Note explicative

Compensation des courants capacitifs capacitifs dans les réseaux 6-35 kV.

Introduction   Le type de dommages le plus courant (jusqu'à 95%) dans les réseaux 6, 10 et 35 kV est fermetures monophasées   à la masse (PTG), accompagné par le flux de courant à travers la place du circuit capacitif et la surtension à éléments de réseau à haute multiplicité (moteurs, transformateurs) comme un transitoire de haute fréquence. De tels impacts sur le réseau conduisent, dans le meilleur des cas, au fonctionnement des protecteurs de terre. Trouver la connexion endommagée semble des tâches d'organisation laborieuses et chronophages - hors connexions alternatives retardées pendant une longue période et est accompagnée d'un ensemble de commutation de routine pour les consommateurs de sauvegarde. Et, en règle générale, la majorité des fermetures phase-à-phase commence avec un OZZ. Le développement de défaut à la terre monophasé est accompagné par chauffage du point de défaut, la dispersion de grandes quantités d'énergie dans le lieu de PTG et pannes d'électricité se terminant ont protection contre les surtensions dans la transition vers l'OSS court-circuit. La situation peut être modifiée en appliquant le sol résonant du neutre.

Courants de fermeture.Dans le SPZ, un courant capacitif circule à travers le site de défaut en raison de la présence d'une capacité électrique entre les phases du réseau et la terre. La capacité est concentrée, principalement dans lignes de câble, dont la longueur détermine le courant capacitif total de l'OZZ (environ 1 A de courant capacitif est de 1 km de câble).

Types d'OSS.Tous les OZZ sont divisés en aveugle (métal) et en arc. Les types d'OZZ les plus fréquents (95% de tous les OZZ) et les plus dangereux sont des défauts d'arc. Laissez-nous décrire chaque type de OSS séparément.

1) du point de vue des niveaux de surtension sur les éléments de réseau, les défauts à la terre métalliques sont les plus sûrs (par exemple, la chute du fil d'une ligne électrique aérienne au sol). Dans ce cas, un courant capacitif traverse le point de rupture, ce qui ne s'accompagne pas de fortes surtensions au vu de la spécificité de ce type d'OZZ.

2) la caractéristique de l'arc OSS - la présence d'un arc électrique à la place de l'OZZ, qui est la source d'oscillations à haute fréquence accompagnant chaque OZZ.

Méthodes de suppression des courants.Il y a deux façons de supprimer le courant du SPP.

1) déconnexion de la connexion endommagée - cette méthode est axée sur l'arrêt manuel ou automatique (avec l'utilisation de RPA). Dans ce cas, le consommateur conformément à la catégorie est transféré en mode veille ou reste sans alimentation. Il n'y a pas de tension sur la phase endommagée - il n'y a pas de courant à travers le lieu de panne.

2) la compensation du courant capacitif au point de fermeture du réacteur installé dans le réseau neutre à propriétés inductives.

Essence de compensation des courants capacitifs.   Comme cela a été noté, lorsque la phase est fermée au sol (panne), un courant capacitif circule à travers l'emplacement de l'OZZ. Ce courant, après un examen plus approfondi, est dû aux capacités des deux phases restantes (non endommagées) chargées à la tension de ligne. Les courants de ces phases, décalés l'un par rapport à l'autre de 60 degrés électriques, sont additionnés au point d'endommagement et ont une valeur triple du courant capacitif de phase. Par conséquent, la valeur du courant SPZ est déterminée par l'emplacement du défaut: Ce courant capacitif peut être compensé par le courant inductif du réacteur de suppression d'arc (DGR) installé dans le réseau neutre. Dans le SPD de la grille, sur le neutre de tout transformateur connecté, dont les enroulements sont connectés à une étoile, apparaît tension de phasequi, s'il y a une borne neutre connectée à l'enroulement haute tension du réacteur L, initie le courant inductif du réacteur à travers l'emplacement de la panne. Ce courant est dirigé contre le courant capacitif de l'OZZ et peut le compenser pour le réglage du réacteur correspondant (Figure 1)

Fig. 1 Routes du passage des courants SPZ à travers les éléments du réseau

La nécessité d'accorder automatiquement à la résonance.   Pour atteindre une efficacité maximale circuit DGR formée tout au long de la capacité et de l'inductance réseau du réacteur - le circuit de séquence zéro réseau (SNRC) - doit être accordée à la résonance à la fréquence de 50 Hz. Dans les conditions de commutation constante dans le réseau (activation / désactivation des consommateurs), la capacité du réseau change, ce qui entraîne la nécessité d'utiliser un DGR à régulation régulière et un système de compensation automatique pour les courants capacitifs. Par ailleurs, les réacteurs pas à pas actuellement utilisés tels que ZROM et d'autres sont réglés manuellement sur la base des données calculées sur les courants capacitifs du réseau, et ne fournissent donc pas d'accord de résonance.

Principe d'ACQUATICS. SNRC est accordé à la résonance avec un type de compensation réglage automatique de la UARK.101M, fonctionnant sur le principe de phase. Sur UARK.101M sont signal de référence d'entrée (la tension de la ligne) et le signal 3Uo du transformateur de mesure (par exemple, NTMI). Pour un fonctionnement correct et stable de ascétique nécessaire de créer une asymétrie artificielle dans le réseau qui est source d'excitation neutre (IVN) - ou par incorporation de la haute batterie de condensateurs à une des phases du réseau ou l'installation de transformateur de type asymétrique spécial TMPS avec construit IVN (rapport réglable de transformation avec discret de 1,25% de la tension de phase). Dans ce dernier cas, la quantité 3Uo mode de résonance de tension et la stabilité de ascétique restent constants lors du changement de la configuration du réseau (voir. La formule ci-dessous). Dans le neutre du même transformateur, un GDR (par exemple, le type de RDMR) est défini. Ainsi, ascétique représenté en tant que système TMPS RDMR + + UARK.101M.

