Определение вида повреждения в распределительной электрической сети с резистивным заземлением нейтрали

Определение вида повреждения в распределительной электрической сети с резистивным заземлением нейтрали

Реферат

Объектом исследования является распределительная сеть с низкоомным заземлением нейтрали.

Цель проекта заключается в разработке блок-схемы определения вида междуфазных замыканий в сети с резистивным заземлением нейтрали.

Установлены следующие индикаторы повреждений:

— отсутствие токов обратной последовательности — режимы трёхфазного короткого замыкания и трёхфазного короткого замыкания на землю;

— отсутствие токов нулевой последовательности при присутствии токов обратной последовательности — режим двухфазного короткого замыкания;

— присутствие токов обратной и нулевой последовательности, значение функции J (U, I)<1,4 — режим двухфазного короткого замыкания на землю;

— присутствие токов обратной и нулевой последовательности, значение функции J (U, I)>1,4 — режим двойного короткого замыкания на землю.

Выяснено, что режимы трёхфазного короткого замыкания и трёхфазного короткого замыкания на землю не имеют различий.

Я, Никитенко Денис Владимирович, подтверждаю, что приведенный в дипломном проекте расчётно-аналитический материал объективно отражает состояние разрабатываемой блок-схемы, все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.

THE ANNOTATION

The purpose of present diploma project is the determination of the form of damage in the distributive electrical net with the resistance grounding of neutral particle.

All calculations are produced in the program Matlab 7.11. The block diagram is developed according to the results of the conducted investigations and the forms of interphase faults are determined.

