Как называется заземление нейтрали трансформатора напряжения зном 35 кв

ЗНОМ-35 трансформаторы напряжения масляные (КТЗ)

ЗНОМ-35 — это однофазные масляные трансформаторы с естественным охлаждением, работающие в качестве масштабного преобразователя и предназначенные для выработки сигнала измерительной информации для электрических измерительных приборов, цепей защиты и сигнализации в сетях переменного тока с изолированной нейтралью (номинальная частота 50 и 60 Гц). Режим работы — длительный.

Особенности трансформаторов ЗНОМ-35:

• Мощность в классах точности:
  • Класс точности 0,5: 0,15 кВА.
  • Класс точности 1: 0,25 кВА.
  • Класс точности 3: 0,6 кВА.
  • ВН: 35/√3 кВ (27,5 кВ).
  • НН основной: 0,1/√3 кВ (0,1 кВ).
  • НН дополнительной: 0,1/3 кВ (0,127 кВ).

  При заказе указывается соответствующее напряжение первичной обмотки.

  Условия эксплуатации ЗНОМ-35

  Трансформаторы ЗНОМ-35 выпускаются в климатическом исполнении У1, то есть, подходят для работы в районах с умеренным макроклиматом и могут эксплуатироваться на открытом воздухе. При этом температура окружающей среды может составлять -45. +40°С (при влажности не более 80%).

  При установке ЗНОМ-35 следует учитывать, что на корректность работы прибора и его долговечность влияют внешние факторы. Так, трансформаторы не предназначены для работы в условиях тряски, вибраций, ударов, во взрывоопасной и агрессивной среде.

  Технические характеристики

  Напряжение первичной обмотки	27,5 кВ, 35/√3 кВ
  Напряжение вторичной обмотки	0,1 кВ, 0,1/√3 кВ
  Номинальная частота	50 Гц, 60 Гц
  Класс точности основной вторичной обмотки	0,5, 1, 3
  Схема и группа соединения обмоток	1/1/1-0-0
  Климатическое исполнение (диапазон рабочих температур) и категория размещения	У1
  Вес	Масла — 20 кг Оснащенного трансформатора — 80 кг

  Как называется заземление нейтрали трансформатора напряжения зном 35 кв

  

  Журнал №5(23) 2003

  Защита трансформаторов напряжения в сетях 3-35 кВ. Необходимо изменить режим заземления нейтрали

  

  В электрических сетях 3-35 кВ с изолированной нейтралью или нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор, постоянно происходят процессы, которые отрицательно отражаются на работе заземляемых электромагнитных трансформаторов напряжения (ТН) вне зависимости от вида их изоляции.
  По этой причине по данным [1] средний срок службы ТН типов НТМИ-6, НТМИ-10, ЗНОМ-20, ЗНОМ-35 часто не превышает 3-5 лет. Не лучше обстоят дела и с ТН с литой изоляцией. Особенно высокая повреждаемость ТН фиксируется в сетях 35 кВ [2].
  К процессам, отрицательно влияющим на работу электрооборудования, относятся:

  • феррорезонансные перенапряжения;
  • коммутационные перенапряжения;
  • переходные процессы;
  • смещения нейтрали;
  • наличие постоянной составляющей магнитного потока в ТН при автоколебательных процессах в сети.

  Причинами, вызывающими эти процессы, являются:

  • неблагоприятное сочетание ёмкости электрической сети по отношению к земле и нелинейной индуктивности ТН;
  • короткие замыкания;
  • дуговые замыкания на землю;
  • неполнофазная коммутация;
  • коммутация ненагруженных трансформаторов;
  • обрывы проводов.
  • индуктивное сопротивление насыщения ТН и емкостное сопротивление сети относительно земли одного порядка – ХLms 13000 Ом; Xс 9000 Ом (при расчетах не учитывались параметры остального электрооборудования), что является предпосылкой феррорезонансных перенапряжений;
  • включение и отключение трансформатора ЭТЦН-32000/35 производилось на холостом ходу вакуумными выключателями, что вызывает значительные коммутационные перенапряжения [3, 4].

  Рис. 1

  Принципиальная схема и характеристики элементов схемы электроснабжения установки «печь-ковш»

  Принципиальная электрическая схема RC-цепочки трансформатора ЭТцН-32000/35

  • заземление нейтрали обмоток высокого напряжения ТН через резисторы различных значений сопротивлений – от низкоомных до высокоомных;
  • включение резисторов в разомкнутый треугольник обмоток ТН, предназначенных для контроля изоляции сети;
  • включение высокоомных резисторов между питающей сетью и обмотками высокого напряжения ТН;
  • применение антирезонансных ТН типа НАМИ;
  • другие технические решения, например, замена в НАМИ заземляемой электромагнитной фазы емкостным делителем;
  • применение электромагнитных ТН с ненасыщаемой магнитной системой;
  • заземление нейтрали заземляемых ТН через первичную обмотку незаземляемого ТН;
  • заземление нейтрали ТН через первичную обмотку трансформаторов тока (ТТ) с подключенным ко вторичной обмотке ТТ низкоомным резистором.
  • переходные процессы в сети с изолированной нейтралью, содержащей трансформаторы НАМИ-10, могут приводить к глубокому насыщению сердечника фазного ТН;
  • наиболее тяжелым режимом для НАМИ при дуговых замыканиях является режим однополярной дуги, когда зажигание дуги происходит один раз в период промышленной частоты;
  • причинами повреждения трансформаторов НАМИ-10 при длительных дуговых замыканиях в сети с изолированной нейтралью из-за нагрева первичной обмотки фазного трансформатора могут быть:
    • разные напряжения зажигания дуги в положительную и отрицательную полуволну приложенного напряжения,
    • возникновение режима горения дуги с гашением ее на втором периоде вынужденной составляющей тока замыкания на землю в сети с токами замыкания 5 А и более.

    Рис. 3

    Схема защиты ТН 35 кВ от феррорезонансных перенапряжений, применяемая в АО «Колэнерго»

    НЕ ВСЕ ПРЕДОХРАНИТЕЛИ МОГУТ ЗАЩИТИТЬ ТН
    Поскольку заземляемые электромагнитные ТН обладают достаточно высокой нелинейной индуктивностью (от нескольких единиц генри для ТН 6 и 10 кВ до нескольких десятков генри для ТН 35 кВ) [7], негативные процессы в электрических сетях в первую очередь отражаются на работе этих ТН. Одной из основных причин высокой повреждаемости ТН, если не самой главной причиной, является полное отсутствие защиты ТН на выводах первичных обмоток. Применяемые для целей защиты ТН предохранители типов ПКН 001 и ПКТ непригодны, поскольку токи срабатывания этих предохранителей значительно превышают предельно-допустимые длительные токи первичных обмоток ТН. Предохранители сгорают только после повреждения ТН [2], поскольку предельно-допустимые длительные токи ТН составляют десятки миллиампер, в то время как сверхтоки, протекающие по первичной обмотке ТН при перенапряжениях, создают плотности тока недопустимых значений – до нескольких десятков ампер на квадратный миллиметр. В таблице 2 приведены предельно-допустимые длительные токи в первичных обмотках ТН на 3-35 кВ. На рисунках 4 и 5 приведены для примера ампер-секундные характеристики предохранителей ПКН 001 на 10 и 35 кВ. Эти характеристики подтверждают недопустимость применения таких предохранителей для защиты ТН. Что же необходимо сделать для снижения до минимума повреждаемости ТН?

    Таблица 1. Результаты метрологических исследований ТН 35 кВ с высокоомными резисторами, включенными между сетью и первичными обмотками ТН

    Погрешность	Значение сопротивления резистора, включенного на высоковольтный вывод заземляемого ТН, кОм			Норма по ГОСТ 1983-2001
    	0	15	45
    напряжения, %	-0,283	-0,802	-1,78	± 0,5
    угловая	+9,2′	+22′	+48′	± 20′

    Таблица 2. Предельно-допустимые длительные токи ТН 3-35 кВ

    Класс напряжения, кВ	Предельно-допустимый длительный ток в первичных обмотках ТН, А
    3	0,144
    6	0,115
    10	0,109
    35	0,049

    Прежде всего создать высоковольтную защиту ТН с токами срабатывания не более 0,5-0,7 А и временем срабатывания не более 20-30 с. В ОАО «СЗТТ» освоено промышленное производство заземляемых электромагнитных ТН на 6 и 10 кВ (ЗНОЛП-6 и ЗНОЛП-10) со встроенным защитным предохранительным устройством.На рисунке 6 приведена ампер-секундная характеристика такого устройства. По существу, это устройство является высоковольтным минивыключателем.После срабатывания устройства требуется только его перезарядка с заменой плавкой вставки. Проведение других операций (чистка полости патрона и т.п.) не требуется.
    В настоящее время в ОАО «СЗТТ» проводятся квалификационные испытания незаземляемых ТН на 6 и 10 кВ (НОЛП-6 и НОЛП-10) со встроенными защитными предохранительными устройствами.
    Но эти защитные устройства предназначены для ТН внутренней установки. С созданием аналогичных устройств для наружной установки возможны затруднения, поскольку необходимо будет решать проблему исключения влияния увлажнения на работу этих устройств.

    Рис. 4

    Ампер-секундная характеристика предохранителя типа ПКН 001 на 10 кВ

    Ампер-секундная характеристика предохранителя типа ПКН 001 на 35 кВ

    Ампер-секундная характеристика встроенного защитного предохранительного устройства трансформаторов ЗНОЛП-6 и ЗНОЛП-10

    Требуется резистивное заземление нейтрали!
    Для исключения в электрических сетях 3-35 кВ негативных процессов должен быть пересмотрен подход к нейтрали этих сетей в части её заземления. В мировой практике широко применяется резистивное заземление нейтрали в сетях среднего напряжения, что повышает надежность работы электрических сетей, в том числе и заземляемых трансформаторов напряжения. Российские и украинские специалисты также приходят к выводу о необходимости резистивного заземления нейтрали [8], [9], [10] и [11]. Необходимо осуществить переход на резистивное заземление в сетях 3-35 кВ на практике, что позволит до минимума сократить повреждаемость ТН. Конечно, это потребует определенных материальных затрат, но, считаю, они окупятся за довольно небольшой срок.

    Выводы
    1. Электромагнитные ТН – наиболее высокоиндуктивные элементы в электрических сетях.
    2. Негативные процессы, происходящие в электрических сетях, отрицательно отражаются на работе электромагнитных ТН в связи с их высокой индуктивностью.
    3. Назначение ТН – метрологическое обеспечение электрических сетей, а не подавление негативных процессов в них.
    4. Защита ТН в электрических сетях отсутствует. Предохранители типов ПКН 001 и ПКТ для защиты ТН непригодны.
    5. Необходимо разработать и освоить производство высоковольтных защитных устройств для ТН с токами срабатывания не более 0,5-0,7 А и временем срабатывания не более 20-30 с.
    6. С 1 января 2003 года введены в действие ПУЭ 7-го изд. [12], п.1.2.16 которых разрешает применение резистивного заземления нейтрали в электрических сетях 3-35 кВ. Необходимо осуществить резистивное заземление нейтрали в этих сетях на практике.