Sur le rapport des valeurs d'asymétrie naturelle et artificielle.Dans un réseau avec un neutre isolé, la tension au triangle ouvert de NTMI par rapport au coefficient de transformation correspond à la tension de l'asymétrie naturelle.   L'ampleur et de l'angle de cette tension sont instables et dépendent de différents facteurs (météo, ... ..et ainsi de suite. D.), de sorte que pour le bon fonctionnement Asketi besoin de créer un signal plus stable à la fois en amplitude et en phase. A cet effet, la source d'excitation du neutre est introduite dans la CNPC ( source d'asymétrie artificielle). Si nous utilisons la terminologie de la théorie de contrôle automatique, le déséquilibre artificiel constitue un signal utile utilisé pour contrôler le SNRC et naturel - interférences qui pour vérifier en sélectionnant la valeur de déséquilibre artificiel. Dans les réseaux avec la présence des lignes de câble à courant capacitif de 10 ampères ou plus valeur d'asymétrie naturel est généralement très faible. A.5.11.11. PTEESiS limite le déséquilibre de tension des systèmes (artificiel naturel +) travaillant avec un courant de compensation capacitif, à 0,75% de la tension de phase, et le degré maximal de déplacement du neutre à un niveau ne dépassant pas 15% de la tension de phase. Sur le triangle ouvert de NTMI, ces niveaux correspondront aux valeurs 3Uo = 0,75V et 15V. Le degré maximum de déplacement du neutre est possible en mode résonance (figure 2).

Voici les formules de calcul de la tension 3Uo en mode résonance pour deux méthodes de création d'asymétrie artificielle:

1) dans le cas de l'utilisation du condensateur Co

,

où est la fréquence angulaire du réseau, 314.16 s-1,

http://pandia.ru/text/79/550/images/image006_44.gif "width =" 24 "height =" 23 src = « \u003e - phase emf, B,

http://pandia.ru/text/79/550/images/image008_37.gif "width =" "height =" 29 27 « \u003e - coefficient de transformation du transformateur de mesure 3Uo, le réseau 6 kV - 60 /, le réseau 10 kV - 100 / http: //pandia.ru/text/79/550/images/image010_32.gif "width =" 97 "height =" 51 "\u003e,

où Kcm est le facteur de polarisation de phase commutable du transformateur spécial.

La formule montre que dans le cas du condensateur Co valeur 3Uo au point de résonance dépend du courant du réseau capacitif (), comme dans le cas d'un transformateur spécial ne dépend pas asymétrique.

La valeur minimale de 3Uo est sélectionnée, en fonction de la condition de fonctionnement fiable de l'appareil УАРК.101М, et est 5В.

Dans les formules ci-dessus, la valeur de la tension du déséquilibre naturel du réseau n'est pas prise en compte en raison de ses petites valeurs ..jpg "width =" 312 "height =" 431 "\u003e

Fig. 3 Vecteurs de tensions dans un réseau mis à la terre de manière résonnante

Conclusions:

Exacte compensation automatique du courant capacitif est un moyen d'extinction PTG sans contact et par rapport aux réseaux travaillant avec neutre isolé, avec une mise à la terre résistif, avec le compensé partiellement, et en combinaison avec mise à la terre neutre présente les avantages suivants:

réduit le courant à travers la zone endommagée au minimum (dans la limite des composants actifs et harmoniques supérieures), fournit une extinction fiable (empêche des effets durables à la terre arc) et la sécurité lors de la diffusion des courants dans le sol;

facilite les exigences pour les dispositifs de mise à la terre;

limite les surtensions résultant en arc de PTG à des valeurs Uf 2/5 à 2/6 (à un degré de compensation de la non-concordance de 0-5%), pour fixer l'équipement à commande d'isolation et de lignes;

réduit significativement la vitesse de rétablissement des contraintes sur la phase endommagée, permet de restaurer les propriétés diélectriques du site de défaut dans le réseau après chaque extinction de l'arc de mise à la terre intermittente;

empêche le jet de puissance réactive aux sources d'énergie dans la ZSP à couplage d'arc, qui préserve la qualité de l'électricité des consommateurs;

il empêche le développement des processus de ferrorésonance du réseau (en particulier, les déplacements spontanés neutres) si les restrictions suivantes sur l'utilisation des fusibles sur les lignes électriques;

élimine les limites de la stabilité statique dans la transmission de l'énergie à travers les lignes électriques.

Lors de la compensation de courants capacitifs, les réseaux d'air et de câbles peuvent fonctionner pendant une longue période avec la phase fermée à la terre.

Littérature

1. Likhachev au sol dans les réseaux à neutre isolé et avec compensation des courants capacitifs. M .: Energia, 1971. - 152 p.

2. Obabkov systèmes de contrôle adaptatif des objets résonnants. Kiev: Naukova Dumka, 1993. - 254 p.

3. Fishman V. Méthodes de mise à la terre du neutre dans les réseaux 6-35 kV. Le point de vue du designer. Nouvelles de génie électrique, №2, 2008

4. Règles opération technique   centrales électriques et réseaux de la Fédération de Russie. RD 34.20.501-édition. Moscou, 1996.

