura seguente.

1 - trasformatore di messa a terra, 2 - interruttore,

3 - avvolgimento del segnale di tensione con un voltmetro,

4 - bobina di spegnimento dell'arco, 5 - trasformatore di corrente, 6 - amperometro,

7 - relè di corrente, 8 - allarme sonoro e luminoso

In modalità normale nella rete, il potenziale del punto neutro del trasformatore è zero e nessuna corrente passa attraverso la bobina.In caso di guasto a terra di una qualsiasi fase della rete, il punto neutro del trasformatore riceve potenziale e il la bobina genera una corrente induttiva che ritarda la tensione di 90°. La corrente di terra capacitiva che scorre in corrispondenza del guasto porta la tensione di 90°. Al posto del danno, si verifica la compensazione reciproca delle correnti capacitive e induttive, poiché sono sfasate di 180 ° e l'arco al posto del danno non si verifica o, essendo sorto, si spegne rapidamente.

Per controllare il funzionamento della bobina di spegnimento dell'arco 4, nel suo circuito è incluso un trasformatore di corrente 5, a avvolgimento secondario a cui sono collegati un amperometro 6 e relè di corrente per misurare la corrente di terra e fornire segnali sonori e luminosi 8 al personale in servizio. In assenza di personale in servizio presso la CPU, i dispositivi di telemeccanica vengono utilizzati per trasmettere un segnale al dispatcher di rete in servizio.

bobina di spegnimento dell'arco selezionato e regolato in modo che la sua corrente sia 20 - 25 A inferiore alla corrente capacitiva di terra, mentre si verifica un'insufficiente compensazione della corrente capacitiva, necessaria per il corretto funzionamento dell'allarme di guasto a terra. Una corrente residua di 30 A per reti da 6 kV e 20 A per reti da 10 kV è accettabile e non provoca molti danni nel sito del guasto.

Attualmente ampiamente utilizzato bobine di spegnimento dell'arco con regolazione automatica continua. Quando si verifica un cortocircuito monofase nella rete, tali bobine d'arco generano una corrente induttiva e ne selezionano automaticamente il valore, necessario per compensare la corrente capacitiva risultante.

Inserito il 05/07/2011 (valido fino al 18/07/2013)

Come molti dei nostri lettori, in particolare specialisti di organizzazioni di progettazione, notano, nella letteratura tecnica russa disponibile non ci sono raccomandazioni specifiche per la scelta della protezione da guasto a terra (EPF) e non esistono metodi moderni per il calcolo delle impostazioni. Pertanto, i materiali su questo argomento sono di grande interesse.

Alexey Shalin, dottore in scienze tecniche, professore, dipartimento di centrali elettriche, università tecnica statale di Novosibirsk

Nel numero precedente della rivista ("Electrotechnics News" No. 4 (34) 2005), è stato pubblicato un articolo di Aleksey Ivanovich Shalin, in cui è stato fornito un esempio di calcolo delle impostazioni per la protezione da guasto a terra che risponde a una tensione di sequenza zero .

Informazioni sui valori del fattore di lancio

Nelle raccomandazioni degli autori sul calcolo delle impostazioni della protezione della corrente non direzionale della sequenza zero dal guasto a terra sono state fornite. Da queste raccomandazioni, si può vedere che gli esperti differiscono in modo significativo nelle loro opinioni su valori fondamentali per il calcolo come il coefficiente di lancio, il coefficiente di sensibilità normalizzato, ecc.

In un commento a Sergei Titenkov, afferma che il fattore di sovratensione utilizzato nei calcoli, che dipende principalmente dalla corrente a sequenza zero ad alta frequenza che si verifica durante la scarica della capacità della fase danneggiata del circuito e la carica del capacità delle fasi non danneggiate, non diminuisce con la messa a terra resistiva del neutro di rete. Ciò è determinato, in particolare, dal fatto che questo resistore nelle reti da 6-10 kV è incluso nel circuito di un trasformatore neutro a bassa potenza.

Come spesso accade nella realtà, ogni affermazione particolare ha i suoi "veri limiti". Se stiamo parlando di resistori installati nel neutro dei neutri (il neutro è una bobina d'induttanza trifase con una connessione a zigzag) in conformità con, questa opinione è nella maggior parte dei casi assolutamente corretta. Secondo la prima armonica reattanza induttiva il neutro con una potenza di 63 kVA a una tensione di 10 kV è di 96 ohm. Secondo 10-20 armoniche, che sono presenti nel processo di ricarica della capacità durante SGL, questa resistenza aumenterà a 960-1920 Ohm e con una resistenza del resistore di circa 100-150 Ohm, la resistenza totale del "neutralizzatore - messa a terra resistore” sarà quasi completamente induttivo. Di conseguenza, in piena conformità con l'opinione di Sergey Titenkov, il resistore di messa a terra non avrà praticamente alcun effetto sulle correnti di ricarica delle capacità e, quindi, non influirà sul coefficiente di sovratensione.

A una tensione di 35 kV, a tre avvolgimenti trasformatori di potenza di solito hanno un neutro rimosso. A questo circuito neutro è collegata una resistenza di messa a terra. In questo caso sarebbe sbagliato dire che questa resistenza non influisca sulle correnti di ricarica.

A proposito di ritardo

Consideriamo questa domanda usando l'esempio del circuito fornito. Qui, il trasformatore di alimentazione con una tensione di 35 kV ha una capacità di 10 MVA. Da essa viene alimentata una linea di trasmissione aerea, che viene poi suddivisa in due circuiti, ciascuno dei quali alimenta il proprio trasformatore con una potenza di 4 MVA con schema di collegamento dell'avvolgimento primario a stella con neutro rimosso. Per ridurre il livello di sovratensione nel neutro dei trasformatori, sono incluse le resistenze di messa a terra. L'uso di resistori di messa a terra nella rete consente di aumentare l'efficacia della protezione, ma allo stesso tempo è necessario rivedere la metodologia per la scelta delle sue impostazioni.

In base alla corrente di intervento della protezione contro SPZ ISZ in una rete con neutro isolato in presenza di un trasformatore di corrente a sequenza zero del cavo viene selezionata dalla seguente condizione:

dove k n \u003d 1.2 (fattore di affidabilità);

k br è il fattore di picco, tenendo conto del picco di corrente capacitiva al momento del verificarsi del guasto, nonché della capacità del relè di rispondere ad esso;

I s.fid.max - corrente capacitiva massima dell'alimentatore protetto.

In conformità con per la protezione istantanea contro SPE, nei calcoli dovrebbe essere preso in considerazione il valore del prodotto k n k br = 4 ... 5. Per le protezioni temporizzate, con possibilità di arco intermittente, kн kbr = 2,5. Apparentemente, questi valori sono consigliati dall'autore per i tradizionali relè di protezione domestica, incluso RTZ-51.

In esso si propone di considerare k n \u003d 1.2, k br \u003d 3 ... 5 (in relazione ai relè di vecchio tipo). Per il relè RTZ-51, si consiglia di prendere k br = 2…3. In questo caso, si propone di eseguire la protezione senza ritardo. “Quando si utilizzano moderni relè digitali per la protezione contro OZZ, ad esempio la serie SPACOM, incluso SPAC-800 ..., è possibile assumere i valori k br = 1 ... 1,5 (deve essere verificato con il produttore )” .

A mio avviso, ove possibile, è meglio utilizzare la protezione contro i ritardi di tempo contro gli EPB. Ciò consente di fornire selettività per due o più linee di alimentazione collegate in serie, di utilizzare un valore inferiore del fattore di sovratensione nei calcoli, per evitare false disconnessioni di linee non danneggiate dopo la disconnessione di una linea danneggiata (a causa di fenomeni ferrorisonanti associati alla misurazione trasformatori di tensione), ecc. d.

In alcuni settori (miniere, cave, ecc.) esistono documenti normativi che richiedono la chiusura immediata dell'OPP. Lì è necessario utilizzare la protezione istantanea contro OZZ.

Determinazione delle correnti capacitive

Si consiglia, ad esempio, di determinare il valore di I s.fid.max \u003d I CS per reti con neutro isolato al suo interno:

per le reti via cavo

per reti con elettrodotti aerei

dove U è la tensione nominale della rete (kV);

S è la lunghezza totale delle linee (km).

La corrente capacitiva totale della rete è definita come la somma dei componenti sopra descritti per tutte le linee della rete collegate galvanicamente.

Più precisamente, il valore della corrente capacitiva I s.fid.max linee elettriche può essere calcolato utilizzando, ad esempio, i dati sulle correnti capacitive specifiche negli elettrodotti aerei e in cavo, riportati in. Tuttavia, si osserva anche che il valore della corrente capacitiva, determinata da (2), (3), può dare un errore dell'ordine del 40–80% rispetto alla corrente reale misurata durante la corrente di guasto nella rete . Uno dei motivi è la mancata considerazione delle capacità relative al suolo dei consumatori di energia elettrica, ad esempio i motori, nonché del design linee elettriche aeree(tipo di palo, con o senza filo di terra), ecc.

(4)

dove U f - tensione di fase (kV);

w = 2pf = 314 (rad/s);

C S - capacità di una fase della rete rispetto al suolo (F).

(5)

dove c i è la capacità specifica per fase della i-esima linea (F/km);

l i - lunghezza della i-esima linea (km);

m è il numero di linee (cavo, aeree con e senza filo di terra);

c j - capacità per fase del j-esimo elemento di rete (F);

q j - il numero di elementi di rete considerati, ad eccezione delle linee elettriche (ad esempio motori);

n è il numero totale di tali elementi.

(6)

dove S nom è la potenza apparente nominale del motore (MVA);

U nom - tensione nominale del motore (kV).

Per altri tipi di motori elettrici

(7)

dove n nom è la velocità nominale del rotore (rpm).

Come notato sopra, le correnti capacitive calcolate della rete di solito differiscono da quelle reali, che possono essere determinate solo misurando presso la struttura. Tuttavia, il processo di misurazione della corrente capacitiva, oltre alle difficoltà tecniche, è anche associato ad alcune incertezze metodologiche. L'esperienza mostra che in molte strutture nella composizione della corrente capacitiva della rete, anche con una SPE metallica, non ci sono solo componenti di frequenza industriale, ma anche correnti significative di armoniche superiori.

La misura del valore di corrente totale, ad esempio, utilizzando strumenti tradizionali atti a misurare le correnti a frequenza industriale, è associata a errori significativi. In realtà si sono rilevati errori dell'ordine del 30% (anche nella direzione di diminuire le correnti misurate rispetto a quella calcolata). Più precisamente, la corrente capacitiva della rete può essere misurata mediante rappresentazione grafica dell'oscilloscopio, seguita dalla scomposizione in componenti armoniche.

Correnti di sequenza zero in reti con messa a terra resistiva

Se nella rete sono presenti più resistori di messa a terra con un OZZ esterno, la corrente attiva I IR può fluire anche attraverso la protezione. In questo caso, al posto di I s.fid.max in (1) è necessario sostituire

La sensibilità è verificata dal valore del coefficiente k h:

(9)

dove k h.norme - coefficiente di sensibilità normalizzato;

I PROTECT - corrente nella protezione di una linea elettrica danneggiata.

In reti e installazioni con messa a terra resistiva

dove I" CS è la corrente capacitiva totale della rete meno la corrente capacitiva dell'alimentatore protetto;

I R è la corrente della resistenza di messa a terra che scorre attraverso la protezione di una connessione danneggiata. In esso è stato dimostrato che durante la protezione contro OZZ linee aereeè pericoloso utilizzare i valori del coefficiente di sensibilità standard raccomandato nei valori a causa della possibilità della formazione di una grande resistenza transitoria al posto dell'SPZ e del guasto della protezione per questo motivo. Sono state inoltre fornite raccomandazioni sulla verifica della sensibilità della protezione in questo caso.

Correnti in modi transitori

Allo stato attuale, la domanda su quale dovrebbe essere il valore del coefficiente k br quando si installa un resistore di messa a terra nella rete neutra è scarsamente studiata. Ci sono due opinioni in merito:

Il valore di k br dovrebbe essere lo stesso delle reti senza resistori di messa a terra;

Il valore di k br dovrebbe essere preso più piccolo rispetto al caso precedente.

È noto che k br dipende, in particolare, dal rapporto tra la corrente massima per la ricarica delle capacità di rete (correnti di scarica per la capacità della fase danneggiata e ricarica delle capacità delle fasi "sane") e il valore del capacitivo corrente della connessione protetta in modalità stazionaria della protezione da cortocircuito esterno. Sulla fig. 1 mostra un oscillogramma della corrente di sequenza zero 3I0 nel processo transitorio della SPE in uno dei collegamenti della rete elettrica descritti in, la corrente totale della SPE in cui è 19 A. L'oscillogramma corrisponde alla riaccensione di un arco intermittente nella rete dove non sono presenti resistenze di messa a terra. Il valore massimo della corrente transitoria era 138 A, il valore di ampiezza della corrente stazionaria 3I0 è 16 A. Indicando il rapporto tra la corrente massima e l'ampiezza stazionaria come k max , otteniamo k max = 8,62 per il caso sotto considerazione.

Installando un resistore di messa a terra con una resistenza di 2 kOhm nel neutro del trasformatore di alimentazione (la corrente del resistore all'OZZ è 10 A, ovvero 0,53 della corrente capacitiva totale della rete), otteniamo k max = 1,3 per la stessa connessione, cioè k max è diminuito di oltre 6,5 volte. Un aumento della resistenza del resistore porta ad un aumento di k max (entro i limiti in questo caso fino a 8,62). Se nella rete sono installate più resistenze di messa a terra e una corrente attiva di una di esse scorre attraverso la connessione in esame con una corrente di guasto esterna, ciò comporta una leggera diminuzione del valore di k max, poiché la corrente stazionaria 3I0 nella connessione considerata aumenta.

Da quanto descritto risulta chiaro che il valore di k br in questo caso può essere assunto inferiore rispetto all'assenza di resistori di messa a terra, e il grado di riduzione di k br dipende dalla resistenza del resistore. Un altro metodo di messa a terra è descritto in, progettato per garantire l'efficace funzionamento della protezione selettiva dai guasti a terra nelle reti da 6–10 kV (Fig. 2). In questo caso non è installato un trasformatore neutro.

Quando nella rete appare una tensione di sequenza zero, che indica che si è verificata una dispersione verso terra, un interruttore speciale tra ciascuna fase e terra attiva il proprio resistore di messa a terra. In questo caso si formano correnti di guasto a terra attive, atte al rilevamento selettivo di un collegamento difettoso.

Per limitare le sovratensioni che possono verificarsi nella rete prima dell'attivazione delle resistenze di messa a terra, è previsto l'installazione di scaricatori di sovratensione sulle sbarre. La loro stabilità termica deve essere assicurata per un certo tempo fino a quando le resistenze di messa a terra non vengono attivate e il collegamento danneggiato viene rilevato dalla protezione del relè. Dopo aver funzionato, la protezione del relè disconnette la connessione danneggiata, dopodiché le resistenze di messa a terra vengono scollegate. I resistori di messa a terra sono a bassa potenza, assorbono il calore, con un tempo di stabilità termica dell'ordine di 10-20 secondi.

Esempio di distribuzione corrente

Sulla fig. 3 mostra la distribuzione delle correnti nei circuiti circuitali.

Nella costruzione della figura si è ipotizzato che:

- le capacità delle fasi della linea di trasmissione di potenza rispetto a terra sono molte volte superiori alle capacità dei restanti elementi del circuito;

Le perdite attraverso i trasformatori di tensione possono essere trascurate;

La corrente attiva nell'isolamento di fase rispetto a terra è trascurabile;

La resistenza delle linee elettriche e degli avvolgimenti dei trasformatori è trascurabile.

Sul diagramma di Fig. 3 non mostra i dispositivi di commutazione e gli scaricatori di sovratensione. Qui Tr è il trasformatore di alimentazione; PTL1 - PTL, su cui si è verificato un cortocircuito fase-terra; PTL2 - linea di trasmissione di potenza intatta (o un gruppo di tali linee); R1 - resistori di messa a terra.

La figura mostra che le correnti attive delle resistenze di terra sono chiuse attraverso il trasformatore di alimentazione Tr e la fase danneggiata della linea di trasmissione di potenza1. Di conseguenza, la somma delle correnti attive dei resistori delle fasi intatte e della corrente capacitiva della linea di trasmissione di potenza intatta scorre per proteggere la linea di trasmissione di potenza danneggiata. Solo la corrente capacitiva di questa linea elettrica scorre attraverso la protezione di una linea di trasmissione intatta.

Il metodo di messa a terra resistiva sopra descritto è stato implementato in tre sottostazioni delle zone di distribuzione di Khanty-Mansiysk del Nefteyugansk reti elettriche. L'esperienza operativa fino ad oggi disponibile conferma l'elevata efficienza di tale soluzione tecnica. Nel caso di questo schema, come mostrano i nostri studi, le resistenze di messa a terra riducono anche il valore di kmax, e quindi kbr. Allo stesso tempo, per ottenere lo stesso effetto della resistenza del resistore nei circuiti di Fig. 2, 3 dovrebbero essere 3 volte più grandi di quando una resistenza di messa a terra è collegata, ad esempio, al neutro di un trasformatore di potenza.