    Список литературы
    1. Нагорный П.Д., Назаров В.В. Измерительные трансформаторы напряжения и контроль изоляции в сетях 6-35 кВ // Промышленная энергетика. – 2002, № 3. – С. 22-23.
    2. Шаргородский В.Л. Автоколебательный процесс – причина повреждения трансформаторов напряжения // Электрические станции. – 1963, № 5. – С. 59-64.
    3. Александров Г.Н. Теория применения ОПН для ограничения перенапряжений // Новости электротехники. – 2001, № 6. – С. 14-15.
    4. Абрамович Б., Кабанов С., Сергеев А., Полищук В. Перенапряжения и электромагнитная совместимость оборудования электрических сетей 6-35 кВ // Новости электротехники. – 2002, № 5. – С. 22-24.
    5. Лисицын Н.В. Аварийные режимы в сетях с изолированной нейтралью и способ контроля изоляции // Электрические станции. – 1996, № 1. – С. 42-48.
    6. Богдан А.В., Калмыков В.В., Сафарбаков А.А. Переходные процессы в электрической сети 10 кВ с трансформаторами НАМИ-10 // Электрические станции. – 1993, № 10. – С. 46-49.
    7. Виштибеев А.В., Кадомская К.П., Хныков В.А. Повышение надежности электрических сетей установкой трансформаторов напряжения типа НАМИ. // Электрические станции. – 2002, № 3. – С. 47-51.
    8. Назаров В.В. О режимах нейтрали в сетях 6-35 кВ // Промышленная энергетика. – 1993, № 6. – С. 33-36.
    9. Евдокунин Г.А., Гудилин С.В., Корепанов А.А. Выбор способа заземления нейтрали в сетях 6-10 кВ // Электричество. – 1998, № 12. – С. 8-22.
    10. Шабад М.А. Обзор режимов заземления нейтрали и защиты от замыканий на землю в сетях 6-35 кВ России // Энергетик. – 1999, № 3.
    11. Стогний Б.С., Масляник В.В., Назаров В.В., Нагорный П.Д., Демченко Н.А., Жереб А.А. О необходимости изменений режимов нейтрали в сетях 3-35 кВ // Энергетика и электрификация. – 2001, № 4. – С. 27-29.
    12. Правила устройства электроустановок. 7-е изд.

    © ЗАО «Новости Электротехники»
    Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
    При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

    Электрические станции и подстанции. Конспект лекций для студентов всех форм обучения специальности 050718 – Электроэнергетика.- Алматы : АИЭС, 2007. — 56 с.

    Данный конспект лекций содержит краткие сведения по основным вопросам электрической части станций и подстанций и основному и вспомогательному оборудованию.

    1 Лекция 1. Режимы работы нейтрали в электроустановках

    — классификация электроустановок по способу заземления нейтрали и сети с изолированной нейтралью .

    — изучение особенностей режима работы электроустановок с незаземленной нейтралью .

    1.1 Общие положения

    Нейтраль – это общая точка фазных обмоток генераторов и трансформаторов, соединяемых в звезду. Способ связи нейтрали с землей в значительной степени определяет надежность работы электрических сетей.

    В странах СНГ принята следующая классификация сетей: сети с незаземленными (изолированными) нейтралями ; сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями ; сети с эффективно-заземленными нейтралями ; сети с глухозаземленными нейтралями .

    К первой и второй группам относятся сети напряжением 3-35 кВ. К третьей группе относятся сети напряжением 110 кВ и выше, нейтрали которых соединены с землей непосредственно или через небольшое активное сопротивление. К четвертой группе относятся сети напряжением 220, 380 и 660 В. Сети, в которых ток однофазного замыкания на землю менее 500 А, называют сетями с малыми токами замыкания на землю (в основном, это сети с незаземленными и резонансно-заземленными нейтралями ). Токи более 500 А соответствуют сетям с большими токами замыкания на землю (это сети с эффективно-заземленными нейтралями ).

    1.2 Трехфазные сети с изолированной нейтралью

    В системе с изолированной нейтралью токи однофазных замыканий на землю определяются в основном емкостной составляющей, обус­ловленной распределенными емкостями проводов по отношению к земле (в некоторых случаях учитывается также ток утечки через несовершен­ную изоляцию линии).

    В нормальном режиме работы напряжения фаз сети относительно земли ( U _А, U_В, U_С) симметричны и равны фазному напряжению, а величина междуфазных емкостей и емкостей фаз относительно земли симметричны и одинаковы. Тогда без учета междуфазных емкостей емкостные (зарядные) токи фаз относительно земли I _СОА, I_СОВ, I_CОС будут также симметричны и равны между собой.

    При этом геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю, а емкостный ток нормального режима в одной фазе не превышает нескольких ампер и не влияет на загрузку генераторов.

    При возникновении металлического замыкания на землю какой-либо из фаз (например, фазы А) симметрия напряжений и токов в системе нарушается: напряжение поврежденной фазы снижается до нуля, а на­пряжение здоровых фаз повышается в раз, т. е. становится равным линейному напряжению. Одновременно на нейтрали появляется разность потенциалов , по отношению к земле, по величине равной напряже­нию поврежденной фазы, но с обратным знаком, как это показано на рисунке 1.1.

    

    

    Рисунок 1.1 — Однофазное замыкание на зем­лю в сети с изолированной нейтралью

    В связи с нарушением симметрии напряжений, нарушается и сим­метрия токов, текущих в землю, т. е.

    Ток замыкания на землю определится как сумма токов , ,

    Как следует из полученных выражений, ток замыкания на землю является утроенным током нулевой последовательности так как

    Этот же результат получается и из векторной диаграммы.

    Величина емкости С относительно земли зависит от конструк­ции воздушных линий и кабелей и может колебаться в зависимости от расположения проводов относительно земли. Для практических расчетов можно пользоваться усредненными значе­ниями: для воздушных линий мкФ/км; для кабелей мкФ/км. Тогда для тока в земле получим соответственно

    (для воздушных сетей) и (для кабельных сетей)

    где — линейное напряжение сети (кВ);

    — длина линий или сети ( км ).

    На практике часто возникают замыкания на землю и через переход­ные сопротивления, например, через поврежденный изолятор и дере­вянную опору. В этом случае смещение нейтрали будет меньше и будут меньше и повышения напряжения на здоровых фазах и ток замыкания на землю.

    Замыкание на землю может сопровождаться прерывистой дугой, когда какие-либо посторонние предметы, имеющие связь с землей, прерывисто и бессистемно приходят в соприкосновение с токоведущими частями цепи. Примером таких замыканий может служить со­прикосновение ветвей деревьев с проводами линии передачи во время бу­ри при плохо расчищенной трассе.

    Однофазное замыкание на землю в системе с изолированной нейтралью может сопровождаться перемежающейся дугой. При таких замыканиях дуга в течение каждого полупериода рабочей частоты систематически зажигается и гас­нет в месте замыкания на землю (при частоте 50 гц — 100 раз в секунду).

    Опасность этого замыкания заключается в появлении в системе перенапряжений до (3 3,5) . Такие кратковременные перенапряжения в се­тях с рабочим напряжением до 35 кВ включительно не представляют опасности для нормальной изоляции. Однако длительное их воз­действие может вызвать тепловую форму пробоя изоляции. Наиболее вероятно возникновение перемежающихся дуг при емкостном токе замыкания более 5-10 А. Исходя из этого, допустимые значения емкостного тока нормируются ПУЭ и не должны превышать следующих значений:

    Напряжение сети, кВ ………………….….. 3-6 10 15-20 35

    Емкостный ток замыкания на землю, А … 30 20 15 10

    В сетях 3-20 кВ, имеющих линии на железобетонных и металлических опорах, допускается I _C не более 10 А. В блочных схемах генератор-трансформатор на генераторном напряжении емкостный ток не должен превышать 5 А.

    Таким образом, в сетях с изолированной нейтралью замыкание фазы на землю не является коротким замыканием, поскольку величина тока определяется величиной емкости фаз на землю и емкостной ток мал. Поскольку при этом треугольник линейных напряжений не искажается, то потребители, включенные на междуфазные напряжения, продолжают работать нормально.

    Вследствие того, что при замыканиях на землю напряжение неповрежденных фаз увеличивается в раз, изоляция в сетях с незаземленной нейтралью должна быть рассчитана на междуфазное напряжение. Это ограничивает область использования этого режима работы нейтрали сетями с напряжением 35 кВ, где стоимость изоляции электроустановок не является определяющей, и некотор ое ее у величение компенсируется повышенной надежностью питания потребителей.

    Однако становится более вероятным повреждение изоляции другой фазы и возникновение междуфазного короткого замыкания через землю, причем вторая точка замыкания может находиться на другом участке электрически связанной сети через землю и короткое замыкание может затронуть несколько участков, вызывая их отключение, как это показано на рисунке 1.2.

    Поэтому в сетях с незаземленными нейтралями предусматривают специальные сигнальные устройства контроля изоляции, которые подключаются к сети через измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ или через группу однофазных трансформаторов типа ЗНОМ, как это показано на рисунке 1.2.

    Вторичные обмотки измерительных трансформаторов соединяются по схемам: (I) – звезда, вторая (II) – разомкнутый треугольник. Обмотка I позволяет измерять напряжения всех фаз, обмотка II предназначена для контроля геометрической суммы напряжений всех фаз.

    

    Рисунок 1.2 — Схема контроля изоляции в сетях с изолированной нейтралью

    Нормально на зажимах обмоток II напряжение равно нулю. При металлическом замыкании одной фазы в сети первичного напряжения на землю на зажимах обмотки II появляется напряжение, равное геометрической сумме напряжений двух неповрежденных фаз. Реле напряжения при подключении к обмотке II , будет при соответствующей настройке реагировать на повреждение изоляции первичной сети и приводить в действие сигнальное устройство (звонок, табло).

    Персонал может проконтролировать напряжение небаланса вольтметрами и . Согласно ПТЭ допустимая длительность работы сети с заземленной фазой в большинстве случаев не должна превышать двух часов.

    2 Лекция 2. Трехфазные сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями

    — особенности режима работы сетей с компенсированной и глухозаземленной нейтралью .

    — изучение особенностей режима работы электроустановок с компенсированной и глухозаземленной нейтралью .

    2.1 Трехфазные сети с резонансно-заземленной ( компенсированой ) нейтралью

    В сетях 3-35 кВ для уменьшения тока замыкания на землю с целью удовлетворения норм применяется заземление нейтралей через дугогасящие реакторы.

    В нормальном режиме работы ток через реактор практически равен нулю. При полном замыкании на землю одной фазы дугогасящий реактор оказывается под фазным напряжением и через место замыкания на землю протекает наряду с емкостным током I _С индуктивный ток реактора I_L, как это показано на рисунке 2.1_. Так как индуктивный и емкостный токи отличаются по фазе на угол 180˚, то в месте замыкания на землю они компенсируют друг друга. Если I_C = I_L (резонанс), то через место замыкания на землю ток протекать не будет. Благодаря этому дуга в месте повреждения не возникает и устраняются связанные с нею опасные последствия.

    Рисунок 2.1 -Трехфазная сеть с компенсированной нейтралью

    В действительности ток в дуге никогда не будет равен нулю. В месте замыкания будет протекать остаточный ток , обусловленный активными потерями в катушке, утеч­ками на землю и высшими гармониками. К этому току будет добавляться еще ток расстройки катушки, обусловленный тем, что во время эксплуата­ции емкость сети не остается постоянной и в зависимости от того, увели­чивается или уменьшается длина сети по сравнению с расчетной длиной, сеть может оказаться недокомпенсированной или перекомпенсированной .

    Если ток в месте замыкания на землю превзойдет определенную величину, то гашение дуги может оказаться затруднительным и компенсирующее уст­ройство не выполнит своей задачи. Поэто­му все компенсирующие устройства должны обеспечивать регулирование индуктивного сопротивления в определенных пределах.

    Суммарная мощность дугогасящих реакторов для сетей определяется из выражения

    Q = n I_C U _ф

    где n – коэффициент, учитывающий развитие сети; ориентировочно

    можно приинять n = 1,25;

    I _C – полный ток замыкания на землю, А;

    U _Ф – фазное напряжение сети, кВ.

    По рассчитанному значению Q в каталоге подбираются реакторы требуемой номинальной мощности. При этом необходимо учитывать, что регулировочный диапазон реакторов должен быть достаточным.

    Наиболее распространены реакторы типа РЗДСОМ, мощностью до 1520 кВ × А на напряжение до 35 кВ с диапазоном регулирования 1:2, конструкция которых приведена на рисунке 2.2 а. Реакторы имеют масляное охлаждение.

    Более точно, плавно и автоматически можно производить настройку компенсации в реакторах РЗДПОМ, индуктивность которых изменяется с изменением немагнитного зазора в сердечнике, как это показано на рисунке 2.2.б, или путем подмагничивания стали магнитопровода от источника постоянного тока.

    а) тип РЗДСОМ; б) тип РДЗПОМ

    Рисунок 2.2 — Устройство дугогасящих реакторов

    Дугогасящие реакторы должны устанавливаться на узловых питающих подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее , чем тремя линиями. При компенсации сетей генераторного напряжения реакторы располагают обычно вблизи генераторов.

    В сетях с резонансно-заземленной (компенсированной) нейтралью , так же как и в сетях с незаземленными нейтралями , допускается временная работа с замкнутой на землю фазой, но не более 6 часов.

    Наличие дугогасящих реакторов особенно ценно при кратковременных замыканиях на землю, так как при этом дуга в месте замыкания гаснет и линия не отключается. В сетях с нейтралями , заземленными через дугогасящий реактор, при однофазных замыканиях на землю напряжения двух неповрежденных фаз относительно земли увеличиваются в раз, т.е. до междуфазного напряжения. Следовательно, по своим основным свойствам эти сети аналогичны сетям с незаземленными (изолированными) нейтралями .

    Наиболее простым, на первый взгляд, представляется не точная на­стройка гасительного устройства в резонанс с емкостью сети, а, наоборот, некоторая преднамеренная расстройка .

    Недостаток настройки с недокомпенсацией состоит в том, что при замыканиях на землю полу­чаются значительные смещения нейтрали , при которых в сети могут воз­никнуть перенапряжения, представляющие не меньшую опасность, чем те, которые являются следствием перемежающейся дуги.

    Положительной стороной настройки с перекомпенсацией считают то, что при замыканиях на землю смещение нейтрали не будет превышать фазного напряжения. Этот способ настройки гасительной катушки реко­мендуется сейчас в качестве основного.

    Более подробные исследования показывают, что оба вида расстройки с точки зрения наибольших смещений нейтрали оказываются почти равноценными, так как при недокомпенсации смещение нейтрали вследствие на­сыщения стали также будет ограничено пределом фазного напряжения.

    2.2 Трехфазные сети с эффективно-заземленными нейтралями

    В сетях 110 кВ и выше определяющим в выборе способа заземления нейтралей является фактор стоимости изоляции. Здесь применяется эффективное заземление нейтралей , при котором во время однофазных замыканий напряжение на неповрежденных фазах относительно земли равно примерно 0,8 междуфазного напряжения в нормальном режиме работы. Это основное достоинство такого способа заземления нейтрали .

    При замыкании одной фазы на землю образуется короткозамкнутый контур через землю и нейтраль источника с малым сопротивлением, к которому приложена ЭДС фазы (рисунок 2.3). Возникает режим КЗ, сопровождающийся протеканием больших токов, и линия подлежит отключению релейной защитой. Однако значительная часть однофазных повреждений в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше относится к самоустраняющимся. В таких случаях эффективны устройства автоматического повторного включения (АПВ), которые, действуя после работы устройств релейной защиты, восстанавливают питание потребителей. При этом имеет место удорожание контура заземления, который должен отвести на землю большие токи КЗ и представляет собой сложное инженерное сооружение. При большом количестве заземленных нейтралей трансформаторов, а также в сетях с автотрансформаторами ток однофазного К.З. может превышать ток трехфазного КЗ .

    Рисунок 2.3 — Трехфазная сеть с эффективно-заземленной нейтралью

    Для уменьшения токов однофазного КЗ применяют частичное разземление нейтралей и токоограничивающие сопротивления, включаемые в нейтрали трансформаторов.

    2.3 Сети с глухозаземленной нейтралью

    Такие сети применяются на напряжение до 1 кВ для одновременного питания трехфазных и однофазных нагрузок, включаемых на фазные напряжения, как это показано на рисунке 2.4. При наличии однофазных нагрузок применяют нулевой проводник. Этот проводник служит для выполнения также и функции зануления , т.е. к нему преднамеренно присоединяют металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением. При отсутствии зануления корпуса (второй двигатель на рисунке 2.4) повреждение изоляции вызовет опасный потенциал на корпусе.

    Трехфазная сеть с глухозаземленной нейтралью

    Целостность нулевого проводника нужно контролировать, так как его случайный разрыв может вызвать перекос напряжений по фазам (снижение его на загруженных фазах и повышение на незагруженных).

    3 Лекция 3. Возбуждение синхронных генераторов

    — системы возбуждения синхронных генераторов.

    — изучение систем возбуждения современных синхронных генераторов и их особенностей.

    3.1 Общие сведения

    Обмотки роторов СГ получают питание от специальных источников постоянного тока — возбудителей. Совокупность возбудителя, вспомогательных и регулирующих устройств называется системой возбуждения. Регулируя ток возбуждения, изменяют напряжение синхронного генератора и отдаваемую им в сеть реактивную мощность

    Системы возбуждения должны быть достаточно быстродействующими и обеспечивать потолочное возбуждение при возникновении аварии в сети. При коротких замыканиях, применяется форсировка (быстрое увеличение) возбуждения.

    Важнейшими характеристиками систем возбуждения являются: быстродействие, определяемое скоростью нарастания напряжения на обмотке ротора при форсировке согласно кривой рисунка 3.1.

    

    Рисунок 3.1 — Процесс нарастания напряжения на обмотке возбуждения

    Скорость нарастания возбуждения равна

    Отношение потолочного напряжения к номинальному напряжению возбуждения называется кратностью форсировки

    U_{f ,пот} / U_{f ,ном} = k _ф.

    Согласно ГОСТ турбогенераторы должны иметь k _ф 2, а скорость нарастания возбуждения не менее 2 1/с.

    Все системы возбуждения подразделяются на две группы: независимое возбуждение и самовозбуждение (зависимое возбуждение).

    3.2 Системы независимого возбуждения

    3.2.1 Система возбуждения с генератором постоянного тока

    Возбуждение СГ не зависит от режима электрической сети и является наиболее надежным. Наиболее простой и наиболее надежной является система возбуждения, где в качестве возбудителя применяют генератор постоянного тока, соединенный с валом СГ , как это показано на рисунке 3.2.

    

    Рисунок 3.2 — Принципиальная схема не­ зависимого электромашинного воз­ буждения генератора

    Возбуждение самого возбудителя осуществляется по схеме самовозбуждения (обмотка возбудителя LGE питается от якоря самого возбудителя). Регулирование возбуждения возбудителя осуществляется вручную или шунтовым реостатом RR , установленным в цепи LGE , или автоматически — регулятором возбуждения АРВ.

    К недостаткам такой системы возбуждения относятся: невысокая скорость нарастания возбуждения; снижение надежности генератора постоянного тока из-за вибрации и тяжелых условий работы щеток и коллектора (условий коммутации). Кроме того, для турбогенераторов мощностью выше 165 МВт выполнить генератор постоянного тока необходимой мощности на частоту вращения 3000 об / мин по условиям коммутации затруднительно.

    3.2.2 Системы возбуждения с полупроводниковыми выпрямителями

    Частичное устранение указанных недостатков возможно с применением полупроводниковых преобразователей. С валом ТГ сочлен вспомогательный высокочастотный генератор индукторного типа, не имеющего обмотки на вращающемся роторе, как это показано на рисунке 3.3. Напряжение высокочастотного генератора выпрямляется и подводится к обмотке ротора. Повышенная частота позволяет уменьшить габариты и повысить быстродействие СВ. Высокочастотный генератор-возбудитель ВГТ имеет три обмотки на неподвижном статоре. Благодаря последовательному включению LGE 1 обеспечивается резкое увеличение возбуждения ВГТ при коротких замыканиях вследствие броска тока в роторе. Обмотки LGE 2 и LGE 3 получают питание от высокочастотного подвозбудителя GEA через выпрямители. Подвозбудитель (машина 400 Гц с постоянными магнитами) соединен с валом ТГ. Устройство АРВ обеспечивает поддержание напряжения генератора в нормальном режиме работы изменением тока в обмотке LGE 2 . Устройство УБФ обеспечивает начальное возбуждение генератора и его форсировку при снижении напряжения более чем на 5%. Высокочастотная СВ обеспечивает k _ф = 2 и скорость нарастания напряжения возбуждения не менее 2 1/ с.

    

    Рисунок 3.3 – Высокочастотная система возбуждения

    Еще лучшие характеристики имеет тиристорная система возбуждения, схема которой приведена на рисунке 3.4.

    

    Рисунок 3.4 — Тиристорная система

    Вспомогательный генератор GE имеет на статоре трехфазную обмотку с отпайками. Каждая часть обмотки подсоединена к двум группам тиристоров: рабочей VS 1 и форсировочной VS 2. При форсировке VS 2 питающиеся от полного напряжения GE , открываются полностью и дают весь ток форсировки . Рабочая группа при этом запирается более высоким напряжением форсировочной группы .Т иристорная система возбуждения имее наибольшее быстродействие по сравнению с другими системами и k _ф > 2.

    Все генераторы имеют контактные кольца на валу ротора, к которым ток подводится с помощью щеток, что обуславливает снижение надежности.

    3.3 Безщеточная система возбуждения

    Особенностью такой системы возбуждения, принципиальная схема которой приведена на рисунке 3.5 является отсутствие контактных колец. Вспомогательный СГ GE выполнен по типу обратимой машины. Обмотка переменного тока — на вращающейся части, а обмотка возбуждения — неподвижна.

    

    Рисунок 3.5 – Схема безщеточного возбуждения

    Ток от вращающейся обмотки переменного тока GE подводится через проводники, закрепленные на валу, к вращающемуся выпрямителю, и далее к вращающейся обмотке возбуждения основного генератора.

    3.4 Системы самовозбуждения

    В таких системах возбуждения работа возбудителя зависит от режима сети переменного тока.

    В системе электромашинного самовозбуждения, приведенной на рисунке 3.6, возбудительный агрегат состоит из асинхронного двигателя М, питающегося от шин собственных нужд электростанции и генератора постоянного тока GE . В системе самовозбуждения с полупроводниковыми преобразователями, приведенной на рисунке 3.7, имеются две группы преобразователей – неуправляемые вентили VD и управляемые VS , трансформатор силового компаундирования ТА и выпрямительный трансформатор ТЕ.

    

    

    Рисунок 3.6 — Принципиальная схема

    Рисунок 3.7. — Принципиальная схе­ ма

    полупроводникового само­ возбуждения

    Неуправляемые вентили VD получают питание от трансформаторов ТА, вторичный ток которых пропорционален току статора генератора, управляемые вентили VS получают питание от трансформаторов ТЕ, вторичное напряжение которого пропорционально напряжению генератора.

    Вентили VD , обеспечивают возбуждение машины при нагрузке и форсировку возбуждения при КЗ.

    4 Лекция 4. Автоматическое гашение поля и АРВ

    — автоматическое гашение поля синхронных генераторов и АРВ.

    — изучение системы гашения поля и АРВ синхронных генераторов и их особенностей.

    4.1 Автоматическое гашение поля (АГП)

    Автоматическое гашение поля — это процесс быстрого уменьшения магнитного потока возбуждения генератора до величины, близкой к нулю.

    Короткое замыкание внутри СГ происходит через электрическую дугу, что обуславливает значительное повреждение обмоток статора и активной стали. Быстрое гашение поля генератора необходимо для ограничения размера аварии и предотвращения выгорания меди обмотки и стали статора.

    Если просто отключить обмотку ротора от возбудителя, то за счет большой индуктивности на ее зажимах могут возникнуть большие перенапряжения, способные вызвать пробой изоляции. Нужно с одновременным отключением возбудителя обеспечить поглощение энергии магнитного поля обмотки ротора.

    В настоящее время известны три способа гашения поля: замыкание обмотки ротора на гасительное (активное) сопротивление; включение в цепь обмотки ротора дугогасительной решетки и противовключение возбудителя.

    В первом случае процесс затягивается и имеется возможность пробоя, поэтому наиболее распространенным способом является гашение поля при помощи дугогасительной решетки, как это показано на рисунке 4.1.

    При КЗ в генераторе реле защиты KL срабатывает и отключает генератор от внешней сети, воздействуя на электромагнит отключения YAT выключателя, а также подает импульс на отключение АГП. АГП снабжен решеткой из медных пластин 4 при расстоянии между ними 1,5-3 мм.

    

    Рисунок 4.1 — Схема электрических цепей при гашении поля генератора автома­ том с дугогасящей решеткой

    АГП имеет рабочие 2 и дугогасительные 1 контакты, которые при нормальной работе замкнуты. Контакты 3 АГП вводят добавочное сопротивление R _д в цепь возбуждения возбудителя. При отключении автомата сначала размыкаются рабочие контакты, а затем дугогасительные . Дуга затягивается с помощью магнитного дутья в дугогасительную решетку и разбивается на ряд последовательных коротких дуг, падение напряжения на которых сохраняется постоянным, равным 25-30 В , несмотря на изменение тока в дуге в широких пределах. Время гашения составляет 0,5-1 с, а условия гашения близки к оптимальным .

    Для генераторов с тиристорным возбуждением при отключении автомата гашения поля главные вентили переводятся в инверторный режим, как это показано на рисунке 4.2.

    

    1 — АГП; 2 — ввод резервного возбуждения; 3 — главный тиристорный возбудитель; 4 — тиристорный возбудитель вспомогательного генератора; 5 — контакты гашения поля; R _Г — сопротивление гашения поля

    Рисунок 4.2 — Гашение поля при независимом тиристорном возбуждении генератора

    Магнитное поле подвозбудителя гасится после гашения поля главного генератора за счет инвертирования выпрямителей, питающих его обмотку возбуждения.

    4.2 Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ)

    Одним из основных элементов АРВ является форсировка возбуждения, принципиальная схема которой приведена на рисунке 4.3.

    

    Рисунок 4.3- Схема релейной форсировки

    При значительном снижении напряжения реле минимального напряжения KV замыкает контакты и приводит в действие контактор форсировки КМ, который, срабатывая, закорачивает сопротивление шунтового реостата в цепи возбудителя RR .

    Для автоматического регулирования напряжения в нормальном режиме при изменениях нагрузки применяется устройство компаундирования с корректором напряжения, схема которого приведена на рисунке 4.4. Термин «компаундирование» обозначает автоматическое регулирование тока возбуждения машины в зависимости от тока статора. Вторичные обмотки трансформаторов тока ТА включены на промежуточный трансформатор Т и выпрямитель VD ₁ , который выпрямляет ток компаундирования перед подачей его в обмотку возбудителя LGE . Одновременно осуществляется регулирование по напряжению статора.

    

    Рисунок 4.4 — Схема АРВ генератора пропорционального действия

    Для введения регулирующего импульса по напряжению трансформатор Т (универсальный трансформатор с подмагничиванием) оснащен обмотками 2 и 4 . Ток в обмотке 2 пропорционален U _Г . При чисто активной нагрузке МДС обмоток 1 и 2 взаимно сдвинуты на 90 о , а при чисто реактивной нагрузке генератора они совпадают по фазе. Вследствие этого, ток компаундирования при неизменных величинах I _Г и U _Г получается тем больше, чем ниже cos j или выше реактивная нагрузка генератора, — это, так называемое, фазовое компаундирование, которое обеспечивает более точное поддержание напряжения.

    Через обмотку 4 подмагничивания Т производится окончательная коррекция тока компаундирования относительно заданного значения U _Г при помощи корректора напряжения. В общем случае в состав корректора напряжения входят измерительные элементы И ₁ и И₂, включаемые в цепь трансформатора напряжения TV через установочный автотрансформатор Т1.

    4.3 Регуляторы сильного действия

    Устройство АРВ сильного действия реагирует на скорость изменения параметров регулирования, а также на их ускорение и в сочетании с быстродействующими системами возбуждения, имеющими высокие скорости изменения напряжения возбуждения и большие значения потолочного напряжения возбудителя, обеспечивает значительное повышение устойчивости параллельной работы генератора.

    В измерительное звено схемы, как это показано на рисунке 4.5, входят блоки измерения напряжения (БИН) и частоты (БИЧ). Блок БИН содержит предвключенный элемент БКТ, в котором происходит автоматическая коррекция измеряемого напряжения в зависимости от реактивной составляющей тока генератора. После БКТ сигнал поступает на измерительные элементы D U (отклонение напряжения) и U ’ (производная напряжения), выход которых пропорционален указанным величинам. Блок БИЧ имеет измерительные элементы, выход которых пропорционален D f и f ’ .

    

    Рисунок. 4.5 — Структурная схема АРВ сильного действия

    Усилитель – сумматор представляет собой двухкаскадный магнитный усилитель, выходной сигнал которого направляется на управление рабочей и форсировочной группами тиристоров быстродействующей системы возбуждения (исполнительный элемент).

    5 Лекция 5. Режимы работы автотрансформатров

    — особенности режимов работы автотрансформаторов.

    — изучение режимов работы автотрансформаторов.

    5.1 Особенности режимов автотрансформаторов

    Автотрансформаторы выполняются трехобмоточными , причем обмотки ВН и СН имеют электрическую связь, а обмотка НН — магнитную. При наличии трех обмоток и гальванической связи между обмотками ВН и СН могут иметь место различные режимы работы, как это показано на рисунке 5.1.

    а ,б – автотрансформаторные режимы; в,г — трансформаторные режимы

    д ,е – комбинированные режимы

    Рисунок 5.1 — Распределение токов в обмотках автотрансформатора

    в различных режимах

    В автотрансформаторных режимах возможна передача номинальной мощности S _ном из обмотки ВН в обмотку СН или наоборот. В обоих режимах в общей обмотке проходит разность токов I_C — I_B = k _выг ∙ I_{C ,} а поэтому последовательная и общая обмотки загружены типовой мощностью, что допустимо.

    В трансформаторных режимах возможна передача мощности из обмотки НН в обмотку СН или ВН, причем обмотку НН можно загрузить не более , чем на S _тип. Условие допустимости режима НН—ВН или НН—СН . Если происходит трансформация S _тип из НН в СН, то общая обмотка загружена такой же мощностью и дополнительная передача мощности из ВН в СН невозможна, хотя последовательная обмотка не загружена.

    В трансформаторном режиме передачи мощности S _тип из обмотки НН в ВН общая и последовательная обмотки загружены не полностью, поэтому возможно дополнительно передать из обмотки СН в ВН некоторую мощность

    В комбинированном режиме передачи мощности автотрансформаторным путем ВН→СН и трансформаторным путем НН→СН ток в последовательной обмотке

    где P_B , Q_B – мощности, передаваемые из ВН в СН.

    Нагрузка последовательной обмотки

    Отсюда видно, что даже при передаче номинальной мощности S _В = S _ном последовательная обмотка не будет перегружена. Нагрузка общей обмотки

    Подставляя значения токов и производя преобразования, получаем

    где P_H , Q_H – активная и реактивная мощности, передаваемые из обмотки НН в обмотку СН.

    Таким образом, комбинированный режим НН—СН, ВН—СН ограничивается загрузкой общей обмотки.

    Распределение токов в комбинированном режиме передачи мощности из обмоток НН и СН в обмотку ВН показано на рисунке 2 е. В общей обмотке ток автотрансформаторного режима направлен встречно току трансформаторного режима, поэтому загрузка обмотки значительно меньше допустимой и в пределе может быть равна нулю. В последовательной обмотке токи складываются, что может вызвать ее перегрузку. Этот режим ограничивается загрузкой последовательной обмотки.

    Возможны и другие комбинированные режимы: передача мощности из обмотки СН в обмотки НН и ВН или работа в понижающем режиме при передаче мощности из обмотки ВН в обмотки СН и НН.

    5.2 Регулирование напряжения трансформаторов

    Регулирование напряжения трансформаторов осуществляется путем изменения коэффициента трансформации, то есть изменением числа витков, для чего обмотки имеют соответствующие ответвления. Переключение ответвлений осуществляется без возбуждения (ПБВ) и под напряжением ( РПН). Переключение ответвлений без возбуждения осуществляется на трансформаторах малой мощности.

    Регулирование под нагрузкой (РПН) осуществляется переключением ответвлений обмотки без разрыва цепи. В зависимости от мощности и напряжения трансформатора регулирование осуществляется от ± 10% до ± 16%. Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, так как ток в этой обмотке меньше, чем в обмотке НН. Наибольшее распространение получила схема с резисторами, приведенная на рисунке 5.2.

    

    Рисунок 5.2 — Схема РПН с резисторами

    В исходном положении 0, ТР работает на ответвлении 5 и ток проходит через контакт К 1 . При переходе на ответвление 4 сначала обесточенный избиратель И 2 переводится в положение 4, затем отключается К1, при этом ток нагрузки кратковременно проходит по R 1 и К2. После этого замыкается К3, при этом половина тока нагрузки проходит по R1 и К 2 , а половина – по R2 и К3, а витки регулировочной обмотки 5-4 оказываются замкнутыми через R 1 и R 2 и по ним проходит циркулирующий ток. Затем замыкается К 2 и К4, при этом ток проходит по регулировочной обмотке на ответвление 4, избиратель И2, контакты К4 к выводу 0. Управление РПН осуществляется дистанционно со щита управления, вручную или автоматически.

    В автотрансформаторах ответвления выполняют в нейтральной точке, что позволяет облегчить изоляцию переключающего устройства и рассчитать его на меньший ток. Такое регулирование называется связанным, т.е. при переключении ответвлений одновременно меняется количество витков ВН и СН. Регулирование напряжения можно осуществлять с помощью специальных регулировочных трансформаторов, состоящих из последовательного трансформатора, который вводит дополнительную э.д.с . в основную обмотку трансформатора и регулировочного трансформатора, который меняет эту э.д.с ., и линейных регуляторов, в которых регулирование на стороне СН обеспечивается устройством РПН, а на стороне НН устанавливается регулировочный трансформатор, снабженный автоматическим регулированием напряжения.

    5.3 Группы соединений трансформатров

    Обмотки ТР имеют соединения: звезда U , звезда с выведенной нейтралью U и треугольник D . Сдвиг фаз между ЭДС первичной и вторичной обмоток ( Е ₁ и Е₂ ) принято выражать условно группой соединений.

    В трехфазном трансформаторе применением разных способов соединений обмоток можно образовать двенадцать различных групп соединений, причем, при схемах соединения обмоток звезда – звезда , можно получить любую четную группу (2,4,6,10,0), а при схеме звезда – треугольник или треугольник – звезда любую нечетную группу (1,3,5,7,9,11). Группы указываются справа от знаков схем соединения обмоток.

    5.4 Нагрузочная способность трансформаторов

    Нагрузочная способность трансформатора – это совокупность допустимых нагрузок и перегрузок. Трансформатор может работать часть суток с перегрузкой, если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной.

    Критерием различных режимов является износ изоляции трансформатора. При недогрузке износ изоляции мал, а во время перегрузки значительно увеличивается.

    Допустимые систематические перегрузки трансформатора больше его номинальной мощности возможны за счет неравномерности нагрузки в течени и суток.

    Максимально допустимая систематическая нагрузка определяется при условии, что наибольшая температура обмотки +140 о С, наибольшая температура масла в верхних слоях +95 о и износ за время максимальной нагрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номинальной нагрузке, когда температура наиболее нагретой точки не превышает +98 о С.

    Аварийная перегрузка разрешается при выходе из строя параллельно включенного трансформатора. Допустимая аварийная перегрузка определяется предельно допустимыми температурами обмотки (140 о С для трансформаторов напряжением выше 110 кВ и 160 о С для остальных трансформаторов) и температурой масла в верхних слоях (115 о С).

    Значения допустимой аварийной перегрузки определяются по ГОСТ в зависимости от коэффициента начальной нагрузки К ₁ , температуры охлаждающей среды во время возникновения аварийной перегрузки q _охл и длительности перегрузки.

    6 Лекция 6. Короткие замыкания в электроустановках

    — трехфазное короткое замыкание. Характеристика процесса.

    — изучение характера процесса трехфазного короткого замыкания.

    6.1 Общие сведения

    Короткими замыканиями (КЗ) называют замыкания между фазами, замыкания фаз на землю в сетях с глухо — и эффективно-заземленными нейтралями , а также витковые замыкания в электрических машинах.

    Причинами коротких замыканий являются старение и вследствие этого пробой изоляции, набросы на провода линий электропередачи, обрывы проводов с падением на землю, механические повреждения изоляции, удары молнии в линии электропередачи и др. При к.з . происходит повышенный нагрев проводников и контактов, возникают электродинамические усилия между проводниками и снижается уровень напряжения в электрической сети.

    Рассматриваются короткие замыкания в цепях, питающихся от шин неизменного напряжения и короткие замыкания вблизи генератора ограниченной мощности.

    Шинами неизменного напряжения условно считают такой источник, напряжение на зажимах которого остается практически неизменным при любых изменениях тока (его называют системой бесконечной мощности). В этом случае собственное сопротивление источника питания ничтожно мало по сравнению с сопротивлением всей цепи. При коротком замыкании на выводах генераторов или на небольшом удалении от него сопротивление всей цепи соизмеримо с сопротивлением генератора.

    6.2 Трехфазное короткое замыкание

    В нормальном режиме работы и при КЗ на зажимах сохраняется симметричная и неизменная по значению трехфазная система напряжений, как это показано на рисунке 6.1.

    

    Рисунок 6.1 — Трехфазная симметричная цепь, питаемая от шин неизменного

    на­пряжения (от источника бесконечной мощности)

    При коротком замыкании углы между током и напряжением меняются, а токи существенно возрастают. Короткое замыкание делит цепь на две части: правую, с сопротивлениями r ₁ и х ₁ = w L ₁ , и левую, содержащую источник питания и сопротивления в цепи КЗ r _к и x _к = w L _к .

    Правая часть цепи зашунтирована КЗ и ток в ней будет поддерживаться до тех пор, пока запасенная в индуктивности L ₁ энергия магнитного поля не перейдет в тепло, выделяющееся в активном сопротивлении r ₁ . Этот ток не превышает тока нормального режима и, постепенно затухая до нуля, не представляет опасности для оборудования.

    Изменение режима в левой части цепи, содержащей источник питания, при наличии индуктивности L _к также сопровождается переходным процессом в соответствии с уравнением

    где u и i – соответственно мгновенные значения напряжения и тока.

    Решение уравнения дает

    где U_{m —} амплитудное значение фазного напряжения источника;

    Z_k — сопротивление присоединенного к источнику участка цепи КЗ;

    a — фазовый угол напряжения источника в момент t= 0;

    φ _к – угол сдвига тока в цепи КЗ относительно напряжения источника той же фазы;

    Т_а – постоянная времени цепи КЗ, равная .

    Полный ток КЗ слагается из двух составляющих.

    Вынужденная составляющая имеет периодический характер с частотой, равной частоте напряжения источника и называется периодической составляющей тока КЗ

    где I_{n , m} – амплитудное значение периодической составляющей тока.

    Свободная составляющая имеет апериодический характер изменения

    Начальное значение апериодической составляющей тока КЗ в каждой фазе определяется для момента времени t = 0

    Максимальное значение тока i _а,0 будет в случае, если напряжение в момент возникновения КЗ проходит через нулевое значение ( a = 0) и тока в цепи до КЗ нет, т.е. i ₍₀₎ = 0. При этом i _а,0 = I_{n , m} , как это показано на рисунке 6.2.

    Максимальное мгновенное значение полного тока наступает через 0,01 с после начала процесса КЗ, носит название ударного тока и обозначается i _у

    где k _у – ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени

    

    Рисунок 6.2 — Изменение тока КЗ в цепи, питаемой от шин неизменного напряжения при максимальном значении апериодической составляющей

    Переходный процесс завершается после затухания апериодической составляющей, и далее полный ток КЗ равен его периодической составляющей.

    При снижении напряжения на выводах генератора ниже 0,85-0,9 номинального срабатывает форсировка возбуждения, обеспечивающая нарастание возбуждения генератора до предельного значения. Таким образом, АРВ изменяет магнитный поток возбуждения Ф _f , ЭДС генератора, а, следовательно, и ток КЗ. Все АРВ действуют с небольшим запаздыванием. В результате этого действие АРВ начинает проявляться только спустя некоторое время после возникновения КЗ.

    6.3 Порядок расчета токов трехфазного короткого замыкания

    Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

    При расчете принимаются следующие допущения: фазы ЭДС всех генераторов не изменяются течение процесса КЗ; насыщение магнитных систем не учитывается; пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов; не учитывают, емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю. Трехфазная система считается симметричной и пренебрегают активным сопротивлением, если отношение x / r > 3.

    Расчет токов при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке: составляется расчетная схема; составляется электрическая схема замещения; приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания был связан с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением х_рез ; по результирующей ЭДС источника и результирующему сопротивлению по закону Ома определяют I _п,0, затем ударный ток и при необходимости периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t .

    6.4 Расчетная схема установки

    Под расчетной схемой понимают упрощенную однолинейную схему с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ. Для определения сопротивления элементов сети на расчетной схеме обычно указываются их параметры в именованных, а большинстве случаев в относительных единицах или в процентах.

    Сопротивления разных элементов расчетной схемы определяются по известным формулам в соответствии с параметрами оборудования. Сопротивление синхронных машин определяется сверхпереходным значением индуктивного сопротивления по продольной оси .

    Сопротивление энергосистемы определяется из условия предельного использования выключателя, установленного или намечаемого к установке в данном узле энергосистемы. Возможно также задание системы параметрами эквивалентного генератора, т.е. относительным номинальным сопротивлением х_{* с ( ном)} и номинальной мощностью S _ном , равной сумме номинальных мощностей источников.

    Сопротивление трансформаторов и автотрансформаторов определяется по величине напряжения к.з . — u _к % , которое приводится в каталогах и других справочных материалах. Для трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов и трансформаторов с расщепленными обмотками напряжения КЗ задаются для каждой пары обмоток.

    Для реакторов в паспорте обычно указывают номинальный ток и сопротивление реактора в Омах. Для линий электропередач напряждением 6-500 кВ принимается величина 0,4 – 0,3 Ом/ км ., для кабелей – 0,08 -0,16 Ом/ км.

    7 Лекция 7. Короткие замыкания в электроустановках

    — определение сопротивлений схем замещения и преобразование схем к расчетному виду.

    — изучение методов преобразования схем замещения и определение токов при различных условиях.

    7.1 Схема замещения и особенности преобразования

    Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные ( трансформаторные) связи заменены электрическими.

    При расчетах в именованных единицах все сопротивления схемы должны быть выражены в омах и приведены к одному базовому напряжению (к среднему напряжению одной электрической ступени). Если расчет выполняется в относительных единицах, то необходимо предварительно привести все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базовым условиям. За базовую мощность обычно принимают 100, 1000 или 10000 МВ × А. За базовое напряжение — соответствующее среднее напряжение.

    Каждому сопротивлению в схеме замещения присваивается определенный номер, который сохраняется за ним до конца расчета. После того как схема замещения составлена и определены сопротивления всех элементов, она преобразуется к наиболее простому виду. При этом используются правила параллельного и последовательного сложения сопротивлений и преобразование звезды в треугольник и обратно.

    В процессе преобразования схемы замещения часто возникает задача разделения, так называемых, связанных цепей, когда токи от нескольких источников проходят через общее сопротивление х ₄ . Для того чтобы определить ток, поступающий к точке КЗ от каждого источника, необходимо преобразовать схему к лучевому виду, показанному на рисунке 7.1 г.

    

    Рисунок 7.1 — Разделение связанных цепей

    Определяют результирующее сопротивление схемы

    где х_эк – эквивалентное сопротивление всех источников питания относительно точки 1 схемы

    Относительное значение периодической составляющей тока в месте повреждения принимают за единицу и находят коэффициенты распределения, т.е. долю участия в токе КЗ каждого источника.

    На основании закона Кирхгофа можно записать

    I _{п * I} + I _{п * II} + I _{п * III} = I _п = 1, а также и т.д.

    Отсюда коэффициенты распределения по ветвям

    Правильность вычисления коэффициентов можно проверить по выполнению условия

    Параметры схем замещения для установок ниже 1 кВ удобно представлять в именованных единицах и определяются они с учетом активного сопротивления.

    Примером сложных схем замещения могут служить случаи КЗ, приведенные на рисунках 7.2-7.3. Преобразование таких схем осуществляется либо совмещением, как это показано на рисунке 7.2 а, б , либо последовательным преобразованием треугольника в звезду и наоборот, как это показано на рисунке 7.3. Дальнейшие преобразования схемы производятся по обычным правилам.

    

    Рисунок 7.2 — Короткое замыкание в симметричной сложной схеме

    

    

    

    

    

    Рисунок 7.3 — Преобразование слож­ной схемы по методу треуголь­ник – звезда

    7.2 Выбор выключателей и разъединителей

    Выключатели выбирают по номинальному напряжению , длительному номинальному току , отключающей способности и проверяют на термическую и динамическую устойчивость. Проверка на электродинамическую устойчивость производится путем определения и и сравнением этих значений с величиной сквозного симметричного тока и предельного ассиметричного тока, равного по условиям ; .

    Условия проверки на термическую устойчивость

    где — номинальный ток термической устойчивости, в течение номинального времени термической устойчивости .

    Кроме того, выключатели проверяются по отключающей способности, которую характеризуют номинальный симметричный ток отключения (дается в каталогах) и номинальное относительное содержание апериодической составляющей.

    Разъединители выбираются по длительному номинальному току и номинальному напряжению и проверяются на термическую и динамическую устойчивость по условиям, путем сравнения каталожных и расчетных данных. Расчетные величины те же, что и для выключателей.

    7.3 Выбор шин РУ и силовых кабелей

    Токоведущие части выбираются по наибольшему току нормального режима I_{норм . ,} по наибольшему току режима плановых профилактических и капитальных ремонтов I_рем,max . , и по наибольшему току послеаварийного режима I_пав,max . Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжелый, когда имеет место наибольший ток I_max .

    При выборе жестких шин на токи до 3000 А принимаются одно — и двухполосные шины. При больших токах шины коробчатого сечения. Выбор сечения ошиновки производится по экономической плотности тока. Найденное сечение округляется до ближайшего меньшего стандартного сечения, если оно не отличается от экономического значения больше, чем на 15%. Выбранные по экономической плотности тока шины проверяются по допустимому току из условий нагрева, на термическую стойкость при воздействии т.к.з . и на динамическую стойкость при к. з .

    Проверка по допустимому току заключается в проверке соотношения где — допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя и на температуру охлаждающей среды, отличной от принятой в таблицах.

    Проверка шин на термическую прочность заключается в выполнении соотношения , где — температура шин при нагреве током к.з . и — допустимая температура нагрева шин при к.з .

    Для проверки на электродинамическую стойкость необходимо произвести механический расчет.

    В случае применения двухполосных шин возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для уменьшения усилия в пролете между полосами устанавливаются прокладки.

    Выбор опорных изоляторов производится по номинальному напряжению U _уст U_ном и по допускаемой нагрузке F_расч F_доп . При этом F_доп=0,6F_{разр .} Проходные изоляторы выбираются по напряжению U _уст U _ном , по номинальному току I _max I_ном и по допустимой нагрузке F_расч F_{доп .}

    Сечение гибких шин и токопроводов выбирается по экономической плотности тока, по длительно допустимому току и проверяются по термическому действию тока к.з . Для гибких шин напряжением 35 кВ и выше производится проверка на коронирование .

    Кабели выбираются по конструкции и напряжению установки; по экономической плотности тока; по допустимому току. Выбранные по нормальному режиму кабели проверяют на термическую стойкость, определяя минимальное сечение по условиям термической устойчивости.

    Для соединения выводов мощных турбогенераторов с повышающими силовыми трансформаторами в настоящее время применяются комплектные экранированные токопроводы (КЭТ). Токопроводы выбираются по номинальным параметрам генератора, электродинамическая устойчивость закрытых токопроводов характеризуется максимальным током электродинамической устойчивости , который должен быть больше ударного тока к. з .

    8 Лекция 8. Измерения на электрических станциях и подстанциях

    — измерения на электрических станциях и подстанциях.

    — изучение методики выбора измерительных приборов и измерительных трансформаторов.

    8.1 Выбор объема и места установки измерительных приборов и измерительных трансформаторов

    Объем измерительных приборов и место их установки (БЩУ, ГЩУ, ЦЩУ) различны в зависимости от характера объекта и способа управления.

    Рекомендованный перечень измерительных приборов приводится в справочниках, учебных пособиях так, как это показано в таблице 8.1.

    Т а б л и ц а 8.1 – Объем и места установки измерительных приборов в цепях генератора

    Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энер­гии, датчики активной и ре­активной мощности. Регист­рирующие приборы: ватт­метр, амперметр и вольт­метр (на генераторах 60 МВт и более)

    Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр (на генераторах 60 МВт и более)

    1. Перечисленные приборы устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ).

    2. На генераторах до 12 МВт в цепи статора устанавливается один амперметр.

    3. На групповом щите турби­ны устанавливаются ваттметр,

    частотомер в цепи статора (если нет БЩУ) и вольтметр в цепи возбуждения.

    4. При наличии БЩУ на ЦЩУ устанавливаются ватт­метр и варметр.

    5. На ЦЩУ устанавливают­ся частотомер, суммирующие ваттметр и варметр.

    

    Рисунок 8.1 — Измерительные приборы в основных цепях ТЭЦ

    Если объект измерения находится далеко от щита управления (сотни и тысячи метров), то сопротивление проводов от приборов до измерительных трансформаторов тока будет настолько большим, что погрешность измерения становится недопустимой. В этом случае используются измерительные преобразователи тока, активной и реактивной мощности, которые дают на выходе постоянный ток, линейно зависящий от измеряемого параметра. Применение ИП позволяет уменьшить нагрузку ТТ и ТН, уменьшить сечение контрольных кабелей, обеспечить ввод информации в ЭВМ , то есть позволяет реализовать систему телеизмерений и телеуправления.

    8.2 Выбор измерительных трансформаторов

    Трансформаторы тока выбирают по напряжению установки ,

    по току , по конструкции и классу точности и по электродинамической стойкости: . В приведенных выражениях обозначено: — ударный ток КЗ по расчету; — кратность электродинамической стойкости по каталогу; —н оминальный первичный ток трансформа­тора тока; — ток электродинамической стойкости .

    Проверка по термической стойкости сводится к выполнению соотношения

    где — тепловой импульс по расчету;

    — кратность термической стойко­сти по каталогу;

    — время термической стойкости по каталогу;

    — ток термической стойкости по каталогу.

    Проверка по классу точности осуществляется путем соответствия допустимой и фактической вторичной нагрузки трансформаторов

    где — вторичная нагрузка трансформатора тока;

    — номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

    -сопротивление цепи вторичной нагрузки, состоящее из сопротивления приборов, соедини­тельных проводов и переходного сопротивления контактов.

    Сопротивление приборов определяется по выражению

    где — мощность, потребляемая приборами;

    — вторичный номи­нальный ток прибора.

    Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

    Сопротивление соединительных проводов и зависит от их длины и сечения. Зная , можно определить их сечение

    Во вторичных цепях основного и вспомо­гательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше применяются провода с медными жилами ( ρ = 0,0175). В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюми­ниевыми жилами ( ρ = 0,0283).

    Расчетная длина l _расч зависит от схемы соединения трансформаторов тока и длины соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец). Для разных присоединений приблизительно можно принять:

    Цепи ГРУ 6-10 кВ, кроме линий к потребителям 40 – 60 м;

    Цепи генераторного напряжения блочных ЭС 20 – 40 м;

    Линии 6—10 кВ к потребителям 4 – 6 м;

    35 кВ — 60 – 75 м; 110 кВ — 75 – 100 м; 220 кВ- 100 – 150 м;

    500кВ — 150 – 200 м.

    Для подстанций указанные длины снижают на 15 — 20%.

    В качестве соединительных проводов применяют многожильные кон­трольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэти­леновой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или спе­циальной теплостойкой оболочке. По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм 2 для алюминиевых жил и 2,5 мм 2 для медных жил. Сечение больше 6 мм 2 обычно не применяется.

    Трансформаторы напряжения выбираются: по напряжению установки

    ; по конструкции и схеме соединения обмоток; по классу точности; по вторичной нагрузке .

    При расчете номинальной мощности в выбранном классе точности для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соеди­ненных по схеме открытого треугольника — удвоенную мощность одного трансформатора. Вторичная нагрузка включает в себя все измерительные приборы и реле, присоединенные к трансформатору напряжения.

    Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фа­зам, тогда

    Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбран­ном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряже­ния и часть приборов присоединяют к нему.

    Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не бо­лее 0,5%, а до щитовых измерительных приборов — не более 1,5% при номинальной нагрузке.

    Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм 2 для медных жил и 2,5 мм 2 для алюминиевых жил.

    9 Лекция 9. Схемы распределительных устройств

    — классификация схем и схемы с одной системой сборных шин.

    — изучение схем РУ с одной системой сборных шин.

    9.1 Состав оборудования и классификация схем РУ

    В состав однолинейной схемы входят все присоединения с выключателями, разъединителями и измерительными трансформаторами, сборные шины, токоограничивающие реакторы и устройства защиты от перенапряжений.

    Все присоединения образуют ячейки, которые соответствующим образом располагаются на территории подстанции, определяя место подключения к сборным шинам. Сборные шины с присоединениями и образуют РУ соответствующего напряжения.

    В зависимости от напряжения электроустановки, количества присоединений, необходимости обеспечения надежности электроснабжения и гибкости, удобства ремонта и обслуживания применяются различные схемы РУ: с одной системой сборных шин, одной рабочей и обходной системой сборных шин, с двумя системами сборных шин, с двумя рабочими и одной обходной системами сборных шин, кольцевые схемы и др.

    Схемы РУ можно классифицировать и по количеству выключателей на одно присоединение: с двумя выключателями на присоединение; с одним выключателем на присоединение; дробные схемы (с тремя выключателями на два присоединения, с тремя выключателями на четыре присоединения) и т.д.

    9.2 Схемы с одной системой сборных шин

    Наиболее простой является схема с одной несекционированной системой сборных шин, как это показано на рисунке 9.1 а. Схема проста и наглядна. На каждую цепь приходится один выключатель, который служит для отключения и включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах. Операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства ра­бот.

    Для ремонта сборных шин и шинных разъединителей любого присоединения необходимо полностью снять на­пряжение со сборных шин, т. е. отключить источники питания. Короткое замыкание на сборных шинах (точка К 2 ) также вызывает отключение источников питания, т. е. прекра­щение электроснабжения потребителей.

    

    Рисунок 9.1- Схемы с одной системой сборных шин, не секционированных (а)

    и секционированных (б)

    Секционирование выключателем сохраняет достоинства схем с одиночной системой шин, а авария на сборных шинах приводит к от­ключению только одного источника и половины потребителей.

    Схема с одной системой сборных шин широко применяется для под­станций на напряжении 6 – 10 кВ и для питания собственных нужд станций, где в полной мере можно использовать ее достоинства, особенно благодаря применению КРУ.

    На генераторном напряжении электростанций, отдающих большую часть электроэнергии близко расположенным потребителям, возможно применение схемы с одной системой шин, соединенной в кольцо, как это показано на рисунке 9.2.

    

    Рисунок 9.2- Схема с одной системой сборных шин, соединенных в кольцо

    При нормальной работе все секционные выключатели включены и генераторы работают параллельно. При КЗ на одной секции отключаются генератор данной секции и два секционных выключателя, однако, параллельная работа других генераторов не нарушается.

    При отключении одного генератора потребители данной секции получают питание с двух сторон, что создает меньшую разницу напряжений на секциях и позволяет выбирать секционные реакторы на меньший ток, чем в схеме с незамкнутой системой шин.

    9.3 Схема с двумя системами сборных шин

    Каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъедините­лей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой си­стеме шин, как это показано на рисунке 9.3.

    

    Рисунок 9.3 – Схема с двумя системами сборных шин

    Рабочая система шин секционирована выключателем QB. Вторая система шин А 2 является резервной, напряжение на ней нор­мально отсутствует. Обе системы шин могут быть соединены между собой шиносоединительными выключателями QA 1 и QA 2, которые в нормаль­ном режиме отключены.

    Возможен и другой режим работы этой схемы, когда обе системы шин находятся под напряжением, и все присоединения распределяются между ними равномерно. Такой режим называется работой с фиксированным присоединением цепей.

    Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения.

    Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. Недостатки — большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложная кон­струкция РУ. Недостатком является и использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов, что может привести к возможности ошибочного отключения тока нагрузки.

    9.3 Упрощенные схемы РУ

    Упрощенные схемы с наименьшим количеством выключателей или вообще без них получили наибольшее распространение на подстанциях. Прежде всего это блочные схемы в которых элементы электроустановки соединяются последовательно без поперечных связей с другими блоками.

    В блоках трансформатор – линия на подстанциях со сто­роны высокого напряжения можно использовать как выключатели, так и отделители QR и короткозамыкатели QN , как это показано на рисунке 9.4 а ,б . Основным достоинством схемы является экономичность, что привело к широкому применению таких схем для однотрансформа­торных подстанций, включаемых глухой отпайкой к транзитной линии.

    

    а) блок трансформатор- линия с выключателем; б )б лок трансформатор – линия с отделителем; в) два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой;

    г) мостик с выключателями

    Рисунок 9.4 – Упрощенные схемы РУ со стороны ВН

    На двухтрансформаторных подстанциях 35 – 220 кВ применяется схема двух блоков трансформатор – линия, приведенная на рисунке 9.4 в, которые для большей гибкости соединены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей QS 3, QS 4 . На стороне ВН возможно применение схемы мостика, приведенной на рисунке 9.4.г.

    10 Лекция 10. Схемы распределительных устройств

    — схемы распределительных устройств.

    — изучение кольцевых схем РУ, схем с обходной системой сборных шин и дробных схем.

    В кольцевых схемах (схемах многоугольников) выключатели соеди­няются между собой, образуя кольцо. Каждый элемент – линия, трансфор­матор – присоединяется между двумя соседними выключателями, как это показано на рисунке 10.1.

    В кольцевых схемах надежность работы выключателей выше, чем в других, так как имеется возможность опробования любого выклю­чателя в период нормальной работы схемы. Опробование выключателя пу­тем его отключения не нарушает работу присоединенных элементов и не требует никаких переключений в схеме.

    Самой простой кольцевой схемой является схема треугольника.

    Схема четырехугольника (квадрата) экономична (четыре выключателя на четыре присоединения), позво­ляет производить опробование и ревизию любого выключателя без наруше­ния работы ее элементов.

    Достоинством всех кольцевых схем является использование разъедини­телей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителя­ми в таких схемах невелико.

    Широкое применение получила схема шестиугольника, обладающая всеми особенностями разобранных выше схем

    

    а) треугольник; б) четырехугольник; в) шестиугольник

    Рисунок 10.1 –Кольцевые схемы

    10.2 Схемы с одной рабочей и обходной системами шин

    В нормальном режиме обходная система шин АО на­ходится без напряжения, разъединители QSO , соединяющие линии и транс­форматоры с обходной системой шин, отключены, как это показано на рисунке 10.2. В схеме предусматри­вается обходной выключатель QO, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей. Секции в этом случае расположены параллельно друг другу. Выключатель QO мо­жет заменить любой другой выключатель без нарушения электроснабжения по линии, хотя они свя­заны с большим количеством переключений.

    С целью экономии функции обходного и секционного выключателей могут быть совмещены .

    

    .

    а) с совмещенным обходным и секционным выключателем и отделителями в цепях трансформаторов; б) режим замены линейного выключателя обходным;

    в) с обходным и секционным выключателями

    Рисунок 10.2 – Схема с одной рабочей и обходной системами сборных шин

    Схема по рисунку 10.2 а рекомендуется для ВН подстанций (110 кВ) при числе присоединений (линий и трансформаторов) до шести включительно, когда нарушение параллельной работы линий допустимо и отсутствует перспектива дальнейшего развития. Если в перспективе ожидается расши­рение РУ, то в цепях трансформаторов устанавливаются выключатели. Схемы с трансформаторными выключателями могут применяться для на­пряжений 110 и 220 кВ на стороне ВН и СН подстанций.

    При большем числе присоединений (7–15) рекомендуется схема с от­дельными обходным QO и секционным QB выключателями, приведенная на рисунке 10.2 в.

    На электростанциях возможно применение схемы с одной секциониро­ванной системой шин по рисунку 10.2 в , но с отдельными обходными выклю­чателями на каждую секцию.

    10.3 Схема с двумя рабочими и обходной системами сборных шин

    Схема, приведенная на рисунке 10.3, дает воз­можность проведения ревизий любой системы шин и любого выклю­чателя без перерыва работы присоединений, а также позволяет группировать эти присоединения произвольным образом.

    Как правило, обе системы шин находятся в рабо­те при соответствующем фиксированном распределении всех присоедине­ний: линии W 1, W 3, W 5 и трансформатор Т 1 присоединены к первой системе шин А1, линии W 2, W 4, W 6 и трансформатор Т2 присоединены ко второй системе шин А2, шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110-220 кВ на стороне ВН и СН подстанций при числе присоединений 7—15 , а также на электростанциях — при числе присоединений до12 .

    

    а) основная схема; б), в) варианты схемы

    Рисунок 10.3 — Схемы с двумя рабочими и обходной системами шин

    10.4 Схема с двумя выключателями на присоединение

    Схема с двумя выключателями на цепь представ­ляет собой разновидность схемы с двумя системами шин и приведена на рисунке 10.4. Повышение надежности и ремон­топригодность в ней достигается установкой последовательно с каж­дым разъединителем развилки выключателей.

    Достоинства такой схемы за­ключаются в легкости проведения ремонтов любой системы шин и в возможности вывода выключателей в ремонт без операций разъ­единителями под током. Повреждение шин не приводит здесь к погашению присоединений.

    

    Рисунок 10.4 — Cxe м a с двумя выклю­чателями на цепь

    Главным недостатком схемы является высокая стоимость.

    10.5 Полуторная и другие схемы

    Полуторная схема, приведенная на рисунке 10.5 а, обеспечивает ревизию любого выключателя или системы шин без нарушения работы присоединений и с минимальным количеством операций при выводе этих элементов в ремонт. При этом разъединители выполняют только обеспечение видимого разрыва. Полуторная схема сочетает надежность схемы со сборными шинами и маневренность схемы многоугольника. К недостаткам полуторной схемы относят усложнение релейной защиты присоединений и необходимость выбора выключателей и всего остального оборудования на удвоенные номинальные токи.

    Схема 4/3, приведенная на рисунке 10.5 б сходна с полутор­ной, но более экономична, так как в ней приходится не на 1/2 выключателя на цепь больше, чем в схеме с двойной системой шин, а только на 1/3.

    

    .

    Рисунок 10.5 -Схемы: а — полуторная ; б—4/3

    11 Лекция 11. Собственные нужды электростанций и подстанций

    — потребители собственных нужд, типы электроприводов и системы электроснабжения.

    — изучение особенностей работы потребителей собственных нужд и

    их систем электроснабжения.

    11.1 Потребители и рабочие машины с .н.

    На ТЭС к с.н. относятся: механизмы топливоподачи; топливоприготовления ; тягодутьевые механизмы; механизмы турбин­ного отделения; химводоочистка ; механизмы систем смазки и охлаждения генераторов; механизмы газового и масляного хозяйств; вентиляторы обдува трансформаторов; системы подогрева масла и ряд других. Некоторое количество электроэнер­гии расходуется для отопления, подогрева и освещения.

    Потребители системы с.н. электростанций отнесены к 1-й ка­тегории. Особо выделяется группа электроприемников , перерыв пи­тания которых связан с опасностью для жизни персонала или с повреждением основного силового оборудования. Для этой группы потребителей требуется не менее трех независимых источников питания — рабочего и двух резервных.

    Для особо ответственных потреби­телей, предусмат­ривают независимые источники энергии — ав­тономные агрегаты в виде дизеля или газовой турбины и синхронного генератора, вспомо­гательные генераторы, аккумуля­торные батареи со статическими преоб­разователями.

    Наибольшее применение в системе с.н. электростанций получили лопастные насосы и вентиляторы. Лопастные машины передают энергию от двигателя к перемещаемой жидкости (газу) с помощью рабочего ко­леса с лопастями и делятся на центробежные и осевые, эксплуатационные качества которых определяются зависимостями напора , мощности на валу и полного КПД от подачи (производительности) Q .

    В системе с.н. ТЭС, работающих на пылеугольном топливе, имеется группа рабочих машин для приготовления и транспорта топлива (дробилки, мельницы, питатели, краны, конвейеры, транспортеры, шнеки и др.), которые имеют не зависящую от частоты вращения механическую характеристику.

    Для регулирования производительности машин центробежного типа применяют: дроссельное регулирование, т. е. регулирование задвижкой; регулирование изменением часто­ты вращения; регулирование с помощью лопа­точного отвода (направляющего аппарата); комбинированное регулирование. Дроссельное регулирование машин центробежного типа неэкономично. Однако благодаря простоте оно получило широкое применение.

    Для машин осевого типа регулирование осуществляют: изменением частоты вращения; поворотом лопастей рабочего колеса; с помощью лопаточного отвода (направляющего аппарата). Осевые машины, имеющие устройство для поворота лопастей на ходу, конструктивно достаточно сложны и сравнительно дороги.

    Регулирование частоты вращения может быть осуществлено или с помощью электродвигателей, способных изменять частоту вращения, или с помощью гидромуфт, электромагнитных муфт скольжения и т. д. Применение гидромуфт целесообразно только при больших мощностях рабочих машин, высоких частотах вращения и неглубоком регулировании производительности, так как стоимость гидромуфт высока, а их КПД уменьшается с уменьшением часто­ты вращения рабочей машины.

    Для комбинированного регулирования используют двухскоростные асинхронные двигатели, поз­воляющие производить ступенчатое ре­гулирование частоты вращения, а плавное регулирование в относительно небольших пределах производят задвижкой или направляющим аппаратом.

    11.2 Электропривод рабочих машин и самозапуск электродвигателей

    Асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором (АД) получили наибольшее применение. Используются одно — и двухскоростные АД. Основным недостатком является отсутствие возможности плавного регулирования частоты вращения, однако в большинстве случаев этого и не требуется. Синхронные электродвигатели (СД) так же не имеют возможности регулировать частоту вращения без применения промежуточных устройств, но они имеют более высокий к. п. д., способность вырабатывать реактивную мощность, изготавливаются на большую мощность и применяются для питания мощных тихоходных шаровых мельниц.

    При к. з . в системе с. н. и автоматическом переводе питания двигателей с рабочего трансформатора на резер­вный возможны глубокие снижения и даже кратковре­менное исчезновение напряжения. При этом момент двигателей становится меньше момента сопротивления механизмов, возникает торможение дви­гателей, а иногда и полная их остановка. После восста­новления нормальных условий питания начинается про­цесс восстановления частоты вращения. Процесс подъе­ма частоты вращения частично затормозившихся или полностью остановившихся двигателей после восстанов­ления их рабочего или резервного питания до исходной рабочей частоты вращения без вмешательства эксплуа­тационного персонала называют самозапуском . Уравнение самозапуска можно представить в виде

    Таким образом самозапуск (т. е. > 0) воз­можен при условии, что в процессе самозапуска положителен

    Успешность самозапуска зависит от правильно выбранного соотношения между моментами двигателя и механизма и от уровня напряжения на зажимах двигателя.

    11.4 Электроснабжение установок собственных нужд ТЭЦ и КЭС

    Схемы электроснабжения с. н. имеют ре­зервирование, обеспечивающее бесперебойное питание путем автоматического включения резервного питания (АВР) так ,к ак это показано на рисунке 12.1.

    

    Рисунок 12.1 — Принципиальная схема питания с.н. ТЭЦ от шин генера­торного напряжения (неявно выраженное резервирование)

    Резервирование питания может быть и явно выраженным. В этом случае предусматривается один резервный транс­форматор собственных нужд РТСН .

    

    Рисунок 12.2 — Варианты схем питания

    На КЭС блочного типа питание рабочих и резервных трансформаторов с. н. может осуществляться двумя способами, согласно рисунка 12.2.

    Для замены рабочих трансформаторов с. н. предусматриваются один или несколько не присоединенных к сети ре­зервных трансформатора.

    Выбор мощности рабочего трансформатора с. н. бло­ка основывается на подсчете действительной нагрузки секций с. н. (блочной и общестанционной , подключенной к шинам с. н. блока).

    Потребная мощность трансфор­матора с. н. с низшим напряжением 6 кВ

    где — сумма расчетных мощностей на валу всех установленных механизмов с электродвигателями 6 кВ, включая резервные и нормально неработающие;

    — сумма всех присоединенных мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ, включая резервные и нормально нерабо­тающие.

    11.5 Особенности структуры систем с.н. атомных станций, гидростанций и подстанций

    На АЭС в отношении надежности электроснабжения потребители с .н. разделяются на три группы: I — особо ответственные потребители, не допуска­ющие перерывов питания; II — особо от­ветственные потребители, допускающие перерыв питания на время 1-3 мин; III — потребители, не предъяв­ляющие повышенных требований к на­дежности электроснабжения.

    Наиболее ответственными рабочими машинами на ГЭС являются насосы системы регулирования и смазки гидро­турбин, насосы технического водоснабжения, насосы и вентиляторы системы охлаждения генераторов и трансформа­торов и др., которые не требуют регулирования производи­тельности. Для привода их применяют асинхронные электро­двигатели с к.з . ротором, которые присоединяются к сети 380/220 В. В каче­стве независимых источников энергии предусматривают аккумуляторные батареи.

    Для электроснабжения приемников общего назначения и местной нагрузки предусматриваются два трансфор­матора с вторичным напряжением 6—10кВ, мощность которых выбирают достаточной для нагрузки.

    Наиболее ответст­венными приемниками электроэнергии системы с.н. подстанций являются системы управления, телемеханики и связи, элект­роснабжение которых может быть осу­ществлено или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника энергии — аккумуляторной батареи.

    12 Лекция 12. Заземляющие устройства в электроустановках

    — заземляющие устройства и их особенности.

    — изучение особенностей заземляющих устройств и их расчет.

    12.1 Назначение заземляющих устройств и растекание тока в земле

    По назначению различают: грозозащитное заземление — для защиты сооруже­ний, электрооборудования от прямых ударов молнии (молниеотводы) и для заземления опор, разрядников и др.; рабочее заземление — для обеспечения нормальной работы электроустановки (заземление нейтралей силовых транс­форматоров в сетях 110 кВ и выше); защитное заземление — для создания безопасных условий обслуживания электроустановки.

    Если при повреждении проходного изолято­ра трансформатора на стороне 110 кВ (сеть с эффек­тивным заземлением нейтрали ) произошло однофазное к. з . на землю через кожух трансформатора, заземля­ющий проводник и вертикальный стержневой заземлитель , как это показано на рисунке 12.1, то ток к.з . будет проходить с поврежден­ной фазы на кожух трансформатора и через заземлитель в землю . По мере удаления от заземлителя объем земли увеличивается, а плотность тока соответственно умень­шается. Вблизи трубы потенциал имеет большие значения и падает очень резко, а далее — меньшие и снижается постепенно. На расстоянии 15-20 м от трубы потенциал всех точек земли практи­чески равен нулю. Эти точки нулевого потенциала обычно называют «землей» в электротехническом смысле. Разность потенциалов между заземленной частью электроустановки и «землей» при прохождении тока через заземлитель называют напряжением относитель­но земли.

    Сопротивление заземляющего уст­ройства состоит из сопротивле­ния заземляющих проводов (от заземленного аппарата, до заземлителя ); сопротивления металлических частей заземлителя ; переходного сопротивления между заземлителем и грунтом; сопротивления, которое оказывает грунт прохождению тока (сопротивление растеканию).

    При токе промышленной частоты первые три слага­емых сопротивления пренебрежимо малы и сопротивление заземлителя существенно зависит от удельного сопротивления грунта , которое определя­ется его составом, плотностью, влажностью и темпера­турой и может изменяться в очень широких пределах (от 20 Ом для торфа и до 400 Ом и более для песка). При нарушениях фазной изоляции в сети с эффек­тивным заземлением нейтрали на поверхности земли возникают потенциалы и обслуживающий персонал мо­жет оказаться под высоким напряжением — напряжением прикосновения или шаговым на­пряжением, как это показано на рисунке 12.1.

    Напряжение прикосновения ; шаговое напряжение ; напряжение относительно земли

    Рисунок 12.1- Растекание тока в земле и распределение потенциала при

    вертикальном одиночном трубчатом

    Заземление нейтралей и защита разземленных нейтралей трансформаторов от перенапряжений

    В современных энергосистемах сети 110 кВ и выше эксплуатируются с эффективным заземлением нейтралей обмоток силовых трансформаторов. Сети напряжением 35 кВ и ниже работают с изолированной нейтралью или заземлением через дугогасящие реакторы.
    Каждый вид заземления имеет свои преимущества и недостатки.
    В сетях с изолированной нейтралью однофазное замыкание на землю не приводит к короткому замыканию. В месте замыкания проходит небольшой ток, обусловленный емкостью двух фаз на землю. Значительные емкостные токи обычно компенсируются полностью или частично включением в нейтраль трансформатора дугогасящего реактора. Остаточный в результате компенсации малый ток не способен поддерживать горение дуги в месте замыкания, поэтому поврежденный участок, как правило, не отключается автоматически. Металлическое однофазное замыкание на землю сопровождается повышением напряжения на неповрежденных фазах до линейного, а при замыкании через дугу возможно появление перенапряжений, распространяющихся на всю электрически связанную сеть, в которой могут находиться участки с ослабленной изоляцией. Чтобы уберечь трансформаторы, работающие в сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов, от воздействия повышенных напряжений, изоляцию их нейтралей выполняют на тот же класс напряжения, что и изоляцию линейных вводов. При таком уровне изоляции не требуется применение никаких средств защиты нейтралей, кроме вентильных разрядников, включаемых параллельно дугогасящему реактору.
    В сетях с эффективным заземлением нейтрали (рис. 1.19) однофазное замыкание на землю приводит к короткому замыканию. Ток короткого замыкания (КЗ) проходит от места повреждения по земле к заземленным нейтралям трансформаторов Т1 и Т2 распределяясь обратно пропорционально сопротивлениям ветвей. Поврежденный участок выводится из работы действием защит от замыканий на землю. Через трансформаторы (ТЗ и Т4), нейтрали которых не имеют глухого заземления, ток однофазного КЗ не проходит.
    С учетом того, что однофазное КЗ является частым (до 80% случаев КЗ в энергосистемах приходится на однофазные КЗ) и тяжелым видом повреждений, принимают меры по уменьшению токов КЗ. Одной из таких мер является частичное разземление нейтралей трансформаторов.
    Нейтрали автотрансформаторов не разземляются, так как они рассчитаны для работы с обязательным заземлением концов общей обмотки.
    Число заземленных нейтралей на каждом участке сети устанавливается расчетами и принимается минимальным. При выборе точек заземления нейтралей в энергосистеме руководствуются как требованиями релейной защиты в части поддержания на определенном уровне токов замыкания на землю, так и обеспечением защиты изоляции разземленных нейтралей от перенапряжений. Последнее обстоятельство вызвано тем, что все трансформаторы 110-220 кВ отечественных заводов имеют пониженный уровень изоляции нейтралей. Так, у трансформаторов 110 кВ с регулированием напряжения под нагрузкой уровень изоляции нейтралей соответствует стандартному классу напряжения 35 кВ, что обусловлено включением со стороны нейтрали переключающих устройств с классом изоляции 35 кВ. Трансформаторы 220 кВ имеют также пониженный на класс уровень изоляции нейтралей. Во всех случаях это дает значительный экономический эффект, и тем больший, чем выше класс напряжения трансформатора.
    Выбор указанного уровня изоляции нейтралей трансформаторов, предназначенных для работы в сетях с эффективно заземленной нейтралью, технически обосновывается значением напряжения, которое может появиться на нейтрали при однофазном КЗ. А оно может достигнуть почти 1/3 линейного напряжения (например, для сетей 110 кВ около 42 кВ — действующее значение). Очевидно, что изоляция класса 35 кВ разземленной нейтрали нуждается в защите от повышенных напряжений. Кроме того, при неполнофазных отключениях (или включениях) ненагруженных трансформаторов с изолированной нейтралью переходный процесс сопровождается кратковременными перенапряжениями. Достаточно надежной защитой нейтралей от кратковременных перенапряжений является применение вентильных разрядников. Нейтрали трансформаторов 110 кВ защищаются разрядниками 2хРВС-20 с наибольшим допустимым действующим напряжением гашения 50 кВ.
    Однако практика показывает, что на нейтрали трансформаторов могут воздействовать не только кратковременные перенапряжения. Нейтрали могут оказаться под воздействием фазного напряжения промышленной частоты (для сетей 110 кВ 65-67 кВ), которое опасно как для изоляции трансформатора, так и для разрядника в его нейтрали. Такое напряжение может появиться и длительно (десятки минут) оставаться незамеченным при неполнофазных режимах коммутации выключателями, разъединителями и отделителями ненагруженных трансформаторов, а также при некоторых аварийных режимах.

    

    Рис. 1.19. Однофазное короткое замыкание в сети с эффективным заземлением нейтрали.

    Неполнофазное включение ненагруженных трансформаторов. На рис. 1.20 показан трехфазный трансформатор с изолированной нейтралью. Из векторной диаграммы видно, что при симметричном напряжении сети и параметрах схемы токи намагничивания и магнитные потоки в сердечнике также симметричны, т. е. , , а напряжение на нейтрали равно нулю.
    При пофазной коммутации трансформатора его электрическое и магнитное состояние изменяется. Включение трансформатора со стороны обмотки, соединенной в звезду, двумя фазами (рис. 1. 20, б) приводит к исчезновению потока Фс и появлению на нейтрали и на отключенной фазе напряжения, равного половине фазного:

    Напряжение на разомкнутых контактах коммутационного аппарата

    При подаче напряжения по одной фазе все обмотки трансформатора и его нейтраль будут находиться под напряжением включенной фазы. Между разомкнутыми контактами аппарата напряжение D U = U л .
    В эксплуатации задержка в устранении неполнофазных режимов ненагруженных трансформаторов неоднократно приводила к авариям. Лучшей мерой защиты пониженной изоляции трансформаторов от опасных напряжений является глухое заземление их нейтралей. Поэтому необходимо перед включением или отключением от сети (разъединителями, отделителями или воздушными выключателями) трансформаторов 110-220 кВ, у которых нейтраль защищена вентильными разрядниками, глухо заземлять нейтраль включаемой под напряжение или отключаемой обмотки, если к тем же шинам или к питающей линии не подключен другой трансформатор с заземленной нейтралью.
    Испытаниями установлено, что глухое заземление нейтрали трансформатора облегчает процессы отключения и включения намагничивающих токов. Дуга при отключении трансформатора горит менее интенсивно и быстро гаснет.
    Отключение заземляющего разъединителя в нейтрали трансформатора, работающего нормально с разземленной нейтралью, защищенной разрядником, следует производить сразу же после включения под напряжение и проверки полнофазности включения коммутационного аппарата. Нельзя длительно оставлять заземленной нейтраль, если это не предусмотрено режимом работы сети. Заземлением нейтрали вносится изменение в распределение токов нулевой последовательности и нарушается селективность действия защит от однофазных замыканий на землю.
    Схемы питания от одиночных и двойных проходящих линий 110-220 кВ подстанций, выполненных по упрощенным схемам, в настоящее время получили широкое распространение. Число присоединяемых к линии трансформаторов не регламентируется и доходит до четырех-пяти. Если к линии присоединены два трансформатора и более (рис. 1.21), то целесообразно постоянно (или на время производства операций) хотя бы у одного из них иметь глухое заземление нейтрали (трансформаторы Т2 и ТЗ на рис. 1.21). Это позволит избежать появления опасных напряжений на изолированных нейтралях других трансформаторов в случае неполнофазной подачи напряжения на линию вместе с подключенными к ней трансформаторами.
    Так, при однофазном включении (фаза В) питающей линии под напряжение (рис. 1.22, а) в сердечниках отключенных фаз трансформатора с глухозаземленной нейтралью T 1 замкнется магнитный поток Ф B неотключенной фазы. Он наведет в обмотках фаз А и С примерно равные ЭДС взаимоиндукции Е A и ес. Трансформатор T 1 будет находиться в уравновешенном однофазном режиме.
    При однофазной симметричной системе напряжений на линейных выводах трансформатора (сумма этих напряжений равна нулю) напряжение на незаземленной нейтрали Т2 относительно земли также равно нулю:

    где
    При двухфазном включении (фаз А и В) питающей линии (рис. 1.22, б) по сердечнику отключенной фазы замыкается суммарный магнитный поток Ф A +Ф B =-Ф C , который наведет в обмотке отключенной фазы ЭДС взаимоиндукции E C , равную по значению и направлению напряжению фазы U c , если бы она была включена. Таким образом, на линейных вводах всех подключенных к линии трансформаторов образуется симметричная трехфазная система напряжений, при которой напряжение на изолированной нейтрали трансформатора Т2 равно нулю:

    

    Рис. 1.20. Полнофазный (а) и двухфазный (б) режимы включения ненагруженного трансформатора с изолированной нейтралью

    

    Рис. 1.21. Схема питания ответвительных подстанций от проходящей линии

    В сетях с эффективно заземленной нейтралью трансформаторы подвержены опасным перенапряжениям в аварийных режимах, когда, например, при обрыве и соединении провода с землей выделяется по тем или иным причинам участок сети, не имеющий заземленной нейтрали со стороны источника питания. На таком участке напряжение на нейтралях трансформаторов становится равным по значению и обратным по знаку ЭДС заземленной фазы, а напряжение неповрежденных фаз относительно земли повышается до линейного. Возникающие при этом в результате колебательного перезаряда емкостей фаз на землю перенапряжения представляют собой серьезную опасность для изоляции трансформаторов и другого оборудования участка.
    В сетях с эффективно заземленной нейтралью на случай перехода части сети в режим работы с изолированной нейтралью от замыканий на землю предусматривают защиты, реагирующие на напряжение нулевой последовательности 3 U о , которое появляется на зажимах разомкнутого треугольника трансформатора напряжения при соединении фазы с землей. Защиты действуют на отключение выключателей трансформаторов с незаземленной нейтралью. Защиты от замыканий на землю в сети настраивают таким образом, чтобы при однофазном повреждении первыми отключались питающие сеть трансформаторы с изолированной нейтралью, а затем трансформаторы с заземленной нейтралью. На тех подстанциях 110 кВ, где силовые трансформаторы не могут получать подпитку со стороны СН и НН, такие защиты от замыканий на землю не устанавливаются, не производится также и глухое заземление нейтралей.
    Рекомендации оперативному персоналу. На основании изложенного оперативному персоналу могут быть даны следующие рекомендации.
    При выводе в ремонт силовых трансформаторов, а также изменениях схем подстанций необходимо следить за сохранением режима заземления нейтралей, принятого в энергосистеме, и не допускать при переключениях в сетях с эффективно заземленной нейтралью выделения участков без заземления нейтралей у питающих сеть трансформаторов.
    Во избежание же автоматического выделения таких участков на каждой системе шин подстанции, где возможно питание от сети другого напряжения, желательно иметь трансформатор с заземленной нейтралью с включенной на нем токовой защитой нулевой последовательности. В случае вывода в ремонт трансформатора, нейтраль которого заземлена, необходимо предварительно заземлить нейтраль другого параллельно работающего с ним трансформатора.
    Без изменения положения нейтралей других трансформаторов производится отключение трансформаторов с изолированной нейтралью (трансформаторы старых выпусков с равнопрочной изоляцией выводов) или нейтралью, защищенной вентильным разрядником.

    Сеть с эффективным заземлением нейтрали — сеть, в которой заземлена большая часть нейтралей обмоток силовых трансформаторов. При однофазном замыкании в такой сети напряжение на неповрежденных фазах не должно превышать 1,4 фазного напряжения нормального режима работы сета. В СССР сети напряжением 110 кВ и выше, работающие, как правило, с глухозаземленной нейтралью, относят к сетям с эффективно заземленной нейтралью

    Неполнофазным отключением (включением) называется коммутация, при которой выключатели, разъединители или отделители в цепи оказываются включенными не тремя, а двумя или даже одной фазой

    Похожие публикации:

    1. В какие виды энергии может преобразовываться электрическая энергия
    2. В любом замкнутом контуре разветвленной электрической цепи алгебраическая сумма произведений сил
    3. Отключить user account control
    4. Что такое ячейки в трансформаторной подстанции