Ingénieur en chef

Fig. 2 Exemples de caractéristiques de résonance de la CNPC

Fig. 4 Réaction d'un réseau résonant-mis à la terre par la panne d'arc

     Contenu:

En génie électrique, il existe un courant capacitif, mieux connu sous le nom de courant de défaut à la terre capacitif dans les réseaux électriques. Ce phénomène se produit lorsque la phase est endommagée, ce qui entraîne ce que l'on appelle un arc de mise à la terre. Afin d'éviter des conséquences négatives graves, il est nécessaire d'effectuer le calcul du courant capacitif du réseau de manière opportune et correcte. Cela permettra de réduire la surtension en cas de réallumage de l'arc et de créer des conditions d'auto-extinction.

Quel est le courant capacitif

Le courant capacitif se produit en règle générale sur les lignes de grande extension. Dans ce cas, la terre et les conducteurs fonctionnent d'une manière similaire aux plaques de condensateur, contribuant à l'apparition d'une capacité spécifique. Comme il a des caractéristiques variables, il peut servir d'impulsion à son apparence. Dans les lignes de câble, tension 6-10 kilovolts, sa valeur peut être de 8-10 ampères par 1 km de longueur.

Dans le cas d'une coupure de ligne à l'état non chargé, la valeur du courant capacitif peut atteindre plusieurs dizaines et même des centaines d'ampères. Dans le processus d'arrêt, lorsque le moment de la transition de courant à travers la valeur zéro vient, la tension sur les contacts divergents sera absent. Cependant, dans l'instant suivant, il est tout à fait possible de former un arc électrique.

Si la valeur du courant capacitif ne dépasse pas 30 ampères, ceci n'entraîne pas de dommages sérieux à l'équipement dans le domaine des surtensions dangereuses et des défauts à la terre. L'arc électrique apparaissant sur le site de l'endommagement disparaît rapidement avec l'apparition simultanée d'un défaut à la terre stable. Tous les changements dans le courant capacitif se produisent le long de la ligne électrique, de la fin au début. L'ampleur de ces changements sera proportionnelle à la longueur de la ligne.

Afin de réduire le courant de défaut à la terre, dans les réseaux, la tension de 6 à 35 kilovolts, le courant capacitif est compensé. Cela permet de réduire le taux de récupération de tension sur la phase endommagée après l'extinction de l'arc. En outre, la surtension est réduite en cas d'allumage répété de l'arc. La compensation est effectuée en utilisant des réacteurs de mise à la masse à suppression d'arc ayant un ajustement d'inductance lisse ou progressif.

Les réacteurs de suppression d'arc sont configurés en fonction du courant de compensation dont la valeur est égale au courant capacitif de défaut à la terre. Lors de la configuration, des paramètres de compensation excessifs peuvent être utilisés lorsque la composante inductive du courant n'est pas supérieure à 5 ampères et le degré d'écart par rapport au réglage principal est de 5%.

Le réglage avec compensation insuffisante n'est autorisé que si la puissance du réacteur de suppression d'arc est insuffisante. Le degré de désaccord dans ce cas ne doit pas dépasser 5%. La condition principale pour ce réglage est l'absence de tension de polarisation neutre, ce qui peut se produire avec des capacités asymétriques des phases du réseau électrique - lorsque les fils sont brisés, les fils sont étirés, etc.

Afin d'anticiper l'événement à l'avance situations d'urgence   et prendre des mesures appropriées, il est nécessaire de calculer le courant capacitif dans une certaine zone. Il existe des méthodes spéciales pour obtenir des résultats précis.

Exemple de calcul du courant capacitif d'un réseau

La valeur du courant capacitif qui apparaît pendant la phase phase-terre est déterminée uniquement par la valeur de la résistance capacitive du réseau. Par rapport aux résistances inductives et actives, la résistance capacitive a des performances supérieures. Par conséquent, les deux premiers types de résistance dans les calculs ne sont pas pris en compte.

La formation d'un courant capacitif est le plus commodément considérée par un exemple réseau triphasé, où dans la phase A la fermeture habituelle s'est produite. Dans ce cas, l'amplitude des courants dans les phases restantes B et C est calculée en utilisant les formules suivantes:

modules de courants dans ces phases I a et I c, compte tenu de certaines hypothèses C = A = B = C et U = U A = U B = U C peut être calculé en utilisant une autre formule: La valeur du courant dans le sol est constitué d'géométrique la somme des courants de phase, et C. la formule est tout à fait comme suit: au cours de la valeur de courant du circuit de calcul pratique du sol peut être déterminée approximativement par la formule: dans laquelle U sr.nom. - il est le stade tension de phase de srednenominalnym, N - coefficient, et l est la longueur totale, ayant une communication électrique avec le point de circuit sol (km). L'estimation obtenue par un tel calcul indique l'indépendance de l'amplitude du courant à partir du point de fermeture. Cette valeur est déterminée par la longueur totale de toutes les lignes réseau.

Comment compenser les courants de défaut à la terre capacitifs

Travail réseaux électriques, tension de 6 à 10 kilovolts, est réalisée avec un neutre isolé ou à la masse, en fonction de la puissance du courant de défaut à la terre. Dans tous les cas, des bobines de suppression d'arc sont incluses dans le circuit. Le neutre est mis à la terre au moyen de bobines de suppression d'arc, afin de compenser les courants de défaut à la terre. En cas de défaut à la terre monophasé, le fonctionnement de tous les récepteurs électriques se poursuit en mode normal et l'alimentation des consommateurs n'est pas interrompue.

La longueur considérable des réseaux de câbles urbains conduit à la formation d'une grande capacité en eux, puisque chaque câble est une sorte de condenseur. En conséquence, un circuit monophasé dans ces réseaux, peut augmenter le courant sur le site de la blessure à quelques dizaines de, et dans certains cas - des centaines de ampère. L'impact de ces courants entraîne une destruction rapide de l'isolation du câble. Pour cette raison, ci-après, la fermeture devient une seule phase à deux ou trois phases, ce qui provoque la partie de déconnexion et interrompre l'alimentation électrique des consommateurs. Au tout début se pose un arc instable, se transformant progressivement en une fermeture permanente à la terre.