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. АНАЛИЗ СХЕМ И КОНСТРУКЦИЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• 2. ПОВРЕЖДЕНИЯ В ВОЗДУШНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
• 2.1 Количество повреждений в распределительных сетях
• 3 НЕОБХОДИМОСТЬ И ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ЗАЗЕМЛЕНИЯ НЕЙТРАЛИ ЧЕРЕЗ РЕЗИСТОР
• 3.1 Варианты заземления через резистор
• 3.2 Подходы к выбору резистора
• 3.2.1 Снижение уровня перенапряжений
• 3.2.2 Гарантия работы РЗА
• 3.2.3 Обеспечение электробезопасности
• 4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 КВ
• 4.1 Релейная защита от замыканий на землю
• 4.2 Максимальная токовая защита
• 4.2.1 Расчёт максимальной токовой защиты линии 10кВ
• 5. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВИДА И МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
• 5.1 Классификация методов определения мест повреждения ВЛ
• 6. СРЕДСТВА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВИДА И МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЙ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
• 7. РЕЖИМЫ МЕЖДУФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ С РЕЗИСТИВНЫМ ЗАЗЕМЛЕНИЕМ НЕЙТРАЛИ
• 7.1 Трёхфазное короткое замыкание
• 7.2Трёхфазное короткое замыкание на землю
• 7.3 Двухфазное короткое замыкание
• 7.4 Двухфазное короткое замыкание на землю
• 7.5 Двойное замыкание на землю
• 8. СОСТАВЛЕНИЕ РАСЧЁТНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ С РЕЗИСТИВНЫМ ЗАЗЕМЛЕНИЕМ НЕЙТРАЛИ
• 8.1 Составление принципиальной схемы электрической сети
• 8.2 Расчёт параметров расчётной схемы
• 8.2.1 Трансформатор ТДН-10 000/110
• 8.2.2 Трансформатор ТМ-400/10
• 9. РАСЧЁТ НОРМАЛЬНЫХ И АВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
• 10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СРЕДСТВ ПОИСКА ПОВРЕЖДЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
• 11. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ЛИНИЙ
• 11.1 Требования к работающим в электроустановках
• 11.2 Оперативное обслуживание и выполнение работ
• 11.3 Состав бригады при выполнении работ
• 11.4 Надзор за выполнением работ
• 12. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• CПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
• ВВЕДЕНИЕ
• Быстрое обнаружение повреждения в сетях электроснабжения является одной из важных задач по обеспечению бесперебойности потребителей электроэнергией.
• Во многих странах мира, в том числе в Республике Беларусь и России, широко распространена система изолированной нейтрали и система компенсированной через дугогасящий реактор нейтрали распределительных сетей, достоинством которых является то, что даже в режиме однофазных замыканий на землю представляется возможным определенное время осуществлять электроснабжение потребителей без отключения поврежденного участка сети. Однако это преимущество сопровождается негативными явлениями, поэтому в Республике Беларусь признано целесообразным модернизировать режим заземления нейтрали распределительных сетей, перейдя на её заземление через резистор (резистивная система) или через резистор и дугогасящий реактор (комбинированная система).
• Одной из важных задач специалистов, занимающихся обслуживанием воздушных линий, является быстрое определение вида и места повреждения.
• Целью настоящего дипломного проекта является определение вида повреждения в распределительной электрической сети с резистивным заземлением нейтрали.
• Основное внимание в данном дипломном проекте уделяется разработке блок-схемы определения вида повреждения.
• 1. АНАЛИЗ СХЕМ И КОНСТРУКЦИЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• Надежность электроснабжения сельских потребителей в значительной мере зависит от схемы распределительных сетей 6…10кВ, которая предопределяет возможности резервирования питания нагрузок и эффективность устанавливаемых в сети коммутационных аппаратов, устройств автоматики, определения места повреждения и др.
• В электрических сетях 6…10кВ промышленных объектов и городов достаточно широко применяются распределительные пункты (РП), представляющие собой распределительные устройства указанных напряжений, приближенные к определенным группам потребителей энергии (ПЭ). На промышленных предприятиях — это цеха с крупными двигателями 6…10кВ, в городских сетях — это трансформаторные подстанции (ТП) 6…10/0,38кВ, удаленные от основных источников питания (ИП). Обоснованиями применения РП являются: сокращение количества ячеек выключателей 6…10кВ на ИП; уменьшение протяженности кабельных линий; упрощение оперативной эксплуатации распределительных сетей. [1]
• В настоящее время РП выполняются при радиальной схеме питающих линий, что соответствует условиям питания крупных двигателей и районов городской застройки (6…12МВт). По требованиям надежности электроснабжения РП относятся к потребителям энергии I категории. Секционный выключатель на РП оборудован устройством автоматического включения резерва (АВР) при аварийном отключении одной из секций ИП или одной из питающих линий. На рисунке 1.1 изображена принципиальная схема РП. В распределительных электрических сетях 6…10кВ и 380…660 В применяются следующие основные типы схем: радиальные, магистральные, кольцевые (петлевые) и их комбинации.
• Рисунок 1.1 — Принципиальная схема распределительного пункта:
• a — питающегося от двух источников питания;
• б — питающегося от одного источника питания;
• ПЛ — питающие линии;
• РЛ — распределительные линии;
• С1, С2 — секции шин;
• В — выключатель
• В распределительных электрических сетях 6…10кВ и 380…660 В применяются следующие основные типы схем: радиальные, магистральные, кольцевые (петлевые) и их комбинации. [4]
• При радиальных схемах по каждой линии питается один ПЭ. Линии могут быть одноцепными или двухцепными в зависимости от требований надежности электроснабжения конкретных ПЭ, а также от конструктивного выполнения линий. По одноцепным воздушным линиям могут питаться ПЭ, допускающие перерывы питания на время ремонта линии и относящиеся к III категории по требованиям ПУЭ к надежности электроснабжения. Ввиду длительности ремонтных работ после повреждения кабеля (например, в случае необходимости прогрева грунта в зимнее время) радиальные линии необходимо выполнять двухцепными при питании ПЭ всех категорий. ПЭ I и II категорий, во всех случаях должны питаться по двухцепным радиальным линиям. При одноцепных воздушных радиальных линиях 6…10кВ ТП 6…10/0,38кВ выполняются однотрансформаторными в связи с существенно меньшей их повреждаемостью по сравнению с линиями. При двухцепных радиальных линиях ТП 6…10/0,38…0,66кВ — двухтрансформаторные.
• Магистральные линии характеризуются последовательным присоединением к ним нескольких ПЭ, располагающихся по «одностороннему» направлению относительно ИП. Приведенные выше сведения о радиальных схемах, о возможностях применения одноцепных или двухцепных линий, однотрансформаторных или двухтрансформаторных подстанций 6…10/0,38…0,66кВ полностью относятся и к схемам магистральных линий.
• Кольцевые (петлевые) конфигурации схем распределительных электрических сетей применяются как при воздушных, так и при кабельных линиях. Характерным для таких электрических сетей 6…10 и 0,38кВ является применение одноцепных линий, однотрансформаторных подстанций и односекционных распределительных щитов 380 В вводов к ПЭ. В связи с замкнутой конфигурацией схем данного типа в нормальных эксплуатационных режимах сети одна из линий должна быть отключена. Необходимость такого режима сети определяется невозможностью избирательного (селективного) отключения поврежденной линии. Последнее определяется отсутствием (по технико-экономическим соображениям) линейных выключателей в цепях всех линий, кроме их головных участков, а также практической невозможностью применения в таких сетях релейных защит направленного действия. Выбор линии, отключенной в нормальных режимах сети, производится по условиям потокораспределения, соответствующего минимальным потерям мощности при наибольших нагрузках ПЭ.
• Рисунок 1.2 — Принципиальная схема распределительных электрических сетей 6…10кВ и 380 В без резервирования линий и трансформаторов
• a — схема сети в целом;
• б — трансформаторная подстанция;
• в — вводное распределительное устройство в здание (ВРУ);
• ВЛ — воздушные линии;
• РЗ — разъединитель;
• РБ — рубильник;
• ПВ, ПН — соответственно плавкие предохранители 6…10кВ и 380В;
• Радиальные и магистральные схемы сетей 6…10кВ и 380 В без резервирования воздушных линий при однотрансформаторных подстанциях 6…10кВ и односекционных щитах вводных устройств 380 В представлены на рисунке 1.2. Данный тип схемы широко применяется в электроснабжении сельскохозяйственных населенных и производственных пунктов, относящихся к III категории по требованиям надежности электроснабжения. Характерными номинальными мощностями трансформаторов 6…10/0,38кВ являются 100…250кВА, реже 60 и 400кВА.
• 2. ПОВРЕЖДЕНИЯ В ВОЗДУШНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
• Линии электропередачи (ЛЭП) — наиболее часто повреждаемые элементы энергосистемы из-за территориальной рассредоточенности и подверженности влиянию внешних неблагоприятных условий окружающей среды.
• Причины повреждения воздушных ЛЭП:
• — гололёдно-ветровые нагрузки;
• — перекрытие изоляции вследствие грозовых разрядов;
• — повреждение опор и проводов автотранспортом и другими механизмами;
• — дефекты изготовления опор, проводов, изоляторов;
• — перекрытие изоляции из-за птиц;
• — несоответствие опор, проводов, изоляторов климату;
• — неправильный монтаж опор и проводов, не соблюдение сроков ремонта и замены оборудования.
• Эти причины приводят в основном:
• — к ослаблению или нарушению механической прочности опор, проводов, изоляторов;
• — поломке деталей опор;
• — коррозии и гниению металлических и деревянных частей;
• — «пляске» и обрыву проводов.

2.1 Количество повреждений в распределительных сетях

Количество повреждений в распределительных сетях зависит от конструкции линий, срока их службы и уровня эксплуатации. Данные о повреждениях в воздушных распределительных сетях в год приведены на примере распределительной сети, имеющей хороший уровень эксплуатации. [2]

Повреждения в сети за год:

— устойчивые повреждения на 100 км линий — 6, в том числе: изоляторов — 1.5, проводов — 0.25, опор — 1.5, разъединителей — 1;

— повреждения на 100 трансформаторных пунктов — 5, в том числе: трансформаторов — 2.25, вентильных разрядников — 0.8, перегорание фаз предохранителей на 100 км линий — 0,1.

Распределение повреждений в распределительных сетях:

— причины повреждений:

— природные воздействия — 45%;

— деятельность людей — 35%;

— неисправность оборудования — 20%.

— место повреждения:

— на линиях — 75%;

— в ТП — 7,4%;

— у абонентов — 17,6%.

Зависимости относительного числа повреждений (q, %) по месяцам, дням недели, часам суток представлены на рисунках 2.1−2.3.

