Студопедия Главная Случайная страница Обратная связь

Разделы: Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

Косвенные методы фазировки 3 страница




Доверь свою работу кандидату наук!
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

В том случае, когда защиты, имеющиеся на ШСВ, могут полноценно заменить защиты электрической цепи, переключение ее защит на трансформаторы тока ШСВ не производят. После вывода из схемы выключателя электрическую цепь включают в работу с защитами ШСВ, которые потом проверяют под нагрузкой. Вносят изменения лишь в схему дифференциальной защиты шин. Из схемы исключают цепи трансформаторов тока выведенного в ремонт выключателя и вводят цепи трансформаторов тока ШСВ в качестве трансформаторов тока электрической цепи.

Когда электрическая цепь включена на одну систему шин и работает через ШСВ, не могут допускаться никакие переводы присоединений с одной системы шин на другую без переключения защит по токовым цепям, так как это связано с изменением направления тока в трансформаторах тока ШСВ, а, следовательно, и в реле защит, что может привести к отказу или неправильной работе не только дифференциальной защиты шин, но и всех других видов дифференциальных и направленных защит.


Рис. 9.9. Основные группы операций при замене выключателя электрической цепи шиносоединительным выключателем:

а - подготовка схемы первичных соединений; б - переключение защит и устройств автоматики на трансформаторы тока ШСВ; в - установка токопроводящих перемычек; г - включение электрической цепи в работу с помощью ШСВ; 1 – перемычка


В заключение заметим, что при отключении той или иной защиты для ее перевода и проверки оперативный персонал должен каждый раз отключать пуск УРОВ (см. §7.10) от этой защиты, чтобы предотвратить возможность его ложного срабатывания. Кроме того, на узловых подстанциях на время отключения защиты шин для работ в ее цепях должны вводиться ускорения на резервных защитах транзитных электрических цепей, чтобы избежать развития возможных аварий и нарушения устойчивости параллельной работы генераторов станций. Эти замечания в равной мере будут касаться и всех последующих операций вывода в ремонт (а также ввода в работу) выключателей.

Основные группы операций при вводе в работу после ремонта выключателя цепи. Электрическую цепь, выключатель которой заменен ШСВ, отключают с обеих сторон и заземляют в соответствии с требованиями техники безопасности. Снимают перемычки, установленные вместо выключателя цепи, а вышедший из ремонта выключатель присоединяют к шинам по его обычной схеме; проверяют внешним осмотром правильность присоединения шин к аппаратам.

После окончания работ снимают все защитные заземления, включают линейные и шинные разъединители на резервную систему шин I и электрическую цепь вводят в работу включением двух выключателей - вышедшего из ремонта и ШСВ.

Поочередно выводят из работы устройства релейной защиты, их токовые цепи переключают с трансформаторов тока ШСВ на трансформаторы тока введенного в работу выключателя. Цепи напряжения защит переключают на соответствующий трансформатор напряжения. Действие защит по оперативным цепям переводят на выключатель электрической цепи. Защиты проверяют под нагрузкой и опробуют на отключение выключателя с включением его от АПВ. Защиты и устройства автоматики вводят в работу.

Восстанавливают нормальную схему первичных соединений РУ с фиксированным распределением электрических цепей по шинам. После этого защиту шин переводят в режим работы с принятым распределением присоединений.

Основные группы операций при замене выключателя электрической цепи обходным выключателем. Если обходной выключатель отключен, а его разъединители включены на обходную систему шин и рабочую, от которой питается данная электрическая цепь, то включением обходного выключателя с минимальными уставками на его защитах и включенной по оперативным цепям дифференциальной защитой шин, а также включенным пуском УРОВ от защит обходную систему шин опробуют напряжением (рис. 9.10, а). После проверки наличия напряжения на обходной системе шин обходной выключатель отключают. На защитах ОВ устанавливают уставки защит цепи.


Рис. 9.10. Основные группы операций при замене выключателя электрической цепи обходным выключателем:

а - опробование напряжением с помощью OB (Q2) обходной системы шин; б - подача напряжения на обходную систему шин включением разъединителей цепи; в - включение обходного выключателя и отключение выключателя цепи (Q1); г - переключение защит и автоматики на трансформаторы тока ОВ и вывод в ремонт выключателя электрической цепи


Подают напряжение на обходную систему шин включением на нее разъединителей цепи, выключатель которой выводят в ремонт (рис. 9.10, б). Отключают быстродействующие защиты цепи (ДФЗ, ДЗЛ).