Lorsque le courant passe par une valeur nulle, l'arc disparaît d'abord, puis réapparaît. Dans le même temps, une augmentation de la tension se produit dans les phases non endommagées, ce qui peut conduire à une violation de l'isolation dans d'autres domaines. Pour rembourser l'arc dans un endroit endommagé, il est nécessaire d'effectuer des mesures spéciales pour compenser le courant capacitif. A cette fin, une bobine de suppression d'arc de mise à la terre inductive est connectée au point zéro du réseau.

La commutation du circuit de la bobine d'extinction d'arc, représenté sur la figure, se compose d'un transformateur de mise à la terre (1), le commutateur (2), le câblage de signal de la tension avec un voltmètre (3), la bobine d'extinction d'arc (4), un transformateur de courant (5), (6), un relais de courant ( 7), signalisation sonore et lumineuse (8).

La conception de la bobine se compose d'un enroulement avec un noyau de fer, placé dans un boîtier, rempli d'huile. Sur l'enroulement principal, il y a des branches correspondant à cinq valeurs de courant pour la possibilité de régler le courant inductif. L'un des conducteurs est connecté au point zéro de l'enroulement du transformateur relié par une étoile. Dans certains cas, un transformateur de mise à la terre spécial peut être utilisé et la connexion de la sortie de l'enroulement principal est mise à la terre.

Ainsi, pour assurer la sécurité, non seulement le calcul du courant capacitif est effectué, mais aussi effectué à l'aide de dispositifs spéciaux. En général, cela donne de bons résultats et garantit opération sûre   réseaux électriques.

Publié le 07/05/2011 (Valable jusqu'au 18 juillet 2013)

Comme beaucoup de nos lecteurs, en particulier les experts des organisations de projet dans la documentation technique russe actuelle, il n'y a pas de recommandations spécifiques pour le choix de la protection contre les défauts à la terre (PTG) et pas des méthodes modernes de paramètres de calcul. Par conséquent, les documents sur ce sujet sont d'un grand intérêt.

Alexey Shalin, docteur en sciences techniques, professeur au département des stations électriques de l'Université technique d'État de Novossibirsk

Dans le numéro précédent ( « Nouvelles équipements électriques» № 4 (34) 2005) a publié un article par Alexei Ivanovich Shalin, qui était un exemple des paramètres de calcul de la protection contre les défauts de la terre, en réponse à la tension résiduelle.

A propos des valeurs du coefficient de pénétration

Les recommandations des auteurs sur le calcul des paramètres de non-directionnel protection actuelle   zéro séquence de l'OSS. De ces recommandations, on peut voir que les spécialistes diffèrent de manière significative dans leurs opinions sur des valeurs fondamentales telles que le coefficient de pénétration, le coefficient de sensibilité normalisé, etc.

Le commentaire Sergey Titenkov prétend que l'on utilise dans le calcul du coefficient de touche principalement en fonction de la capacité du circuit de courant de séquence de haute fréquence zéro se produisant au cours de la décharge de la phase en défaut et les capacités de charge des phases intactes ne soit pas réduite par le réseau neutre résistif mis à la terre. Ceci est déterminé en particulier par le fait que les réseaux de résistances de 6 à 10 kV est inclus dans le circuit de faible puissance neutre du transformateur de formage.

Comme cela arrive souvent dans la réalité, toute expression concrète a ses propres «limites de la vérité». S'il est une résistance placée dans neytralerov neutre (neytraler - bobine d'arrêt triphasé avec connexion en zigzag) conformément à un tel examen dans la plupart des cas à juste titre. Selon la première harmonique, la résistance inductive d'un neutraliseur d'une capacité de 63 kVA à une tension de 10 kV est de 96 Ohm. 10-20 harmoniques qui sont présentes dans le processus de recharge de capacités à PTG, la résistance va augmenter à la résistance de 960-1920 ohms et l'ordre de 100 à 150 ohms résistance totale de la chaîne « neytraler - résistance mise à la terre » sera presque totalement inductif. En conséquence, en pleine conformité avec la résistance de mise à la terre d'opinion Sergei Tsitsyankou pratiquement pas d'impact sur les conteneurs courants et donc de sommes perçues en trop n'affectera pas le rapport de projection.

À une tension de 35 kV, trois enroulements transformateurs de puissance   ont généralement un neutre déduit. Une résistance de mise à la terre est incluse dans le circuit de ce neutre. Dans ce cas, dire que cette résistance n'affecte pas les courants de surintensité, ce serait incorrect.

À propos du délai

Considérons cette question sur un exemple du système a abouti à. Ici, le transformateur d'alimentation d'une tension de 35 kV a une capacité de 10 MVA. Il est alimenté par une ligne d'alimentation en air, qui est ensuite divisée en deux circuits, chacun alimentant son transformateur de 4 MVA avec un circuit pour connecter l'enroulement primaire à une étoile avec une sortie neutre. Des résistances de mise à la terre sont incluses pour réduire le niveau de surtensions dans le neutre du transformateur. L'utilisation de résistances de mise à la terre dans le réseau permet d'augmenter l'efficacité de la protection, mais la méthode de sélection de ses réglages doit être revue.

En fonction du courant de déclenchement de la protection contre IZZ IZZ dans le réseau avec neutre isolé en présence d'un transformateur de câble, le courant résiduel est sélectionné parmi les conditions suivantes:

où k = 1,2 (facteur de fiabilité);

k br est le coefficient de coulée, en tenant compte du roulis du courant capacitif au moment de l'apparition de la ZES, ainsi que de la capacité du relais à y répondre;

I s.fid.maks - le courant capacitif maximum du chargeur protégé.