Рисунок 2.1 — Зависимость q (%) повреждений по месяцам

Как видно из рисунка 2.1, наибольшее количество повреждений приходится на июль-август.

Рисунок 2.2 — Зависимость q (%) повреждений по дням недели

Как видно из рисунка 2.2, наибольшее количество повреждений приходится на четверг.

Рисунок 2.3 — Зависимость q (%) повреждений по часам суток

Как видно из рисунка 2.3, наибольшее количество повреждений приходится на 9−12 часов.

3. НЕОБХОДИМОСТЬ И ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ЗАЗЕМЛЕНИЯ НЕЙТРАЛИ ЧЕРЕЗ РЕЗИСТОР

Во многих странах мира, в том числе в Республике Беларусь и России, широко распространена система изолированной нейтрали и система компенсированной через дугогасящий реактор (ДГР) нейтрали сетей 6…35кВ.

Основным достоинством таких систем заземления нейтрали является то, что даже в режиме однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) представляется возможным определенное время осуществлять электроснабжение потребителей без отключения поврежденного участка сети. [7]

Однако отмеченное преимущество всегда сопровождается негативными явлениями:

— при металлическом ОЗЗ напряжение на неповрежденных фазах повышается до линейного, что представляет повышенную опасность для изоляции кабельных сетей с длительным сроком эксплуатации;

— возможно возникновение значительных дуговых перенапряжений, которые могут вызвать переход ОЗЗ в двухфазные и трехфазные замыкания, многоместные повреждения изоляции;

— режим ОЗЗ может приводить к развитию феррорезонансных явлений и повреждению трансформаторов напряжения — в случае резонансной настройки ДГР, ОЗЗ сопровождается малыми токами замыкания на землю, что исключает возможность создания простой, надежной и селективной защиты, способной выявить поврежденные присоединения;

— повышается опасность поражения людей и животных из-за длительного существования ненормального режима работы электрической сети.

По этим причинам в Республике Беларусь признано целесообразным модернизировать режим заземления нейтрали сетей 6…35кВ, перейдя на её заземление через резистор (резистивная система) или через резистор и ДГР (комбинированная система).

3.1 Варианты заземления через резистор

При ОЗЗ в сетях с заземленной через резистор нейтралью во всех присоединениях протекают собственные емкостные токи, а в поврежденном присоединении, кроме того, протекает активный ток, создаваемый резистором. Это принципиальное отличие позволяет решить две важные задачи:

— селективно определить поврежденное присоединение (за счет применения простых релейных защит, действующих на отключение или сигнал) и незамедлительно принять меры по устранению повреждения;

— существенно ограничить уровень дуговых перенапряжений при ОЗЗ и исключить феррорезонансные процессы (при этом появляется возможность защиты оборудования ПС с помощью ОПН с более низким остающимся напряжением при коммутационном импульсе).

Применяются три варианта заземления нейтрали сетей 6…35 кВ через резистор: низкоомное, высокоомное и комбинированное.

Низкоомное резистивное заземление нейтрали применяется в случаях, когда ОЗЗ должно быть селективно отключено в течение минимально возможного времени. При этом ток в нейтрали должен быть достаточным для работы релейной защиты на отключение.

Высокоомное резистивное заземление нейтрали целесообразно применять в случаях, когда сеть должна иметь возможность длительной работы в режиме ОЗЗ до обнаружения места ОЗЗ. При этом ток в нейтрали должен быть такой величины, чтобы исключить появление опасных дуговых перенапряжений и снижение электробезопасности, но быть достаточным для определения поврежденного присоединения и работы релейной защиты на сигнал.

Комбинированное заземление нейтрали осуществляется путем присоединения высокоомного резистора параллельно ДГР и позволяет снижать уровень перенапряжений при неточной настройке ДГР, а также способствует работе на сигнал релейных защит.

3.2 Подходы к выбору резистора

Выбор типа резистора для заземления нейтрали производится по трем основным критериям:

— резистор должен обеспечивать снижение уровня дуговых перенапряжений;

— сопротивление резистора в нейтрали должно гарантировать протекание активного тока в поврежденном присоединении, достаточного для действия релейных защит на сигнал или на отключение поврежденного присоединения;

— при заземлении нейтрали через резистор должны соблюдаться условия электробезопасности для людей при ОЗЗ на ПС и РП с учетом существующего нормирования величины допустимого напряжения прикосновения.

Основной параметр резистора — его активное сопротивление R_р, величина которого выбирается по критерию снижения уровня перенапряжений и затем может корректироваться по условиям работы релейной защиты и условию электробезопасности.

3.2.1 Снижение уровня перенапряжений

Аналитически и экспериментально установлено, что наибольшая эффективность защиты сетей от дуговых перенапряжений достигается при условии, что активная составляющая тока замыкания I_за, создаваемая резистором, больше суммарного емкостного тока сети I_c.

3.2.2 Гарантия работы РЗА

Защита от ОЗЗ в сети организуется на всех присоединениях. Устанавливается максимальная токовая защита нулевой последовательности с действием на отключение присоединений без выдержки времени при низкоомном резистивном заземлении нейтрали и с действием на сигнал при высокоомном резистивном заземлении нейтрали и при комбинированном заземлении нейтрали.

Селективность защит нулевой последовательности присоединений определяется тем, что активная составляющая тока ОЗЗ протекает только через поврежденное присоединение.

Тип резистора по критерию работы РЗА выбирается в соответствии с условием:

I_з > I_с.з., (3.1)

где I_з — ток замыкания на землю за вычетом емкостного тока рассматриваемого присоединения, А;

I_с.з. — максимальный ток уставки защиты из всех присоединений, А.

Ток уставки защиты I_с.з. определяется по выражению:

I_с.з. = К_н * К_б * I_сп, (3.2)

где I_сп — первичный емкостный ток нулевой последовательности, протекающий по рассматриваемому присоединению при ОЗЗ на данном присоединении, А;

К_н — коэффициент надежности, равный 1,2;

К_б — коэффициент, учитывающий бросок емкостного тока при дуговых перенапряжениях, который принимается равным: для реле РТЗ-51 — 2…2,5; для реле РТЗ-50 — 3…4; для реле РТЗ-40 — 4…5; для цифровых терминалов — 1,2.