Riso. 1. Oscillogramma della corrente di sequenza zero nel processo transitorio di un guasto a terra monofase in una rete a 35 kV

Riso. 2. Inserimento di resistenze di terra tra fasi e terra in caso di guasto verso terra

Riso. 3. Distribuzione delle correnti nei circuiti circuitali

Gli studi condotti ci consentono di trarre la seguente conclusione: l'uso di resistori di messa a terra senza neutralizzatori porta alla possibilità di ridurre il valore di kbr. L'uso di neutralizzanti riduce notevolmente questo effetto, nella maggior parte dei casi riducendolo praticamente a zero.

Di conseguenza, quando si collegano i resistori di messa a terra attraverso i neutri, è necessario prendere i valori del coefficiente di lancio kbr, come per una rete con neutro isolato, secondo le raccomandazioni.

Quando si accendono i resistori di messa a terra secondo gli schemi sopra descritti senza l'uso di neutralizzatori, i valori calcolati di kbr possono essere ridotti. Se la corrente del resistore di messa a terra è approssimativamente uguale alla corrente capacitiva totale della rete (come raccomandato per una soppressione ottimale delle sovratensioni), i valori dei fattori di sovratensione secondo possono essere presi a livello di 1,2-1,3.

Se la resistenza dei resistori di messa a terra è significativamente maggiore della capacità tre fasi rete (come spesso accade per grandi valori di corrente capacitiva), il valore di k br può essere preso come per le reti con neutro isolato o determinato dopo ulteriori calcoli delle correnti transitorie dell'OZZ.

In una delle caratteristiche della combustione dell'arco nei cavi domestici con isolamento in carta-olio è stata descritta. Si trattava del fatto che nella fase iniziale dell'SPZ, l'accensione di un arco in un tale cavo porta alla decomposizione dell'impregnazione dell'olio e della colofonia e al rilascio di una quantità significativa di gas che estingue l'arco risultante. Fino a quando i gas formati non "hanno lasciato" dentro lati diversi dal punto dell'arco tra gli strati di carta, l'arco non brucia. Allo stesso tempo, a causa della conseguente “pausa” nella corrente di sequenza zero, la protezione contro SPGF, che ha un ritardo, potrebbe non funzionare. Il motivo è che durante una pausa senza corrente, l'elemento corrente ritorna al suo stato originale e anche l'elemento di ritardo, dopo aver "non contato" il ritardo impostato, torna al suo stato originale.

Al fine di prevenire tali fallimenti di protezione contro SPD, in alcune protezioni importate (così come nella protezione dell'unità prodotta congiuntamente da Novosibirsk State Technical University e PNP BOLID LLC), esiste la possibilità di ricordare il fatto di avviare la protezione . Se c'è stato un "picco" dell'organo attuale, questo fatto viene ricordato per un tempo fino a 0,3 s e quando il "beccato" si ripete, la protezione si spegne. Per tali protezioni, anche se nella rete è presente una resistenza di messa a terra, si consiglia di assumere un valore maggiore di kbr, ad esempio, pari a 1,5.

Ambito delle protezioni non direzionali

In generale, la protezione da corrente non direzionale contro SPGF può essere efficace solo in installazioni con un numero elevato di connessioni collegate alla sezione, ognuna delle quali ha una piccola corrente capacitiva. Quindi la dissintonizzazione da questa corrente secondo (1) non comporterà una diminuzione inaccettabile della sensibilità. Questo caso è tipico, ad esempio, per le officine di imprese con un gran numero di motori elettrici a bassa potenza collegati tramite cavi corti.

Se in una tale rete è installato un reattore di spegnimento dell'arco, per garantire azione efficaceÈ opportuno collegare un resistore di messa a terra in parallelo con questo reattore e la corrente che scorre attraverso il resistore in caso di SPE dovrebbe superare l'impostazione della protezione "più ruvida" di 1,5-2 volte. In questo caso, la protezione da corrente non direzionale può fornire la selettività necessaria e l'elevata sensibilità in caso di guasto.

È possibile ottenere un aumento significativo dell'efficienza quando si utilizza la protezione della corrente a sequenza zero con relativa misurazione. Ad esempio, esiste un terminale di protezione del microprocessore, il cui principio si basa sul confronto dei valori delle correnti di sequenza zero in tutti i collegamenti della sezione protetta delle sbarre. Non è necessario regolare la corrente di esercizio dalle correnti capacitive delle connessioni. In assenza di un reattore di soppressione dell'arco nella rete, tale protezione consente di identificare efficacemente una connessione danneggiata in caso di guasto.

Letteratura

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