Conformément à la protection instantanée contre les OSS dans les calculs, la valeur du produit k n k bp = 4 ... 5 doit être prise. Pour les protections à retardement, si un arc intermittent peut se produire, kb = 2,5. Apparemment, ces valeurs sont recommandées par l'auteur pour les relais de protection domestique traditionnels, y compris RTZ-51.

Il est proposé de considérer k n = 1,2, k br = 3 ... 5 (par rapport aux relais de type ancien). Pour le relais PTZ-51, il est recommandé de prendre k br = 2 ... 3. Dans ce cas, il est proposé d'effectuer une protection sans temporisation. « Quand il est utilisé pour la protection contre les PTG relais numériques modernes, par exemple, la série SPACOM, y compris SPAC-800 ..., vous pouvez prendre les valeurs k = 1 br ... 1.5 (vérifier avec le fabricant). »

À mon avis, dans la mesure du possible, il est préférable d'utiliser la protection contre la protection à long terme avec délai. Ceci permet d'obtenir une sélectivité en deux ou plusieurs lignes de transmission connectées en série utilisés dans le calcul du rapport de projection de valeur minimale, empêche faux déclenchement des lignes intactes après avoir été désactivé ligne endommagée (due à la ferrorésonance phénomènes associés à transformateur de tension), et ainsi de suite. e.

Dans certaines industries (mines, carrières, etc.), il existe documents normatifs, nécessitant la fermeture immédiate du SPP. Là, il est nécessaire d'utiliser une protection immédiate de la SPZ.

Détermination des courants capacitifs

La valeur I c.fd.max = I CS pour les réseaux avec neutre isolé est recommandée, par exemple, comme suit:

pour les réseaux câblés

pour les réseaux avec des lignes aériennes

où U = tension nominale   réseau (kV);

S est la longueur totale des lignes (km).

Le courant capacitif total du réseau est défini comme la somme des composants décrits ci-dessus pour toutes les lignes de réseau connectées galvaniquement.

Plus précisément, l'amplitude du courant capacitif I s.fid.maks ligne de transmission peut être calculée en utilisant, par exemple, des données sur les courants capacitifs spécifiques dans la transmission de l'air et le câble représenté sur la. Cependant, il est également noté que l'amplitude du courant capacitif, défini par (2), (3), peut produire une erreur de l'ordre de 40 à 80% par rapport au réel, mesuré à PTG dans le courant du réseau. L'une des raisons - les capacités de négligence par rapport aux consommateurs d'énergie au sol, tels que des moteurs, ainsi que des lignes aériennes de conception (type de support, avec ou sans câble mettre à la terre), etc.

(4)

où U tension de phase (kV);

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

C S - capacité d'une phase du réseau par rapport au sol (F).

(5)

où c i est la capacité spécifique par phase de la i-ième ligne (F / km);

l i - longueur de la i-ième ligne (km);

m - nombre de lignes (câble, air avec câble de masse et sans câble);

c j - capacité par phase du j-ième élément du réseau (Φ);

q j - nombre d'éléments de réseau considérés, sauf pour les lignes de transmission (par exemple, les moteurs);

n est le nombre total de ces éléments.

(6)

où S nom est la puissance nominale totale du moteur (MV · A);

Tension nominale du moteur U (kV).

Pour les autres types de moteurs électriques

(7)

où n nom est la vitesse nominale du rotor (tr / min).

Comme indiqué ci-dessus, les courants capacitifs calculés du réseau diffèrent généralement des courants réels, qui ne peuvent être déterminés qu'en mesurant sur le site. Cependant, le processus de mesure du courant capacitif, en plus des difficultés techniques, est également lié à une certaine incertitude méthodologique. L'expérience montre que de nombreux objets dans le courant capacitif du réseau, même avec OZZ métallique, contiennent non seulement les composants de la fréquence industrielle, mais aussi des courants significatifs d'harmoniques supérieurs.

La mesure de la valeur totale du courant, par exemple à l'aide d'instruments traditionnels conçus pour mesurer les courants de la fréquence industrielle, est associée à des erreurs significatives. Vraiment, il y avait des erreurs d'environ 30% (y compris dans le sens de la diminution des courants mesurés par rapport aux courants calculés). Plus précisément, le courant capacitif du réseau peut être mesuré en oscillant puis en décomposant en composantes harmoniques.

Courants homopolaires dans les réseaux résistifs

S'il y a plusieurs résistances de mise à la terre dans le réseau, un courant actif I IR peut également circuler dans la zone de protection externe. Dans ce cas, au lieu de I, le c.feed.max dans (1) doit être substitué

La sensibilité est vérifiée par la valeur du coefficient k h:

(9)

où k ч.норм - le coefficient normalisé de la sensibilité;

I PROTECTION - courant dans la protection d'une ligne électrique endommagée.

Dans les réseaux et installations résistifs

où I "CS - le courant capacitif total du réseau, moins le courant capacitif du chargeur protégé;

I R - courant de la résistance de mise à la terre, passant par la protection de la connexion endommagée. Il a été montré que, lors de la protection des conduites d'EPZ, il est dangereux d'utiliser la sensibilité recommandée dans les valeurs du facteur de sensibilité réglementaire en raison de la possibilité de formation d'une résistance transitoire importante à la place de la SPZ. Il y avait aussi des recommandations sur le test de la sensibilité de la protection dans ce cas.