Общие принципы организации работы РЗА при заземлении нейтрали сетей 6…35 кВ через резистор:

— низкоомное резистивное заземление нейтрали производится в случаях, когда ОЗЗ должно быть селективно отключено за минимально возможное время;

— высокоомное резистивное заземление нейтрали и комбинированное заземление нейтрали выполняются, когда сеть должна иметь возможность длительной работы при ОЗЗ. Величина сопротивления резистора определяется в основном необходимостью снижения уровня перенапряжений и обеспечения величины тока ОЗЗ, достаточного для определения поврежденного присоединения при помощи простых токовых защит, работающих на сигнал;

— при отказе защит по отключению поврежденного присоединения должно быть выполнено резервное действие защит от ОЗЗ по отключению секции, к которой присоединено поврежденное присоединение, чтобы исключить перевод сети в режим изолированной нейтрали и защитить резистор от повреждения;

— в сетях с высокоомным заземлением нейтрали предпочтительно применение цифровых защит, объединенных в локальную сеть, для быстрого определения поврежденного присоединения.

3.2.3 Обеспечение электробезопасности

На ПС 6…35 кВ, включающих сети с заземленной через резистор нейтралью, электробезопасность может быть обеспечена на основе действующих рекомендаций ПУЭ-85 по норме на допустимое сопротивление заземляющего устройства (ЗУ) ПС.

Если выполнить ЗУ по данной норме невозможно, защитные мероприятия при низкоомном заземлении нейтрали можно осуществить на основе системы нормирования условий электробезопасности по допустимому напряжению прикосновения. В этом случае электробезопасность обеспечивается за счет быстрого отключения поврежденной линии, что позволяет в соответствии с ГОСТ 12.1.038 (таблица 3.1) принимать для человека повышенные значения напряжения прикосновения по сравнению с длительным его воздействием.

Таблица 3.1 — Предельно допустимые значения напряжения прикосновения (U_пр.доп) в электроустановках с изолированной нейтралью напряжением выше 1 кВ переменного тока частотой 50 Гц (ГОСТ 12.1.038)

В Республике Беларусь и в других странах СНГ до настоящего времени в электрических сетях 6…35кВ применяется система обеспечения условий электробезопасности на основе нормирования величины сопротивления заземляющего устройства R_ЗУ, которая в соответствии с ПУЭ принимается равной:

R_ЗУ=U_ЗУ/I_р?10Ом, (3.3)

где I_р — расчетный ток замыкания на землю, А;

U_ЗУ — потенциал ЗУ, который равен: U_ЗУ=125 В при общем ЗУ электроустановок 6…35кВ и 0,38кВ; U_ЗУ=250 В при ЗУ.

Обе указанные системы нормирования параметров электробезопасности сетей среднего и низкого напряжения по физической сущности должны быть тождественны.

Обосновать эту тождественность можно, введя понятие допустимого коэффициента напряжения прикосновения a_пр.доп, который характеризует наихудшую степень выравнивания электрических потенциалов в месте расположения человека при прикосновении его к заземленным частям электроустановок.

Напряжение прикосновения (U_пр, В) на территории электроустановки равно:

U_пр = U_ЗУa_пр, a_пр? 1, (3.3)

где a_пр — коэффициент напряжения прикосновения, характеризующий степень выравнивания электрических потенциалов с учетом переходного сопротивления между ногами человека и землей.

Для допустимого напряжения прикосновения и допустимого коэффициента напряжения прикосновения получим следующие выражения:

U_пр.доп?U_ЗУa_пр.доп; (3.4)

a_пр.доп ?U_пр.доп /U_ЗУ?1. (3.5)

Из этих выражений следует, что при заданном значении потенциала U_ЗУ (125 В, 250В) и заданном значении U_пр.доп коэффициент a_пр.доп однозначно связывает указанные выше две системы обеспечения условий электробезопасности в сетях среднего и низкого напряжения и может рассматриваться как базовый параметр для оценки той или иной системы заземления нейтрали сетей 6…35кВ в отношении электробезопасности.

На рисунке 3.1 определены две зоны, характеризующие условия электробезопасности в электроустановках 0,38…35кВ: зона заземления нейтрали через низкоомный резистор и зона изолированной нейтрали и нейтрали, заземленной через высокоомный резистор.

Рисунок 3.1 — Зависимость a_пр.доп от времени воздействия напряжения на человека t_в для реального диапазона времени устранения повреждения

1 — для случая общего ЗУ электроустановок 6…35 и 0,38кВ;

2 — для случая ЗУ только электроустановок 6…35кВ Видно, что величина коэффициента a_пр.доп в первой зоне значительно больше, чем во второй зоне. Коэффициент напряжения прикосновения характеризует степень выравнивания потенциалов, и его величина непосредственно связана с конструкцией ЗУ: чем меньше его величина, тем более сложная должна быть конструкция ЗУ и, соответственно, наоборот.

Отсюда следует, что при стандартных конструкциях ЗУ заземление нейтрали сетей 6…35кВ и 0,38кВ через низкоомный резистор имеет неоспоримое преимущество перед изолированной нейтралью и нейтралью, заземленной через высокоомный резистор.

Учитывая это, в энергосистеме РБ переход на резистивную систему заземления сетей 6…35 кВ начат именно с низкоомного заземления нейтрали.

4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 КВ

4.1 Релейная защита от замыканий на землю

Наиболее частым видом повреждений в сетях 6…35кВ являются ОЗЗ (75−90% от общего числа электрических повреждений).

Замыкание фазы на землю в сетях такого напряжения могут привести к следующим неприятным последствиям:

— в сети появляются перенапряжения порядка 2,4…3,5 кратных по сравнению с фазным;

— возможны явления феррорезонанса.