При помощи испытательных блоков в схему дифференциальной защиты шин вводят цепи трансформаторов тока обходного выключателя. Они не были подключены к схеме дифференциальной защиты шин, чтобы при опробовании напряжением обходная система шин входила в зону ее действия. В противном случае при КЗ на обходной системе шин эта защита реагировать не будет. Включают обходной выключатель с уставками на его защитах, соответствующими уставками защит электрической цепи, и тут же отключают выводимый в ремонт выключатель (рис. 9. 10, в).

Отключают дифференциальную защиту шин и из ее схемы исключают цепи трансформаторов тока отключенного выключателя; защиту проверяют под нагрузкой и включают в работу. При необходимости с выводимого в ремонт выключателя переводят на обходной выключатель быстродействующие защиты (например, ДФЗ, ДЗЛ и др.), которые затем проверяют под нагрузкой и включают в работу. Проверяют исправность оперативных цепей и включают в работу УРОВ. Выводимый в ремонт выключатель отключают с обеих сторон разъединителями и заземляют (рис. 9.10, г).

Рис. 9.11. Схема установки трансформаторов тока, при которой в случае замены выключателя линии W1 обходным выключателем Q2 достаточно действие защит переключить на выключатель Q2 только по оперативным цепям

Если в схеме электрической цепи трансформаторы тока установлены так, как это показано на рис. 9.11, то защиты по токовым цепям не переключают на трансформаторы тока обходного выключателя (они остаются в работе после включения электрической цепи через обходной выключатель). Переключается лишь действие этих защит на обходной выключатель по оперативным цепям. При такой схеме значительно сокращается объем работ в цепях вторичной коммутации в период замены одного выключателя другим. Однако для ревизии трансформаторов тока необходимо отключение электрической цепи.

Основные группы операций при вводе в работу выключателя электрической цепи, включенной при помощи обходного выключателя. С выключателя, прошедшего ремонт, снимают защитные заземления. Если возникает необходимость опробовать его рабочим напряжением, то эта операция производится дистанционным включением линейных разъединителей (при отключенных шинных разъединителях), а в случае отсутствия дистанционного привода - отключением линии и подачей рабочего напряжения со стороны смежной подстанции. Выключатели силовых трансформаторов опробуют включением трансформатора под напряжение со стороны обмоток СН или НН. Для предотвращения ложного срабатывания дифференциальной защиты шин вторичные цепи трансформаторов тока электрической цепи, выключатель которой опробуют напряжением, должны быть отсоединены от дифференциальной защиты шин и заземлены.

Так как на время ремонта на выключателе отключали все устройства релейной защиты, то при вводе его в работу к нему подключают временные защиты, проверенные от постороннего источника первичного тока. К схеме дифференциальной защиты шин при помощи испытательных блоков подключают цепи трансформаторов тока вводимого в работу выключателя. В распределительном устройстве проверяют, отключен ли вводимый в работу выключатель, и включают с обеих его сторон разъединители. Отключают быстродействующие защиты цепи (ДФЗ, ДЗЛ и т. д.). Включают в работу выключатель цепи, проверяют наличие нагрузки и затем отключают обходной выключатель.


Рис. 9.12. Схема подстанции кольцевого типа (шестиугольник):

а - схема первичных соединений; б - схема включения защит электрических цепей


Далее выполняют работу в цепях релейной защиты и автоматики. Отключают дифференциальную защиту шин и из ее схемы выводят цепи трансформаторов тока обходного выключателя. Защиту проверяют под нагрузкой и включают в работу. Основные защиты цепи поочередно отключают и переводят с обходного выключателя на введенный в работу выключатель, защиты проверяют под нагрузкой и включают в работу, а временно включенные защиты отключают. Вводят в работу устройства автоматики. Отключают разъединители цепи от обходной системы шин.

Основные операции по выводу в ремонт выключателей в схемах кольцевого типа. На рис. 9.12, а видно, что электрические цепи присоединяются к участкам шин между двумя смежными выключателями. Разъединители в схеме предназначены для операций, связанных с производством ремонтных работ. Вывод в ремонт любого выключателя выполняется без нарушения работы электрических цепей. Особенность схем кольцевого типа состоит в том, что при повреждении электрической цепи она должна отключаться двумя выключателями. Этим определяется размещение в схеме трансформаторов тока и подключение к ним различных устройств релейной защиты и автоматики. К двум комплектам трансформаторов тока, расположенным вблизи выключателя (рис. 9.12, б), подключают защиты двух смежных электрических цепей. При выводе выключателя в ремонт вместе с ним из схемы должны исключаться и трансформаторы тока. Поэтому их вторичные обмотки при помощи испытательных блоков должны быть отключены от схем релейной защиты.