Courants en modes transitoires

À l'heure actuelle, peu étudié la question de ce qui devrait être la valeur de k facteur br lorsqu'il est installé dans le réseau de résistance de terre neutre. Il y a deux opinions sur ce sujet:

La valeur de k br devrait être la même que dans les réseaux sans résistances de mise à la terre;

La valeur de kpp devrait être plus petite que dans le cas précédent.

On sait que kpp dépend, en particulier, du rapport surintensité   recharge réseau de capacité (de capacité de décharge du courant, puis la phase défectueuse chargée des récipients phases « sains ») et la valeur de l'attachement courant capacitif pouvant être fixé à l'état stationnaire de la PTG externe. Dans la Fig. La figure 1 montre la forme d'onde de courant homopolaire 3I0 PTG transitoire dans l'un des réseaux d'interconnexion électrique décrit, dans lequel le courant total PTG raven19 A. Forme d'onde correspond au feu répété arc intermittent dans un réseau où aucune des résistances de mise à la terre. La valeur maximale du courant transitoire était de 138 A, la valeur de crête du courant de régime permanent est de 16 A. 3I0 désignant le ratio d'amplitude de courant maximale à constante en tant que k max, on obtient pour le cas k max = 8,62.

En réglant le transformateur d'alimentation neutre résistance de mise à la terre 2 ohms (résistance au courant de PTG est de 10 A, à savoir 0,53 du réseau courant capacitif totale), pour obtenir le même k max = liaison 1,3, à savoir k max a diminué plus de 6,5 fois. L'augmentation de la résistance de la résistance entraîne une augmentation de k max (dans les limites de ce cas jusqu'à 8,62). Si le réseau dispose de plusieurs résistances de mise à la terre et sur la connexion considérée avec PTG externe procède actuellement actif d'un d'entre eux, ce qui provoque une réduction de la valeur k max, car le 3I0 courant constant dans cette adhésion augmente.

Parmi décrit, il est clair que la valeur de k br dans ce cas peut être inférieur à celui de l'absence de résistances de mise à la terre, le degré de réduction dépend de la résistance de k br. Une autre méthode de mise à la terre est décrite, qui est conçue pour assurer un fonctionnement efficace de la protection sélective contre les défauts à la terre dans les réseaux de 6 à 10 kV (figure 2). Dans le cas considéré, un transformateur neutralisant n'est pas installé.

Lorsqu'une tension homopolaire apparaît sur le réseau, indiquant qu'un défaut à la terre s'est produit, une résistance de mise à la terre s'allume entre chaque phase et la terre à l'aide d'un interrupteur spécial. Dans ce cas, des courants de défaut à la terre actifs sont formés, appropriés pour la détection sélective d'une connexion endommagée.

Pour limiter les surtensions pouvant survenir dans le réseau avant d'inclure les résistances de mise à la terre, l'installation sur les bus OPN est prévue. Leur résistance thermique doit être assurée pendant un certain temps avant la mise sous tension des résistances de mise à la terre et la protection relais de la connexion endommagée est détectée par la protection du relais. Une fois activée, la protection du relais déconnecte la connexion défectueuse, après quoi les résistances de mise à la terre sont déconnectées. Les résistances de mise à la terre sont faites de faible puissance, absorbant la chaleur, avec un temps de stabilité thermique d'environ 10-20 secondes.

Exemple de distribution actuelle

Dans la Fig. 3 montre la répartition des courants dans les circuits du circuit.

En construisant la figure, des hypothèses ont été faites que:

- la capacité des phases du LEP par rapport au sol dépasse de beaucoup la capacité des autres éléments du circuit;

Les fuites à travers les transformateurs de tension peuvent être négligées;

Le courant d'isolement de la phase active par rapport à la terre est négligeable;

La résistance des lignes de transmission et des enroulements du transformateur est négligeable.

Dans le circuit de la Fig. 3, les dispositifs de commutation et les limiteurs de surtension ne sont pas représentés. Ici Tp est le transformateur d'alimentation; LEP1 - ligne de transmission, où la phase était fermée au sol; LEP2 - ligne électrique non endommagée (ou un groupe de ces lignes); R1 - résistances de mise à la terre.

La figure montre que les courants actifs des résistances de mise à la terre sont fermés à travers le transformateur d'alimentation Tp et la phase endommagée de la ligne LEP1. Il en résulte que la somme des courants actifs des résistances des phases non endommagées et du courant capacitif de la ligne d'alimentation non endommagée circule pour protéger la ligne d'alimentation endommagée. Pour protéger une ligne d'alimentation intacte, seul le courant capacitif de cette ligne d'alimentation circule.

La méthode d'échouement résistif décrite ci-dessus a été mise en œuvre dans trois sous-stations de la zone de distribution Khanty-Mansiysk des réseaux électriques de Nefteyugansk. L'expérience opérationnelle disponible à ce jour confirme la grande efficacité de cette solution technique. Dans le cas de l'application de ce schéma, comme le montrent nos études, les résistances de mise à la terre réduisent également la valeur de kmax et, par conséquent, k br. Dans le même temps, afin d'obtenir le même effet de résistance dans les circuits de la Fig. 2, 3 doit être prise 3 fois plus grande que lorsque la résistance de mise à la terre est activée, par exemple dans le neutre d'un transformateur de puissance.

Fig. 1. Oscillogramme du courant résiduel dans le processus transitoire de défaut à la terre monophasé dans un réseau de 35 kV

Fig. 2. Commutation des résistances de mise à la terre entre les phases et la terre en cas de défaut à la terre

Fig. 3. Répartition des courants dans les circuits de circuits

Les recherches effectuées permettent de tirer la conclusion suivante: l'utilisation de résistances de mise à la terre sans neutralisants conduit à la possibilité de réduire la valeur de k br. L'utilisation de neutralisants réduit significativement cet effet, le réduisant dans la plupart des cas pratiquement à zéro.

En conséquence, lorsque les résistances de mise à la terre sont connectées par des neutraliseurs, il convient de prendre la valeur du coefficient de coupure kbp, comme pour un réseau à neutre isolé, conformément aux recommandations.

Lorsque les résistances de mise à la terre sont activées comme décrit ci-dessus sans utiliser de neutralisants, les valeurs calculées de kbp peuvent être réduites. Si le courant de la résistance de mise à la masse est approximativement égale à l'intensité totale du réseau capacitif (comme limitant recommandé pour les surtensions optimum) Les valeurs des coefficients de coulée conformément à peut être pris au niveau de 01/02 à 01/03.

Si la résistance des résistances de mise à la terre est bien supérieure à la résistance capacitive des trois phases du réseau (comme c'est souvent le cas avec grandes valeurs   courant capacitif), la valeur de k bp peut être considérée comme identique à celle des réseaux avec un neutre isolé, ou elle est déterminée après des calculs supplémentaires des courants du processus transitoire.

Dans a été décrit l'une des caractéristiques de l'arc brûlant dans les câbles domestiques avec isolation papier-huile. L'idée était que l'allumage de la phase initiale OSS de l'arc dans un tel câble conduit à la décomposition de la résine d'imprégnation à l'huile et la libération de quantités importantes de gaz qui sont ressorties arc étanchée. Alors que les gaz formés ne «partent» pas dans des directions différentes de la place de l'arc entre les couches de papier, l'arc ne brûle pas. En même temps, en raison de la "pause" générée dans le courant homopolaire, la protection contre un retard court avec une temporisation peut être refusée en fonctionnement. La raison en est que pendant la pause sans courant, le corps actuel revient à l'état initial et à l'organe de temporisation, et "sans compter" le retard réglé, retourne également à son état d'origine.

Pour éviter de telles défaillances dans la protection des PTG une certaine protection à l'importation (ainsi que dans la protection de la coproduction UZL de l'Université technique d'Etat de Novossibirsk et OOO « TNG BOLID ») ont la possibilité de stocker la protection de l'exécution de fait. S'il y avait un « coup de bec » le corps actuel, ce fait est conservé jusqu'à 0,3 secondes et répétez la protection « picorer » fonctionne sur le voyage. Pour cette protection même en présence du réseau de résistances de mise à la terre est recommandé de prendre la valeur accrue k large, par exemple, égal à 1,5.

Portée de la protection non directionnelle

En général, la protection à maximum de courant non-directionnelle PTG peut être efficace que dans les systèmes avec un grand nombre de sections reliées aux connexions, dont chacune présente un faible courant capacitif. Un désaccord de ce courant selon (1) n'entraînera pas de diminution inacceptable de la sensibilité. Ce cas est typique, par exemple, pour les magasins d'entreprises avec un grand nombre de moteurs électriques de faible puissance reliés par des câbles courts.

Si un tel réseau est installé dans le réacteur de trempe, afin d'assurer le bon fonctionnement de la protection PTG parallèle utile de ce réacteur comprend une résistance de mise à la terre, dans lequel le courant circulant à travers la résistance lorsque OSS doit être supérieure à la consigne de protection très « rough » de 1,5-2. Dans ce cas, les protecteurs de courant non directionnels peuvent fournir la sélectivité nécessaire et une sensibilité élevée dans la zone franche.

Une augmentation significative de l'efficacité peut être obtenue avec l'utilisation de la protection contre les courants résiduels avec mesure relative. Par exemple, il existe un microprocesseur de terminal de protection, le principe de fonctionnement est basé sur une comparaison des valeurs des courants homopolaires dans toutes les adhésions protégées section de jeu de barres. Il n'est pas nécessaire d'ajuster le courant de détection à partir du courant capacitif des connexions. En l'absence d'un réacteur d'extinction d'arc dans le réseau, cette protection détecte efficacement la connexion endommagée au SPP.

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Les réseaux électriques peuvent fonctionner avec une mise à la terre ou   transformateurs neutres isolés et générateurs. Les réseaux 6, 10 et 35 kV fonctionnent avec des transformateurs neutres isolés. Les réseaux 660, 380 et 220 V peuvent fonctionner avec un neutre isolé et un neutre mis à la terre. Les réseaux à quatre fils les plus courants sont 380/220, ce qui, conformément aux exigences, doit neutre au sol.

Considérons réseaux avec neutre isolé. La figure 1, a montre un schéma d'un tel réseau courant triphasé. L'enroulement est représenté connecté dans une étoile, cependant, tout ce qui est dit ci-dessous s'applique également au cas d'une connexion enroulement secondaire   dans le triangle.

Fig. 1. Schéma d'un réseau de courant triphasé avec un neutre isolé (a). Défaut de terre dans un réseau avec neutre isolé (b).

Quelle que soit la qualité de l'isolation des parties conductrices du réseau par rapport au sol, les conducteurs de réseau ont toujours une connexion avec le sol. Cette connexion est de deux sortes.

1. L'isolation des parties actives présente une certaine résistance (ou conductivité) vis-à-vis du sol, généralement exprimée en mégohms.Cela signifie qu'un courant d'une certaine ampleur traverse l'isolation du conducteur et la terre. Avec une bonne isolation, ce courant est très petit.

Supposons, par exemple, qu'entre le conducteur d'une phase du réseau et la masse, la tension soit de 220 V et que la résistance d'isolement de ce fil mesurée par mégohmmètre soit de 0,5 MΩ. Cela signifie que le courant à la masse 220 de cette phase est de 220 / (0,5 x 1000000) = 0,00044 A ou 0,44 mA. Ce courant est appelé le courant de fuite.

Conditionnellement, pour plus de clarté sur le circuit de résistance d'isolement de trois phases, r1, r2, r3 sont représentés sous la forme de résistances connectées à chaque point du fil. En fait, dans un courant de fuite réseau de travail sont réparties uniformément sur toute la longueur des fils de chaque segment sont fermées par l'intermédiaire du réseau au sol, et leur somme (géométrique, t. E. Tenant compte du décalage de phase) est égale à zéro.

2. La communication du second type est formée par la capacité des conducteurs du réseau par rapport au sol.Comment cela doit-il être compris?

Chaque conducteur du réseau et de la terre peut être imaginé comme deux. Dans le lignes d'air   Le conducteur et la terre sont, pour ainsi dire, les plaques du condenseur, et l'air entre eux est un diélectrique. Dans les lignes de câble, les plaques de condensateur sont l'âme du câble et la gaine métallique reliée à la terre, et le diélectrique est l'isolation.

Quand tension alternative   l'évolution des charges des condensateurs provoque l'apparition et le passage à travers les condensateurs de courants alternatifs. Ces courants dits capacitifs dans un réseau intact sont répartis uniformément sur toute la longueur des fils et dans chaque section individuelle également à proximité du sol. Dans la Fig. 1, et les résistances des capacités des trois phases sur le sol x1, x2, x3 sont montrées conditionnellement connectées à chaque point du réseau. Plus la longueur du réseau est longue, plus les courants de fuite et les courants capacitifs sont importants.

Voyons ce qui se passe dans le réseau montré dans la figure 1, si dans l'une des phases (par exemple, A) faute à la terrec'est-à-dire que le fil de cette phase sera relié au sol par une résistance relativement faible. Un tel cas est représenté sur la figure 1, b. Puisque la résistance entre le fil de phase A et la masse est faible, la résistance de fuite et la capacité au sol de cette phase sont shuntées par la résistance de défaut à la terre. Maintenant, sous l'influence de la tension de ligne du réseau UB, les courants de fuite et les courants capacitifs de deux phases réparables traversent l'emplacement du défaut et la terre. Les chemins du courant sont indiqués par les flèches de la figure.

Le court-circuit représenté sur la figure 1, b, est appelé un défaut à la terre monophasé, et le courant de défaut qui en résulte - fermeture monophasée actuelle.

Imaginez maintenant qu'une fermeture monophasée due à des dommages d'isolation ne se produisait pas directement au sol, mais au boîtier d'un récepteur électrique, le moteur électrique, appareil électriqueou sur la structure métallique sur laquelle fils électriques   (Figure 2). Une telle fermeture est appelée court au logement.   Si en même temps le boîtier du récepteur électrique ou la construction n'a pas de connexion au sol, alors ils acquièrent le potentiel de la phase du réseau ou à proximité de celui-ci.

Fig. 2.

Toucher le corps équivaut à toucher la phase. Un circuit fermé est formé à travers le corps humain, ses chaussures, sol, sol, résistance aux fuites et résistance capacitive des phases défectueuses (pour simplifier, les résistances capacitives ne sont pas représentées sur la figure 2).

Le courant dans ce circuit de fermeture dépend de sa résistance et peut causer une blessure grave à une personne ou lui être fatal.

Fig. 3. Toucher une personne à un conducteur dans un réseau avec un neutre isolé s'il y a un défaut à la terre dans le réseau

De ce qui a été dit, il s'ensuit que pour le passage du courant à travers la terre, un circuit fermé est nécessaire (parfois imaginez que le courant "va à la terre" est incorrect). Dans les réseaux avec des tensions de neutre isolées jusqu'à 1000 V, les courants de fuite et les courants capacitifs sont généralement faibles.   Ils dépendent de l'état d'isolation et de la longueur du réseau. Même dans un réseau ramifié, ils sont à quelques ampères et moins. Par conséquent, ces courants sont en général insuffisants pour faire fondre les fusibles ou les arrêts.

A des tensions supérieures à 1000 V les courants capacitifs sont d'une importance primordiale, ils peuvent atteindre plusieurs dizaines d'ampères (si leur compensation n'est pas assurée). Cependant, dans ces réseaux, la déconnexion des sections endommagées dans les défauts monophasés n'est généralement pas appliquée, afin de ne pas créer d'interruptions de l'alimentation.

De cette façon, dans un réseau avec un neutre isolé en présence d'une fermeture monophasée (comme indiqué par les dispositifs de surveillance d'isolement), les récepteurs électriques continuent à fonctionner.Ceci est possible, car la tension de circuit linéaire à une seule phase (phase de phase) ne change pas et tous les récepteurs électriques puissance de réception sans interruption. Mais d'un défaut monophasé dans un réseau avec une tension de phase neutre en bon état isolé par rapport au sol augmente jusqu'à ce que le linéaire, ce qui contribue à un second défaut à la terre dans l'autre phase.   La double faille terrestre qui en résulte crée un danger sérieux pour les personnes. Par conséquent, tout un réseau avec un défaut monophasé doit être considéré comme étant en état d'urgence, car les conditions générales de sécurité pour cette situation de réseau se détériorent fortement.

Ainsi, la présence de «terre» augmente le danger en touchant des parties qui sont sous tension. On le voit par exemple sur la figure 3, qui montre le passage des lésions actuelles de contact accidentel avec fil sous tension et de la phase non corrigée A « terre » dans la phase C. L'homme est ainsi soumis à la tension linéaire. Par conséquent, les défauts monophasés à la terre ou à l'enveloppe doivent être éliminés dès que possible.