В настоящее время в Республике Беларусь и за рубежом применяются следующие основные разновидности защит от ОЗЗ:

— защиты, измеряющие напряжение нулевой последовательности;

— ненаправленные защиты, регистрирующие составляющую промышленной частоты тока нулевой последовательности;

— направленные защиты, реагирующие на составляющие промышленной частоты тока и напряжения нулевой последовательности;

— защиты, фиксирующие «наложенный» ток с частотой, отличной от промышленной;

— защиты, реагирующие на высокочастотные составляющие в токе нулевой последовательности, возникающие естественным путём;

— защиты, реагирующие на составляющие тока и напряжения нулевой последовательности в переходном процессе ОЗЗ. [10]

4.2 Максимальная токовая защита

Максимальная токовая защита (МТЗ) контролирует ток в защищаемом элементе, отстраивается от тока нагрузки, и при превышении тока уставки, с выдержкой времени действует на его отключение. МТЗ является главной, а иногда единственной защитой линии 6…35кВ. Максимальная токовая защита — это защита с относительной селективностью, которая не только обеспечивает отключение короткого замыкания (КЗ) на своей линии, а если позволяет чувствительность, и резервирует отключение КЗ смежного участка. [5]

На рисунке 4.1 приведена структурная схема трехфазной МТЗ с независимой от тока выдержкой времени, характеризующая общие принципы выполнения МТЗ при любой используемой элементной базе.

Рисунок 4.1 — Структурная схема трёхфазной МТЗ:

1 — измерительная часть;

2 — логическая часть;

3 — исполнительный орган Измерительная часть МТЗ состоит из измерительных органов ИО (в данном случае токовых реле КА мгновенного действия). В трехфазной схеме ИО предусматриваются на каждой фазе, они питаются вторичными токами соответствующих фаз трансформаторов тока (ТТ), соединенных по схеме звезды.

Логическая часть состоит из логического элемента (ЛЭ), выполняющего функцию ИЛИ (DW), органа времени КТ (обычно одного на три фазы), создающего выдержку времени t, сигнального реле КН.

Исполнительный орган 3, выполняемый посредством выходного промежуточного реле KL, или тиристорной схемы, срабатывая, передает команду на отключение выключателя Q. Исполнительный орган должен обладать мощным выходным сигналом, достаточным для приведения в действие электромагнита отключения (ЭО) YAТ привода выключателя.

При возникновении повреждения на защищаемой линии срабатывают токовые реле тех фаз, по которым проходит ток КЗ. При этом у электромеханических реле замыкаются контакты, у статических — появляется выходное напряжение (сигнал) соответствующего уровня (логическая 1 или логический 0).

Сработавшие ИО воздействуют через логический элемент ИЛИ на орган времени КТ, который по истечении заданной выдержки времени выдает сигнал, приводящий в действие исполнительный орган KL. Последний срабатывает и подает напряжение от источника оперативного тока в электромагнит отключения выключателя YAT. После отключения повреждения ток короткого замыкания (КЗ) прекращается, измерительные органы и все элементы РЗ возвращаются в исходное состояние. Для успешного размыкания тока, проходящего по ЭО (YAT), контактами промежуточного реле KL после отключения КЗ в цепи отключения на приводе выключателя предусматривается блокировочный вспомогательный контакт (БК) SQ. При включенном выключателе SQ замкнут и размыкается при отключении выключателя Q, разрывая цепь тока электромагнита отключения YAT. [9]

4.2.1 Расчёт максимальной токовой защиты линии 10кВ

Ток при трехфазном КЗ в точке К3 I_К= 3861,6А.

Ток в нормальном режиме = 138,26А.

Ток срабатывания защиты:

. (4.1)

Приняв предварительно коэффициент трансформации трансформаторов тока, например n_т=50/5 получаем ток срабатывания реле:

. (4.2)

Ближайшая уставка на реле PT-40/50 равна 30А. При этой уставке ток срабатывания защиты:

. (4.3)

Коэффициент чувствительности в основной зоне защиты по выражению равен:

. (4.4)

Условие обеспечения достаточной чувствительности МТЗ выполняется.

5. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВИДА И МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Определение мест повреждения (ОМП) воздушных линий напряжением 10кВ и выше с помощью фиксирующих приборов (индикаторов) стало неотъемлемой частью технического обслуживания электрических сетей. По данным энергосистем оснащенность ВЛ напряжением 10кВ и выше указанными приборами в большинстве из них составила более 90% протяженности ВЛ длиной 20 км и больше. Другой показатель — среднее линейное отклонение на рассматриваемый период составил около 5% длины ВЛ. Эффективность поиска мест повреждения ВЛ при неустойчивых коротких замыканиях составила около 40% проверенных при обходе ВЛ с таким повреждением.

5.1 Классификация методов определения мест повреждения ВЛ

Существующие методы ОМП по параметрам аварийного режима с учетом различных признаков подразделяются на:

— методы на основе двусторонних (многосторонних) и односторонних измерений параметров;

— методы на основе измерений симметричных составляющих токов и напряжений и их сочетаний.

Определение мест повреждения на основе двусторонних измерений выполняется расчетным путем либо графически. Расчет производится вручную с использованием простейших вычислительных средств либо на базе ЭВМ. В последнем случае применяются специальные или универсальные программы. Возможно также определение мест КЗ с помощью таблиц, составленных на основе предварительно выполненных расчетов для отдельных ВЛ.

При одностороннем измерении параметров наиболее эффективным является использование фиксирующих омметров, показания которых соответствуют расстоянию до места КЗ. Они измеряют расстояние при всех видах КЗ в километрах. Использование односторонних измерений тока (напряжения) возможно в качестве дополнительного метода на линиях с двусторонним питанием при отсутствии данных измерений на одном из концов, а также на тупиковых ВЛ при отсутствии фиксирующих омметров.

В энергосистемах широко применяются методы ОМП с использованием составляющих тока и напряжения нулевой последовательности. Реже используются токи и напряжения обратной последовательности.

Широкое распространение методов с использованием параметров нулевой последовательности объясняется высоким удельным весом всех видов КЗ на землю, простотой измерения токов и напряжений нулевой последовательности, независимостью сопротивления сетей, примыкающих к ВЛ, от нагрузки. Кроме того, при усреднении параметров в общем случае несимметричной ВЛ погрешность ОМП на основе составляющих нулевой последовательности не превышает 1,5… 2% длины линии .