Рис. 9.13. Последовательность операций при выводе в ремонт выключателя в схеме кольцевого типа:

а - отключение выводимого в ремонт выключателя Q2; б - вывод из схемы защит и автоматики трансформатора Т1 токовых цепей от трансформаторов тока ТА3; в - то же линии W1 от трансформатора тока ТА4; г - подготовка выключателя Q2 к ремонту


На рис. 9.13 показана последовательность операций по выводу в ремонт выключателя Q2. Сначала отключают выключатель Q2 и разъединители с обеих его сторон (рис. 9.13, а). Затем поочередно отключают устройства релейной защиты и автоматики трансформатора Т1 и линии W1 и выводят из их схем токовые цепи трансформаторов тока ТА3 и ТА4 (рис. 9.13, б, в); защиты и автоматические устройства проверяют под нагрузкой и включают в работу. По окончании этих операций выключатель готовят к выполнению ремонтных работ (рис. 9.13, г).

Заметим, что при выводе в ремонт выключателей в схемах с полутора и двумя выключателями на цепь порядок операций аналогичен рассмотренному.

Основные операции при вводе в работу после ремонта выключателя в схемах кольцевого типа. Выше было указано, что вторичные цепи трансформаторов тока ТА3 и ТА4, исключенных из схемы вместе с выведенным в ремонт выключателем Q2, отсоединены от цепей защиты и закорочены. Для ввода выключателя в работу необходимо отключить с обеих сторон выключателя стационарные заземлители (снять переносные заземления) и опробовать выключатель напряжением. Для выполнения поставленной задачи к трансформаторам тока ТА3 подключают защиты на подставном щитке. Они должны быть соответствующим образом настроены, проверены от постороннего источника первичного тока и опробованы на отключение выключателя Q2. Эти защиты вводят в работу и дистанционным включением разъединителей QS3 опробуют выключатель напряжением. Далее отключают выключатель Q2 и включают разъединители QS4. Затем включают вводимый в работу выключатель Q2 и тут же отключают находящийся с ним в одной цепочке выключатель Q3. Теперь, когда трансформаторы тока ТА3 и ТА4 находятся под рабочим током, поочередно отключают устройства релейной защиты и автоматики линии W1 и трансформатора Т1 и с помощью испытательных блоков подключают их к указанным трансформаторам тока. Защиты проверяют под нагрузкой и включают (вместе с устройствами автоматики) в работу; выводят из работы защиты, смонтированные на подставном щитке. После этого включают выключатель Q3 и с помощью прибора ВАФ-85 проверяют значения и направления токов в цепях защит (без их отключения).

Основные операции при выводе в ремонт секционного выключателя в схеме мостика с ремонтной перемычкой на разъединителях. На рис. 9.14 показана схема подстанции 220 кВ, выполненная по схеме мостика с секционным выключателем и ремонтной перемычкой с разъединителями. Особенностью схемы являются трансформаторы тока ТА3 в ремонтной перемычке. Перемычка включается в работу при выводе в ремонт секционного выключателя Q1, а на трансформаторы тока ТА3 включается основная защита ДФЗ обеих защищаемых линий W1 и W2.

При выводе в ремонт секционного выключателя Q1 придерживаются следующей последовательности переключений. Ускоряют действие резервных защит и отключают защиты ДФЗ линий W1 и W2. Токовые цепи защит переключают с трансформаторов тока ТА1 и ТА2 на трансформаторы тока ТА3. Вводят взаимный останов передатчиков ДФЗ линий W1 и W2, что необходимо для отключения на противоположных подстанциях А и Б выключателей обеих линий при КЗ на любой из них (при этом подстанция В лишается напряжения). Далее снимают напряжение оперативного тока с привода секционного выключателя Q1 и включают разъединители в перемычке QS7 (QS8 включены); подают напряжение оперативного тока на привод секционного выключателя Q1 и отключают его. Теперь, когда ток нагрузки проходит по перемычке с разъединителями, проверяют под нагрузкой ДФЗлиний W1 и W2, включают их в работу и отключают ускорения резервных защит.

Если на отключение секционного выключателя Q1 было заведено действие защит трансформаторов (дифференциальных, газовых и максимальных), то эти защиты отключаются накладками, установленными в цепях отключения выключателя.

Далее отключают разъединители с обеих сторон секционного выключателя Q] и готовят его к ремонтным работам.

 


Рис. 9.14. Подстанция 220 кВ по схеме мостика с секционным выключателем и ремонтной перемычкой на разъединителях


Основные операции при вводе в работу после ремонта секционного выключателя в схеме мостика. При выводе в ремонт секционного выключателя Q1 (рис. 9.14) токовые цепи основных защит (ДФЗ) линий W1 и W2 были переключены на трансформаторы тока ТА3, установленные в ремонтной перемычке. Для ввода в работу секционного выключателя следует отключить стационарные заземлители и опробовать выключатель рабочим напряжением, если в этом есть необходимость. Опробование напряжением обычно производится со стороны обмотки среднего напряжения трансформатора. С этой целью нагрузку подстанции переводят на один трансформатор, допустим Т2. Трансформатор Т1 отключают с трех сторон (выключателями Q3, Q2 и отделителями QR1), затем отключают линейные разъединители QS1. Далее включают разъединители QS5, секционный выключатель Q1 и отделители QR1. Напряжение на секционный выключатель подают включением выключателя Q2. Перед подачей напряжения вводят ускорение на резервной защите трансформатора Т1 со стороны обмотки среднего напряжения.

После осмотра секционный выключатель отключают, включают разъединители QS6 и восстанавливают нормальную схему работы трансформатора Т1.

На резервных защитах линий W1 и W2 вводят ускорения и отключают защиты ДФЗ этих линий. Токовые цепи защит переключают с трансформаторов тока ТА3 на трансформаторы тока ТА1 и ТА2, отключают цепи взаимного останова передатчиков защит ДФЗ. Защиты трансформаторов Т1 и Т2 включают на отключение секционного выключателя.

Далее включают секционный выключатель и с его привода снимают напряжение оперативного тока; отключают разъединители QS7, после чего на привод секционного выключателя подают напряжение оперативного тока.

Защиты ДФЗ линий WI и W2 проверяют под нагрузкой, опробуют на отключение выключателя Q1 и вводят их в работу; отключают ускорения резервных защит линий W1 и W2.

Если в схеме мостика в цепях трансформаторов имеются выключатели (а не комплексы отделителей и короткозамыкателей), то для вывода в ремонт этих выключателей (с установкой ремонтных перемычек вместо выведенного в ремонт выключателя) проводятся некоторые операции с устройствами релейной защиты на питающих подстанциях. Дело в том, что линия в этом случае лишается своей основной защиты (ДФЗ отключается) и защиты трансформатора также лишаются возможности подействовать на отключение выключателя со стороны ВН при повреждении трансформатора. Поэтому на питающей подстанции при выводе в схеме мостика в ремонт выключателя трансформатора резервные защиты линии настраиваются таким образом, чтобы они селективно отключали выключатель линии при повреждении, как самой линии, так и трансформатора.

В эксплуатации возможно применение и других методик вывода в ремонт выключателей на подстанциях, выполненных по схеме мостика, в зависимости от того, где установлены выключатели (со стороны трансформаторов или линии), имеется или отсутствует ремонтная перемычка из разъединителей.

 

Глава

Предотвращение аварий и отказов в работе оборудования

10.1

Замыкание фазы на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов

В трехфазной электрической сети, работающей с изолированной нейтралью, о замыкании фазы на землю узнают по показаниям вольтметров контроля изоляции. Вольтметры подключаются к зажимам основной вторичной обмотки трехфазного трехобмоточного трансформатора напряжения серии НТМИ[26], каждая фаза которого имеет отдельный броневой магнитопровод, рассчитанный на длительное повышение индукции. При металлическом замыкании фазы на землю (рис. 10.1, а) обмотка трансформатора напряжения поврежденной фазы сети оказывается замкнутой накоротко и показание ее вольтметра снизится до нуля. Две другие фазы будут находиться под линейным напряжением. Индукция в магнитопроводах этих фаз возрастет в √3 раз, и вольтметры покажут линейные напряжения.

В точке замыкания фазы на землю проходит ток, равный геометрической сумме емкостных токов неповрежденных фаз:

где Iс - ток замыкания на землю, А;

С - емкость сети, Ф;

w=2pf - угловая частота, с-1.

Чем протяженнее сеть, тем больше ее емкость и, следовательно, тем больше ток замыкания на землю.

Замыкание фазы на землю не изменяет симметрии линейных напряжений и не нарушает электроснабжения потребителей. Однако опасность замыкания фазы на землю состоит в том, что в месте повреждения обычно возникает перемежающаяся заземляющая дуга, длительное горение которой при большом емкостном токе приводит к тепловому эффекту и значительной ионизации окружающего пространства, что создает благоприятные условия для возникновения междуфазных КЗ. Прерывистый характер горения заземляющей дуги приводит к опасным перенапряжениям (до 3,2UФ), распространяющимся по всей сети. Если при этом на отдельных участках сети изоляция окажется пониженной (например, вследствие загрязнения и увлажнения), то дуговые перенапряжения могут привести к междуфазным перекрытиям и аварийным отключениям оборудования. Но даже при отсутствии дуговых перенапряжений само по себе повышение до линейного напряжения двух фаз уже может привести к пробою дефектной изоляции.

Назначение дугогасящих реакторов. Задача эксплуатации состоит в том, чтобы уменьшить ток замыкания на землю и тем самым обеспечить быстрое погасание заземляющей дуги. Для этого необходимо, чтобы емкостные токи замыкания на землю не превышали следующих значений:

Напряжение сети, кВ.......................
Емкостный ток, А…………………

Эти токи соответствуют требованиям ПТЭ. Однако опыт показывает, что для обеспечения надежного самопогасания дуги в сетях 6 и 10 кВ емкостные токи целесообразно снизить до 20 и 15А соответственно. В случае превышения указанных значений токов в нейтраль обмотки трансформатора включается дугогасящий реактор (рис. 10.1, б), уменьшающий (компенсирующий) емкостный ток через место повреждения до минимальных значений.

Индуктивный ток дугогасящего реактора IР возникает в результате воздействия на него напряжения смещения нейтрали U0=-UA, появляющегося на нейтрали при замыкании фазы на землю. Ток равен:

где LP и LT - индуктивности дугогасящего реактора и трансформатора соответственно, Гн;

UФ - фазное напряжение.

С компенсацией емкостных токов воздушные и кабельные сети могут некоторое время работать с замыканием фазы на землю.


Рис. 10.1. Замыкание фазы на землю в сети с изолированной нейтралью (а) и с компенсацией емкостных токов (б):

1 - трансформатор, питающий сеть; 2 - измерительный трансформатор напряжения;

3 - дугогасящий реактор; КV - реле напряжения


Выбор настройки дугогасящих реакторов. При IP=IC=0 емкостная составляющая тока в месте замыкания на землю полностью компенсируется индуктивным током реактора - наступает резонанс токов. Дугогасящие реакторы, как правило, имеют резонансную настройку, что облегчает гашение дуги. Отклонение от резонансной настройки называют расстройкой компенсации. На практике допускается настройка с перекомпенсацией (IP>IC), если реактивная составляющая тока замыкания на землю не более 5 А, а степень расстройки не превышает 5%. Настройка с недокомпенсацией (IP<IC) может применяться в кабельных и воздушных сетях, если любые аварийно возникшие несимметрии емкостей фаз не приводят к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 0,7UФ.

Ток замыкания на землю определяется расстройкой компенсации, активными утечками по изоляции и некомпенсируемыми токами высших гармоник. При резонансной настройке ток замыкания минимален, и, как показывает опыт, перенапряжения в сети не превышают 2,7UФ.

При эксплуатации воздушных сетей нередко отступают от резонансной настройки, чтобы устранить искажения фазных напряжений на шинах подстанций, ошибочно принимаемые персоналом за неполные замыкания на землю. Дело в том, что в любой воздушной сети 6-35 кВ всегда имеется несимметрия емкостей фаз относительно земли, которая зависит от расположения проводов на опорах и распределения по фазам конденсаторов связи. Это вызывает появление на нейтрали некоторого напряжения несимметрии UНС. Степень несимметрии (и0=UНС/UФ100 обычно не превышает 1,5%. Для сетей 10 кВ она, например, составляет около 100В и практически в нормальном режиме работы сети не сказывается на показаниях вольтметров, измеряющих напряжения фаз.

Включение в нейтраль дугогасящего реактора существенно изменяет потенциалы нейтрали и проводов сети. На нейтрали появляется напряжение смещения нейтрали U0, обусловленное наличием в сети несимметрии. Это напряжение будет приложено к выводам дугогасящего реактора. При резонансной настройке напряжение смещения нейтрали может достигнуть значений, соизмеримых с фазным напряжением. Оно приведет к искажению фазных напряжений и даже появлению сигнала "земля в сети", хотя замыкание на землю в это время отсутствует. Расстройкой дугогасящего реактора удается отойти от точки резонанса (колебательный контур образуется индуктивностью реактора и суммарной емкостью фаз сети), снизить напряжение смещения нейтрали и выровнять показания вольтметров. При отсутствии замыкания на землю в сети смещение нейтрали допускается не более 0,15UФ. Однако с точки зрения гашения дуги оптимальной все же является резонансная настройка. Всякая расстройка компенсации ведет к увеличению тока, проходящего в месте повреждения в режиме работы сети с замыканием на землю, и поэтому не рекомендуется. При большом смещении нейтрали должны приниматься меры, направленные на снижение несимметрии емкостей в сети. В кабельных сетях применяется исключительно резонансная настройка, так как емкости фаз кабелей симметричны и напряжение несимметрии там практически отсутствует.

Обслуживание дугогасящих реакторов. Ток дугогасящих реакторов различных типов регулируется ручным переключением ответвлений с отключением реактора от сети, плавным изменением зазора в магнитной системе, производимым электродвигательным приводом без отключения реактора от сети, изменением индуктивности реактора подмагничиванием постоянным током без отключения реактора от сети.

В двух последних случаях настройка производится автоматами настройки компенсации (АНК), которые приводят в действие исполнительные элементы регулирования только в нормальном режиме работы, когда в сети отсутствует замыкание на землю.

Автоматизированная нормально компенсированная сеть должна иметь:

- дугогасящие реакторы с ручным переключением ответвлений, предназначенные для компенсации емкостных токов главным образом в базисной части регулирования;

- подстроечные дугогасящие реакторы с плавным изменением тока компенсации без отключения реактора от сети. Регулирование тока должно осуществляться диспетчером с помощью АНК и устройств телемеханики;

- дугогасящие реакторы с автоматическими регуляторами (оптимизаторами) тока компенсации (система АНКЗ), вступающими в работу сразу же после возникновения замыкания на землю и приводящими сеть к режиму резонансной настройки, чтобы ликвидировать дугу в месте повреждения.

Рис. 10.2. Схема подключения дугогасящих реакторов к питающим сеть трансформаторам (а) и к вспомогательным трансформаторам (б)

Перестройка дугогасящих реакторов персоналом подстанций производится по распоряжению диспетчера, выбирающего настройку в связи с предстоящим изменением конфигурации сети. При этом он руководствуется таблицей выбора настройки, составленной для конкретных участков сети на основании результатов измерений токов замыкания на землю, емкостных токов, токов компенсации и напряжений смещения нейтрали сети.

Если реактор перестраивается вручную, то персонал убеждается по сигнальным устройствам в отсутствии замыкания на землю в сети и отключает его разъединителем. После установки и фиксации заданного ответвления реактор подключается разъединителем к сети. Ручное переключение ответвлений без отключения реактора от сети не допускается по условию безопасности, так как в процессе перестройки не исключено возникновение замыкания на землю и появление на реакторе фазного напряжения.

Рис. 10.3. Схема сигнализации замыкания на землю с применением разделительного фильтра (РФ):

1-3 - отходящие кабельные линии

Дугогасящие реакторы устанавливаются на питающих сеть подстанциях и подключаются к нейтралям трансформаторов через разъединители (рис. 10.2, а). При соединении трансформатора по схеме звезда-треугольник реакторы подключают к нейтралям вспомогательных трансформаторов (рис. 10.2, б), в качестве которых наиболее часто используются трансформаторы собственных нужд. Мощность трансформатора собственных нужд выбирается с учетом подключенной к нему нагрузки и индуктивного тока, дополнительно загружающего трансформатор в режиме замыкания сети на землю.

Для перевода реактора с одного трансформатора на другой его сначала отключают разъединителем от нейтрали одного трансформатора, а затем подключают разъединителем к нейтрали другого. Объединять нейтрали трансформаторов через нулевую шину не следует, поскольку при раздельной работе трансформаторов на не связанные между собой участки сети при замыкании на землю в одном из них напряжение на нейтрали U0 одинаково изменит фазные напряжения на шинах подстанции обоих участков, и установить участок, где произошло замыкание на землю, без отключения трансформатора от сети станет невозможным.







Дата добавления: 2015-08-12; просмотров: 977. Нарушение авторских прав; Мы поможем в написании вашей работы!

Studopedia.info - Студопедия - 2014-2022 год . (0.042 сек.) русская версия | украинская версия








Поможем в написании
> Курсовые, контрольные, дипломные и другие работы со скидкой до 25%
3 569 лучших специалисов, готовы оказать помощь 24/7