Методы ОМП, основанные на измерении параметров обратной последовательности, несмотря на более высокую погрешность расчета (4…6% длины ВЛ), следует применять в оптимальном сочетании с другими методами. Они позволяют определять место повреждения как при однофазных, так и при двухфазных КЗ. Методы ОМП на основе измерений параметров обратной последовательности необходимо применять в следующих случаях:

— на воздушных линиях со сложной электромагнитной связью при расчете расстояния вручную. Применение параметров обратной последовательности целесообразно и при использовании ЭВМ в целях упрощения алгоритма ОМП;

— на воздушных линиях с подстанциями на ответвлениях от них при отсутствии на этих подстанциях фиксирующих приборов, когда пренебрежение токами нулевой последовательности ответвлений приводит к недопустимой погрешности ОМП (более 2%). В то же время пренебрежение токами обратной последовательности практически не снижает точности расчета;

— при необходимости определения мест повреждения на основе односторонних измерений, а также и в сочетании с двусторонними измерениями параметров нулевой последовательности либо без них;

— в дополнение к другим методам для повышения достоверности и точности ОМП для всех видов ВЛ.

Использование тех или иных методов ОМП в каждом конкретном случае должно быть и обосновано расчетным путем в целях обеспечения максимальной эффективности определения мест КЗ с учетом вида воздушной линии и ее электромагнитной и электрической связи с другими элементами сети. Предпочтение следует отдавать тем методам, которые обеспечивают для данных фиксирующих приборов и имеющихся средств вычислительной техники высокую точность и достоверность расчета. [6]

Кроме того, следует стремиться к максимально возможной автоматизации процесса определения мест повреждения.

6. СРЕДСТВА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВИДА И МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЙ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Устройства ОМП предназначены для ускорения отыскания и ликвидации междуфазных коротких замыканий и замыканий на землю.

Устройства ОМП ВЛ 6…20кВ могут быть классифицированы по следующим основный признакам:

— по назначению:

— для отыскания мест междуфазных повреждений;

— для отыскания мест замыканий на землю;

— по способу применения:

— стационарные;

— переносные;

— по месту применения:

— дистанционные, устанавливаемые, как правило, на питающей подстанции для определения расстояния до места повреждения;

— топографические (трассовые), устанавливаемые или перемещаемые вдоль трассы линии для определения поврежденного участка или места повреждения.

Для отыскания мест междуфазных повреждений применяются стационарные, дистанционные и топографические устройства. В качестве дистанционных могут быть использованы:

— фиксирующие приборы обратной последовательности, определяющие токи (напряжения) обратной последовательности при КЗ; расстояние до места повреждения определяется сравнением зафиксированных величин с предварительно рассчитанными значениями токов (напряжений) КЗ в различных точках сети;

— омметры, измеряющие сопротивление петли КЗ; омметры могут показывать расстояние до места повреждения непосредственно в километрах.

В связи с разветвленностью сети дистанционные устройства ОМП во многих случаях не позволяют однозначно определить место повреждения. Для уточнения поврежденного участка применяются топографические устройства, называемые указателями поврежденного участка, которые устанавливаются в этом случае, как правило, на ответвлениях. Указатели срабатывают при превышении током в линии заданной уставки.

Указатели поврежденного участка широко применяются и без дистанционных устройств ОМП. В этом случае они устанавливаются как на ответвлениях, так и на магистральной части линии.

Для отыскания мест однофазных замыканий на землю применяются, главным образом переносные топографические устройства (приборы), реагирующие на высшие гармонические составляющие магнитного поля тока (или тока и напряжения) нулевой последовательности, измеряемые вблизи линий при замыкании на землю. Эти устройства позволяют определить поврежденную линию, поврежденное ответвление и место замыкания путем проведения ряда последовательных измерений.

Дополнительно к переносным устройствам могут применяться устанавливаемые на подстанции устройства селективной сигнализации, определяющие поврежденную линию при замыканиях на землю.

Отыскание мест повреждений производится персоналом ОВБ, обслуживающей данный участок электрической сети, по распоряжению диспетчера РЭС (ПЭС). При необходимости к этой работе может быть привлечен эксплуатационный персонал участка.

При междуфазных повреждениях и наличии на питающей подстанции дистанционного устройства ОМП поиск повреждения начинается с определения расстояния до места повреждения по показаниям этого устройства.

Если из-за разветвленности ВЛ место повреждения однозначно не определяется, поврежденное ответвление определяют по состоянию указателей поврежденного участка, ближайших к предполагаемому месту повреждения. При отсутствии дистанционного устройства поврежденный участок определяется поочередной проверкой состояния указателей.

При однофазных замыканиях на землю сначала с помощью переносных устройств (или устройств селективной сигнализации) определяется поврежденная линия. Затем определяется место повреждения на линии путем последовательных измерений в соответствии с указаниями заводской инструкции.

Во всех случаях отыскания мест повреждений необходимо строгое соблюдение правил техники безопасности и указаний заводских инструкций по технике безопасности при работе с устройствами ОМП.

Принцип определения места замыкания на землю в разветвленной сети иллюстрируется схемой (рисунок 6.1), состоящей из линий W1, W2, W3 и W4. При замыкании в точке К через место повреждения протекают емкостные токи нулевой последовательности, замыкающиеся через распределенные емкости линий, представленные сосредоточенными емкостями С1, С2, С3, С4' и С4″. Распределение этих токов в линиях сети показано эпюрами.

Рисунок 6.1 Схема сети и эпюры показаний переносного прибора в различных ее участках

Величины токов, растекающихся по линии W4 влево (I₀₄`) и вправо (I₀₄") от места замыкания пропорциональны суммарным емкостям на землю:

I₀₄`=k (C₄'+C₁+C₂+C₃); (6.1)

I₀₄«=k (C₄»), (6.2)

где k — коэффициент пропорциональности.

Наибольший уровень емкостных токов нулевой последовательности имеет место в поврежденной линии до места замыкания, после которого уровень этих токов резко уменьшается.

Применение переносных приборов, реагирующих на магнитные поля основной частоты (50 Гц), затруднено вследствие значительного влияния на измерения рабочих токов линий. Поэтому при поиске мест замыканий на землю используют приборы, реагирующие на высшие гармонические составляющие магнитного поля токов нулевой последовательности. В этом случае влияние токов нагрузки на результаты измерения существенно меньше.

7. РЕЖИМЫ МЕЖДУФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ С РЕЗИСТИВНЫМ ЗАЗЕМЛЕНИЕМ НЕЙТРАЛИ

Короткое замыкание в электроустановке — всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек (фаз) электроустановки между собой или с землей, при котором токи в ветвях электроустановки, примыкающих к месту его возникновения, резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

Основными причинами, вызывающими повреждения на линиях, являются перекрытия изоляции во время грозы, схлестывание и обрывы проводов при гололеде, набросы, перекрытия загрязненной и увлажненной изоляции, ошибки персонала и др. [3]

7.1 Трёхфазное короткое замыкание

Трёхфазное короткое замыкание (рисунок 7.1) — короткое замыкание между тремя фазами в трехфазной электроэнергетической системе.

Рисунок 7.1 — Трёхфазное короткое замыкание

Векторная диаграмма для данного режима изображена на рисунке 7.2.

Рисунок 7.2 — Векторная диаграмма токов и напряжений на ПС при трёхфазном коротком замыкании в точке К3

7.2 Трёхфазное короткое замыкание на землю

Трехфазное короткое замыкание на землю (рисунок 7.3) — короткое замыкание на землю в трехфазной электроэнергетической системе с глухо или эффективно заземленными нейтралями силовых элементов, при котором с землей соединяются три фазы.

Рисунок 7.3 — Трёхфазное короткое замыкание на землю

Этот вид повреждения практически не отличается от трёхфазного короткого замыкания.

7.3 Двухфазное короткое замыкание

Двухфазное короткое замыкание (рисунок 7.4) — короткое замыкание между двумя фазами в трехфазной электроэнергетической системе.

Рисунок 7.4 — Двухфазное короткое замыкание

Векторная диаграмма для данного режима изображена на рисунке 7.5.

Рисунок 7.5 — Векторная диаграмма токов и напряжений на ПС при двухфазном коротком замыкании в точке К3

7.4 Двухфазное короткое замыкание на землю

Двухфазное короткое замыкание на землю (рисунок 7.6) — короткое замыкание на землю в трехфазной электроэнергетической системе с глухо или эффективно заземленными нейтралями силовых элементов, при котором с землей соединяются две фазы.

Рисунок 7.6 — Двухфазное короткое замыкание на землю

Векторная диаграмма для данного режима изображена на рисунке 7.7.

Рисунок 7.7 — Векторная диаграмма токов и напряжений на ПС при двухфазном коротком замыкании в точке К3

7.5 Двойное замыкание на землю

Двойное короткое замыкание на землю (рисунок 7.8) — короткое замыкание на землю двух разных фаз в трехфазной электроэнергетической системе в разных, но электрически связанных между собой точках.

Рисунок 7.8 — Двойное короткое замыкание на землю

Векторная диаграмма для данного режима изображена на рисунке 7.9.

Рисунок 7.9 — Векторная диаграмма токов и напряжений на ПС при двойном замыкании на землю в точках K1 и K3

8. СОСТАВЛЕНИЕ РАСЧЁТНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ С РЕЗИСТИВНЫМ ЗАЗЕМЛЕНИЕМ НЕЙТРАЛИ

8.1 Составление принципиальной схемы электрической сети

Проанализировав схему ПС «Южная», была выбрана среднестатистическая линия c 4-мя распределительными трансформаторами ТМ-400/10 (соединение обмоток ?-11/Yg), питающими нагрузки 400кВА, проводом марки АС-50, трансформатором на ПС ТДН-10 000/110 (соединение обмоток Yg/Yg). Принципиальная схема сети изображена на рисунке 8.1

Рисунок 8.1- Принципиальная схема электрической сети

Считая, что в нашей сети обеспечена необходимая степень резервирования и автоматизации распределительных электрических сетей, систем электроснабжения и технологических процессов, было выбрано низкоомное сопротивление заземления нейтрали с возможностью отключения поврежденных участков сети. Сопротивление заземления нейтрали было выбрано 10 Ом, позволяющее селективно отключить однофазное замыкание на землю (ОЗЗ) в течение минимально возможного времени. Суммарный емкостной ток сети I_c=0,37 А, ток, создаваемый резистором в нейтрали при ОЗЗ через переходное сопротивление 100 Ом в точке K4 I_за=65 А. I_за? I_c, I_за > I_с.з — условия выполняются.

8.2 Расчёт параметров расчётной схемы

Параметры провода АС-50 рассчитывались в элементе Matlab PowerGui. Полученные результаты изображены на рисунке 8.2. [8]

Рисунок 8.2 — Параметры провода АС-50

Параметры схемы замещения для любого трансформатора можно определить по данным опытов холостого хода (ХХ) и КЗ. Параметры ветви намагничивания определяются по результатам опыта ХХ. В этом опыте размыкается вторичная обмотка, а к первичной подводится номинальное напряжение. Трансформатор потребляет в этом режиме только мощность, равную потерям холостого хода. На рисунке 8.3 изображена схема замещения трансформатора для режима ХХ.

Рисунок 8.3 — Схема замещения трансформатора для режима ХХ

В опыте КЗ вторичная обмотка трансформатора замкнута накоротко, а подводимое к первичной обмотке напряжение подбирается таким образом, чтобы ток обмотки трансформатора был равен Uном. Схема замещения трансформатора в режиме КЗ представлена на рисунке 8.4.

Рисунок 8.4 — Схема замещения трансформатора для режима КЗ Здесь суммарное значение активных сопротивлений () обозначают r_k и называют активным сопротивлением КЗ, а () — индуктивным сопротивлением КЗ x_k.

8.2.1 Трансформатор ТДН-10 000/110

Каталожные данные трансформатора ТДН-10 000/110: U_1н=110кВ, U_2н=10кВ, S_н=10 000кВА, I_х=0,9%, P_х=15,5кВт, U_k=10,5%, P_k=60кВт.

Расчёт параметров схемы замещения:

— номинальный ток первичной обмотки трансформатора:

; (8.1)

— фазный ток первичной обмотки трансформатора при соединении по схеме «звезда» :

; (8.2)

— фазное напряжение первичной обмотки при соединении по схеме «звезда» :

; (8.3)

— фазный ток холостого хода трансформатора:

; (8.4)

— мощность потерь холостого хода на фазу:

(8.5)

где m — число фаз первичной обмотки трансформатора;

— полное сопротивление ветви намагничивания:

; (8.6)

— активное сопротивление ветви намагничивания:

; (8.7)

— реактивное сопротивление цепи намагничивания:

; (8.8)

— индуктивность цепи намагничивания:

; (8.9)

— фазный коэффициент трансформации трансформатора:

; (8.10)

— фазное напряжение КЗ:

; (8.11)

— полное сопротивление КЗ:

; (8.12)

— мощность потерь КЗ на фазу:

; (8.13)

— активное сопротивление КЗ:

; (8.14)

— индуктивное сопротивление КЗ:

; (8.15)

— индуктивность:

; (8.16)

Обычно принимают схему замещения симметричной, полагая:

; (8.17)

; (8.18), (8.18)

где r_1, L₁ — активное сопротивление и индуктивность первичной обмотки трансформатора;

r₂', L₂' -приведённое активное сопротивление и индуктивность вторичной обмотки трансформатора.

8.2.2 Трансформатор ТМ-400/10

Каталожные данные трансформатора ТМ-400/10: U_1н=10кВ, U_2н=0,4кВ, S_н=400кВА, I_х=2,1%, P_х=0,92кВт, U_k=4,5%, P_k=5,5кВт.

Группа соединений обмоток трансформатора ?-11/Yg.

Для определения параметров схемы замещения трансформатора необходимо рассчитать:

— номинальный ток первичной обмотки трансформатора:

;

— фазный ток первичной обмотки трансформатора при соединении по схеме «треугольник» :

;

— фазное напряжение первичной обмотки при соединении по схеме «треугольник» :

;

— фазный ток холостого хода трансформатора:

;

— мощность потерь холостого хода на фазу:

где m — число фаз первичной обмотки трансформатора;

— полное сопротивление ветви намагничивания:

;

— активное сопротивление ветви намагничивания:

;

— реактивное сопротивление цепи намагничивания:

;

— индуктивность цепи намагничивания:

;

— фазный коэффициент трансформации трансформатора:

;

— фазное напряжение КЗ:

;

— полное сопротивление КЗ:

;

— мощность потерь КЗ на фазу:

;

— активное сопротивление КЗ:

;

— индуктивное сопротивление КЗ:

;

— индуктивность:

;

Обычно принимают схему замещения симметричной, полагая:

;

;

.

В качестве источника напряжения был выбран идеальный источник (напряжение на зажимах которого не зависит от величины протекающего через него тока) напряжением 110кВ (рисунок 8.5). Внутреннее сопротивление идеального источника напряжения было принято равным нулю.

Рисунок 8.5 — Параметры источника напряжения

По результатам расчётов была составлена расчётная схема сети (рисунок 8.6).

Рисунок 8.6 — Расчётная схема электрической сети

9. РАСЧЁТ НОРМАЛЬНЫХ И АВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ

Все расчёты производились в программе Matlab. Измерялись следующие величины на шинах 10кВ подстанции:

— амплитуды и фазы фазных токов и напряжений;

— амплитуды и фазы токов напряжений прямой, обратной и нулевой последовательностей.

Нормальный режим характеризуется напряжением U=8073,15 В, током I=138,28А. Расчёт аварийных режимов производился в относительных единицах. Для упрощения расчёта базовые величины были выбраны таким образом, чтобы в нормальном режимы все фазные токи и напряжения в относительных единицах (о.е.) были равными единице. Для этого базисную мощность задали равной:

; (9.1)

Рассчитывались следующие аварийные режимы:

— трёхфазное короткое замыкание (1);

— трёхфазное короткое замыкание на землю (R_g=0,001 Ом) (2);

— двухфазное короткое замыкание (3);

— двухфазное короткое замыкание на землю (R_g=0,001 Ом) (4);

— двухфазное короткое замыкание на землю (R_g =100 Ом) (5);

— двойное короткое замыкание на землю (R_g=0,001 Ом) (6);

— двойное короткое замыкание на землю (R_g1=0,001 Ом, R_g2=100 Ом) (7);

— двойное короткое замыкание на землю (R_g=100 Ом) (8).

Моделирование КЗ осуществлялось с помощью элемента 3-Phase Fault (рисунок 9.1), представляющего трёхфазное устройство, замыкающее фазы между собой и на землю. Величина сопротивления заземления устанавливается равной R_g=1МОм, если замыкание на землю не задано в окне параметра блока, величина сопротивления R_on=0,001Ом.

Рисунок 9.1- Схема элемента 3-Phase Fault

Таблица 9.1 — Амплитуды и фазы фазных токов и напряжений

Таблица 9.2 — Амплитуды и фазы токов и напряжений прямой, обратной и нулевой последовательностей В таблицах 9.1−9.2 изображены результаты измерений. Трёхфазное короткое замыкание и трёхфазное короткое замыкание на землю легко определить по отсутствию тока обратной последовательности I₂, двухфазное короткое замыкание — по отсутствию тока нулевой последовательности I₀ при наличии тока обратной последовательности I₂. Режимы двухфазного короткого замыкания на землю и двойного замыкания характеризуются наличием токов обратной I₂ и нулевой последовательности I₀.

При расчёте были приняты следующие допущения:

— при двухфазных замыканиях замыкались между собой фазы A и B;

— при двойных замыканиях в первой точке замыкалась на землю фаза A, во второй — фаза B.

Это позволило получить следующее соотношение I_a? I_b? I_c, характерное практически для всех режимов КЗ.

Таблица 9.3 — Амплитуды и фазы фазных токов и напряжений при двухфазном коротком замыкании на землю в точке K4 и двойном коротком замыкании на землю в точках K3 и K4

Таблица 9.4 — Амплитуды и фазы токов и напряжений прямой, обратной и нулевой последовательностей при двухфазном коротком замыкании на землю в точке K4 и двойном коротком замыкании на землю в точках K3 и K4

Как видно из таблиц 9.3−9.4 отличить двухфазное короткое замыкание на землю от двойного замыкания на землю по одному параметру (току или напряжению) невозможно.

По результатам расчётов были определены отличительные особенности режима двухфазного короткого замыкания на землю и режима двойного замыкания на землю:

— режим двухфазного короткого замыкания на землю:

— токи в фазах A и B не равны между собой, но отличаются друг от друга незначительно;

— напряжения в фазах A и B не равны между собой;

— ток и напряжение в фазе A больше тока и напряжения в фазе B;

— при увеличении сопротивления замыкания на землю: