Раздел 3. Расчёт характеристик выбранных ОПН, места их установки на подстанции

3.1 Требования к характеристикам ОПН

Для того, чтобы ограничитель отвечал потребностям электрической сети, надёжно защищал оборудование и не разрушался в процессе эксплуатации, необходимо выполнение следующих условий.

1. Наибольшее допустимое напряжение ОПН должно быть больше наибольшего рабочего напряжения сети или оборудования.

(3.1)

В сетях с эффективно заземлённой нейтралью за принимается максимальное фазное рабочее напряжение сети.

В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией ёмкостных токов за принимается междуфазное (линейное) напряжение сети.

2. Уровень квазистационарных перенапряжений должен быть меньше максимального значения напряжения промышленной частоты, выдерживаемого ОПН в течение времени t.

(3.2)

где Т = 1,3-1,45 в зависимости от длительности квазистационарных перенапряжений, определяемой временем работы релейной защиты.

3. Поглощаемая ограничителем энергия не должна превосходить энергоёмкость ОПН, которая определяется произведением удельной энергоёмкости ОПН () на наибольшее допустимое напряжение :

(3.3)

В нормальных эксплуатационных условиях, когда воздействующее напряжение не превосходит ограничителя, через ОПН протекает в основном ёмкостный ток. При этом выделяющаяся энергия полностью рассеивается в окружающую среду, и ограничитель работает в стабильном тепловом равновесии. Грозовые и коммутационные перенапряжения, возникающие в сети, вызывают дополнительное выделение энергии. Условия сохранения теплового баланса требуют, чтобы соблюдалось условие (3.3).

Наиболее опасными, с точки зрения рассеиваемой в ОПН энергии, являются коммутации длинных кабельных линий и конденсаторных батарей. Электрическая энергия, запасённая в ёмкости, при перенапряжениях рассеивается на активном сопротивлении ОПН. Исходя из баланса энергий, можно оценить выделяемую в ОПН энергию по следующему выражению:

, (3.4)

где С - ёмкость кабеля или конденсаторной батареи; К_П - кратность перенапряжений.

4. Ограничитель должен обеспечить необходимый защитный координационный интервал по грозовым воздействиям

= ()/> (0,2 -0,25) (3.5)

- значение грозового испытательного импульса;

- остающееся напряжение на ОПН при номинальном токе;

0,2-0,25 - координационный интервал.

Наличие расстояния между ОПН и оборудованием вызывает повышение напряжения на оборудовании по сравнению с остающимся напряжением на ОПН. В связи с этим уровень ограничения должен быть на 20-25% ниже испытательного напряжения полного или срезанного грозового импульса (ГОСТ1516.2 -98).

5. Ограничитель должен обеспечить защитный координационный интервал по внутренним перенапряжениям

= ()/> (0,15 -0,25), (3.6)

где - допустимый уровень внутренних перенапряжений;

- остающееся напряжение на ОПН при коммутационном импульсе.

= К· К·1,414,

- нормированное одноминутное испытательное напряжение внутренней изоляции трансформатора;

К= 1,3 - коэффициент импульса;

К= 0,9 - коэффициент кумулятивности.

6. Ток короткого замыкания сети должен быть меньше тока взрывобезопасности ОПН.

3.2 Замена вентильных разрядников на ОПН

Исходные данные: Схема подстанции включает в себя два силовых автотрансформатора связи АТДЦТН -125000/220/110/35 и шесть отходящих ВЛ.

Нейтрали трансформаторов заземляются через разъединитель, что позволяет им работать как с глухим заземлением нейтрали, так и с незаземлённой нейтралью.

Для защиты от грозовых перенапряжений на станции у каждого трансформатора установлен трёхфазный комплект разрядников РВМГ-110, т.е. подстанция имеет два комплекта РВМГ-110.

По ГОСТ 16357-70 разрядники РВМГ относятся к III группе и имеют следующие характеристики:

РВМГ-110:

при .

Согласно ГОСТ 1516.3-96 испытательное напряжение полным грозовым импульсом нормальной изоляции силовых трансформаторов и аппаратов равно .

Подстанция расположена в районе с СЗ-2 по ГОСТ 9920-89. Одной из ВЛ подстанция связана с тяговой подстанцией, имеющей выпрямительные установки. Длительное напряжение непрерывной работы подстанции равно 1,1U_ном. Ток короткого замыкания на шинах подстанции, по которому оценивается взрывобезопасность ОПН, равен .

Длина защитного подхода (опасной зоны) на ВЛ равна .

В соответствии с рекомендациями ПУЭ при негоризонтальном расположении фаз на ВЛ и при расстоянии между РВ и защищаемым трансформатором не должно превышать при включении одной ВЛ. При включённых двух ВЛ и , соответственно, для остальных аппаратов ; .

Требуется выбрать ОПН для замены РВ-110.

При выборе ОПН решаются две главные задачи:

1. ОПН должен ограничивать коммутационные и грозовые перенапряжения до значений, при которых обеспечивается надёжная работа изоляции электрооборудования подстанций;

2. ОПН должен надёжно работать, не теряя своей термической устойчивости, при непрерывном воздействии длительных рабочих напряжений, превышающих в течение определённого времени длительные рабочие напряжения (временные повышения напряжения и квазистационарные перенапряжения при рабочих и аварийных коммутациях).

Наряду с вышеуказанными должны быть решены следующие задачи:

- обеспечение взрывобезопасности ОПН;

- надёжная работа изоляции ОПН;

- согласование механической прочности ОПН с воздействующими механическими нагрузками.

Выбор ОПН, включённых на шинах подстанции

Напряжения в соответствии с исходными данными равно:

Учёт высших гармоник учитывается повышением напряжения на 10%:

.

С учётом коэффициента запаса:

.

Этому условию соответствуют следующие ОПН (см. приложения):

– EXLIM-Q-108: (АВВ-УЭТМ);

– ОПН-У/TEL-110/84: (TEL);

– VariSTAR AZG-2, AZG-3, AZG-4: (Cooper-ЭЛЗ);

– ОПН-110/88: (Феникс).

Проверка по характеристике «напряжение - время» . По [11] (см. табл.17 стр. 108) берём зависимость для предварительно нагруженного ОПН (индекс В):

– EXLIM-Q-108: ;

– ОПН-У/TEL-110/84: ;

– VariSTAR: ;

– ОПН-110/88: .

Из приведённых исходных данных следует, что наибольшему рабочему значению соответствует , а наибольшему соответствует . В именованных величинах отрезок времени 0.2 с соответствует напряжению:

,

времени 4.0 с соответствует:

.

Результаты расчётов показывают, что для использования могут быть рекомендованы ограничители EXLIM-Q-108 и ОПН-110/88, у которых паспортные значения превышают расчётные по характеристике «напряжение - время» значения .

Защитный уровень при грозовых перенапряжениях. Остающееся напряжение ОПН меньше остающегося напряжения РВМГ в 367/260=1.4 раза. Поэтому возможна установка ОПН в той же ячейке, где располагался РВМГ, либо допустимо увеличить расстояния от ОПН до защищаемой изоляции. В нашем случае при расстояния могут быть увеличены до следующих значений.

Подстанция работает в режиме - два трансформатора и две воздушных линии:

;

.

Подстанция работает в режиме - два трансформатора и одна воздушная линия:

;

.

Получаем увеличение расстояния более чем в два раза.

Заключение: задача по замене РВ на ОПН для данной подстанции может быть решена следующим образом:

Вместо РВМГ-110 применяются ОПН типа EXLIM-Q-108.

Их можно установить в те же ячейки, где были установлены РВМГ-110, что значительно повысит надёжность защиты оборудования подстанции от грозовых перенапряжений. В частности, опасная зона (защитный подход) на ВЛ может быть существенно сокращена.



3.2 Выбор ОПН для подстанции 110/10 кВ

Пример: Выбор ОПН для подстанций «Птицепром» и «Тукаевская» Набережночелнинских электрических сетей.

Исходные данные для выбора ОПН

По подстанции «Птицепром»:

1) нормальная схема ПС 110/10 кВ «Птицепром»

2) токи коротких замыканий на трансформаторе (по данным ЦСРЗА):

- со стороны 110 кВ I= 13266 А; 3 I= 9886 А;

- за трансформатором I= 752 А;

3) длина защитного подхода (отпайки) l= 2 км;

4) степень загрязнённости атмосферы - III, категория Б, л= 2,25 кВ/см;

5) данные о трансформаторе ТДН 16000/110

= 115+(4*2,5%)/11 кВ;

I = 80,3/484/840 А;

I= 0,55%;

6) ёмкостный ток замыкания на землю со стороны 10 кВ I= 20 A.

По подстанции «Тукаевская»:

1) нормальная схема ПС 110/10 кВ «Тукаевская»

2) токи коротких замыканий на трансформаторе (по данным ЦСРЗА):

- со стороны 110 кВ I= 11734 А; 3 I= 8700 А;

- за трансформатором I= 763 А;

3) длина защитного подхода (отпайки) l= 1,9 км;

4) степень загрязнённости атмосферы - III, категория Б, л= 2,25 кВ/см;

5) данные о трансформаторе ТДН 16000/110

= 115+(4*2,5%)/11 кВ;

I = 80,3/484/840 А;

I= 0,55%;

6) ёмкостный ток замыкания на землю со стороны 10 кВ I= 16 A.

Выбор ОПН на напряжение 110 кВ

Подстанции «Птицепром» и «Тукаевская»

1. По классу пропускной способности w= 2,1 кДж/кВ - без частичного разземления нейтралей трансформаторов [11]. С возможным разземлением нейтрали w= 5,5 кДж/кВ.

2. Взрывобезопасное исполнение - - 800 А в теч. 2 сек.

1,15·16,4 = 18,8 кА:

40 кА ? 18,8 кВ.

3. Длина пути утечки

.

? : 182 см ? 241 см.

4. По механическим характеристикам для данного района выбирается тип УХЛ1.

5. Наибольшее рабочее напряжение ОПН

= 1,15·110/ = 73,5 кВ.

= 1,05 = 77 кВ.

6. По временным допустимым повышениям напряжения

Максимальная кратность напряжения установившегося режима k? 1,4; t= 4 c.

Рассматриваются 2 режима:

1) наибольшее значение с длительностью t;

2) наибольшая длительность t с .

Считая, что

=, =,

k= ; К;

Для t= 10 с К = 1,5 -0,06lg100 = 1,38;

для t= 1000 с К = 1,5 -0,06lg10000 = 1,16.

= ·1,4 = 73,5·1,4 = 102 кВ; 73,8 кВ < 77 кВ;

= k·= 1,13·73,5 = 83,5 кВ; 64 кВ < 77кВ;

кВ.

7. Определение защитного уровня ОПН при коммутационных перенапряжениях:

для трансформаторов ? .

=/1,2 = = = 396 кВ;

= 208 кВ ? 396 кВ;



для аппаратов

=/1,2 = = = 344 кВ;

= 208 кВ ? 344 кВ.

8. Определение защитного уровня ОПН при грозовых перенапряжениях - оптимизационная задача :

в соответствии с [11]

Вывод

Определённым в расчёте значениям для защиты оборудования подстанций «Птицепром» и «Тукаевская» соответствуют характеристики ОПН фирмы ООО «Севзаппром» марки ОПН-П-110/78/10/2 УХЛ1;

ТУ 3414 -019 -52147576 -2002.

Для защиты разземляемой нейтрали трансформаторов в сети 110 кВ выбран ограничитель перенапряжений ОПНН-П-110/56/10/2 УХЛ1;

ТУ 3414-020-52147576-2002.

Выбор ОПН на напряжение 10 кВ

1. Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН

.

12 кВ ? 11,5 кВ

2. Уровни изоляции оборудования 10 кВ (нормальная изоляция) приведены в таблице 5.

3. Защита от грозовых перенапряжений

Номинальный разрядный ток принимают равным не менее 5 кА.

Защитный уровень ОПН при грозовых перенапряжениях:

U при импульсном токе 8/20 мкс с I= 5 кА не более 45 кВ:

U = 42 кВ < 45 кВ.

4. Проверка выбора ОПН по перенапряжениям, вызванным ОДЗ.

U при импульсе тока 30/60 мкс с I= 500 кА не менее 29 кВ.

33 кВ > 29 кВ.

В этом случае пропускная способность ОПН Iпри Т = 2000 мкс должна быть не менее 200 А.

400 А > 200 А.

4. Определение места установки ОПН для защиты от грозовых перенапряжений.

Проверяется сеть на отсутствие резонанса.

Резонанс не возникает, если ёмкостный ток Iна 1 ТН более 1 А.

Емкостные токи на подстанциях:

«Птицепром» - 20 А при 2 -х ТН типа НТМИ,

«Тукаевская» - 16 А при 2 -х ТН типа НАМИ, при установки которых в сети резонанс не возникает.

ОПН должен быть установлен на расстоянии от трансформатора на расстоянии менее 90 м.

Проверка ОПН по уровню коммутационных перенапряжений.

Допустимые кратности коммутационных перенапряжений

:

для трансформаторов К= 1,35, = 9,06; для аппаратов К= 1,1, = 8,2.

Максимальная кратность внутренних перенапряжений равна 6 (табл. 26 [10]), а с вакуумными выключателями - 7.

Вывод

Определённым в расчёте значениям для защиты оборудования подстанций «Птицепром» и «Тукаевская» соответствуют характеристики ОПН фирмы ЗАО «НИИ защитных аппаратов и изоляторов» марки ОПНП-10/12/10/400 УХЛ1 в полимерном корпусе;

Взрывобезопасность при токе КЗ до 0,2 с 20 кА. ТУ 3414-028-52147576-2002.

3.3 Характеристики ОПН, устанавливаемых на входе РУ

Для заданной конструкции (производителя) ОПН выбор наибольшего рабочего напряжения ОПН и его удельной энергии (тока пропускной способности) практически однозначно определяют остальные параметры ОПН. Поэтому выбор ОПН сводится к определению его наибольшего рабочего напряжения U_НРО и удельной энергоёмкости W_УД с последующей проверкой соответствия прочих характеристик (остающихся напряжений и др.) выбранного типа ОПН конкретным условиям эксплуатации.

Наибольшее рабочее напряжение ОПН на ВЛ выбирается таким же, как и для ОПН в распределительном устройстве.

Подробнее остановимся на характеристиках ОПН по допустимой энергии и току. Система молниеотводов исключает прямые удары молнии в оборудование распределительных устройств, а значит и в установленные там ОПН. В случае установки ОПН на опорах ВЛ становятся возможными прямые удары молнии в ОПН, т.е. существует реальный риск выхода из строя этих защитных аппаратов. Особенно такой риск велик в случае установки ОПН на ВЛ, не оснащённых грозозащитным тросом, так как в этом случае многие удары молнии в ВЛ приходятся не на заземлённый грозозащитный трос, а в фазные провода, т.е. фактически непосредственно в ОПН.

Снижение риска повреждения ОПН в случае их применения на воздушных линиях достигается:

совместным применением ОПН с грозозащитными тросами;

выбором ОПН с повышенными энергоёмкостью и допустимыми импульсными токами;

увеличением числа опор ВЛ, на которых установлены ОПН, так как это приводит к снижению выделяющейся энергии в одном аппарате за счёт рассеивания энергии разряда молнии не в одном ОПН, а в большом количестве работающих параллельно аппаратов.

Конкретное значение энергоёмкости ОПН для ВЛ зависит от многих факторов (например, от наличия грозотроса) и должно определяться на основе расчётов. В частности, применение ОПН на ВЛ без тросовой защиты не рекомендуется, если энергоёмкость ОПН менее W_УД = 5 кДж/кВ (по одному импульсу, приведена к U_НРО).

Удары молнии в трос и опоры не представляют опасности для ОПН, так как являются ударами в заземлённые конструкции и, поэтому, не приводят к протеканию в ОПН больших импульсных токов. Удары молнии в фазный провода на первом незащищённом тросом пролёте вероятны (этот пролёт не защищён тросом), однако не представляют особой опасности для ОПН, так как если молния была «мощной», то скорее всего перекроется изоляция ВЛ на опоре №2, и ОПН, установленный на опоре №1, будет шунтирован.

Расчёты для сетей 35 -110 кВ свидетельствуют, что в схеме рис.28, достаточно применять ОПН, имеющий W_УД = 2.0 3.0 кДж/кВ (по одному импульсу, приведена к U_НРО).

Исследования с применением современных средств вычислительной техники в типовых схемах недвусмысленно свидетельствуют о том, что использование современных ОПН вместо вентильных разрядников не даёт права размещать эти ОПН на расстоянии большем, чем в аналогичных случаях ставились вентильные разрядники. Однако ж, в ПУЭ и в проекте отраслевого стандарта ФСК есть формула, в соответствии с которой ОПН можно устанавливать на гораздо большем удалении, нежели это было при защите оборудования при помощи вентильных разрядников. Если мы ставим современные ОПН с характеристиками, лучшими чем у РВ, то это физически может снизить уровни перенапряжений лишь от некоторых грозовых волн - тех, длительность фронта которых гораздо больше времени, необходимого волне для пробега от оборудования до защитного аппарата и обратно. Скорость электромагнитной волны конечна и не зависит от того, какой защитный аппарат (РВ или ОПН) установлен.

Как высокоэффективный способ защиты оборудования от грозовых (и коммутационных) перенапряжений должны быть рекомендованы к использованию схемы, в которых ОПН установлены не только у силовых трансформаторов, а ещё и на каждой присоединённой ВЛ 6 -35 кВ вблизи от входа в распределительное устройство; при этом установка защитных аппаратов на сборные шины не требуется. Учитывая высокие показатели защищённости оборудования при такой расстановке ОПН, вопрос о максимальных расстояниях между оборудованием и ОПН в определённой мере теряет смысл. Сама установка на «входные цепи» средств защиты от внешних воздействий является не новой и широко применяется даже в обычных бытовых приборах.

Раздел 4. Защита ЛЭП в опасной зоне. Методики проверки сопротивления заземления

Основная задача по обеспечению надёжного электроснабжения в применительно к опасной зоне сводится к двум подзадачам:

1. Снижение вероятности возникновения ГПН на фазных проводах в опасной зоне.

2. Снижение числа отключений линий при ударе молнии в пределах опасной зоны.

Формулы и расчётные кривые для решения этих задач приведены в разделах 1 и 2.

Нахождение оптимального решения задачи обеспечения надёжного электроснабжения является многофакторной проблемой. Значение минимума вероятности возникновения аварийной ситуации зависит от: номинального напряжения сети; импульсной прочности фазной и междуфазной изоляции; высоты подвески проводов и грозозащитных тросов; импульсного сопротивления заземления опор и индуктивности опор; установок релейной защиты; надёжной работы силовых выключателей в системе АПВ; характеристик защитных аппаратов и места их установки; состояния атмосферы и ряда других параметров. Некоторые из параметров носят вероятностный характер и, часто, рассматривают самое неблагоприятное сочетание параметров, считая, что если и в этом случае выполняется заданный уровень защит, то в более благоприятных ситуациях также будет достигаться.

В разделах 1 и 2 показано, как отдельные факторы влияют на вероятности различных событий. На основании анализа этих разделов можно заключить, что две вышеприведённые задачи по ряду параметров вступают в противоречии друг с другом, а по некоторым совпадают.

Согласно (2.6,2.7) снижение импульсной прочности фазной изоляции U_50% снижает амплитудное значение волны грозового перенапряжения и, соответственно, амплитудное значение тока ГПН. В то же время согласно (1.11, 1.17) снижение импульсной прочности фазной изоляции снижает импульсную прочность междуфазной изоляции и увеличивает число искровых перекрытий линейной изоляции, что, в свою очередь, приводит к увеличению числа отключений линий при двухфазных замыканиях и число случаев включения и отключения выключателей системы АПВ.

Снижение величины импульсного сопротивления заземления опор и их индуктивности приводит к положительному эффекту в обоих подзадачах: снижается вероятность обратного перекрытия изоляции с опоры на провод (рис.4-9).

Использование защитного троса в опасной зоне значительно снижает как вероятность возникновения ГПН на фазных проводах в опасной зоне, так и число отключений линий при ударе молнии в пределах опасной зоны. Однако, при использовании троса увеличивается эффективная ширина ЛЭП за счёт того, что трос подвешен выше проводов, что означает, что число ударов молнии в ЛЭП с тросом будет больше, чем число ударов молнии в ЛЭП без троса (1.51.7). В то же время появляется вероятность обрыва троса из-за гололёда или сильной ветровой нагрузки с падением троса на фазные провода. Последнее обстоятельство стимулирует поиски решений защиты подстанций с отказом от использования троса даже в опасной зоне. В зоне Татарстана отказ от использования троса нецелесообразен. Для снижения вероятности отключения ЛЭП можно рекомендовать использовать РДИ (п.1.3.6), которые могут свести к нулю число отключений, и установку на входе в РУ (на первой опоре) дополнительного комплекта ОПН (§2.5).

Снижение защитного угла троса до 22 -25 в опасной зоне, как это рекомендовано в ПУЭ, для ЛЭП 6-35 кВ является не самой эффективной мерой, а в ряде случаев и приводит к обратному эффекту за счёт увеличения эффективной площади ЛЭП и увеличении числа ударов молнии в линию в опасной зоне.



4.1 Методы проверки состояния заземляющих устройств

При вводе и в процессе эксплуатации контроль состояния заземляющих устройств (ЗУ) необходимо осуществлять путём проверки выполнения элементов ЗУ, соединения заземлителей с заземляемыми элементами и естественных заземлителей с ЗУ, коррозионного состояния элементов ЗУ, находящихся в земле, напряжения на ЗУ электроустановок при стекании с него тока замыкания на землю, состояния пробивных предохранителей, цепи фаза -нуль в электроустановках до 1 кВ с глухим заземлением нейтрали, а также измерения сопротивления ЗУ электроустановок, заземлителей опор ВЛ и напряжения прикосновения.

4.1.1 Проверка выполнения элементов ЗУ

Визуальная проверка ЗУ

Визуальная проверка проводится с целью контроля качества монтажа и соответствия сечения заземляющих проводников требованиям проекта и ГТУЭ. Измерение сечения проводников производится штангенциркулем. Измеренное сечение сравнивается с расчётным. Сечение заземляющих проводников (мм²) определяется по формуле

, (4.1)

где - ток замыкания на землю (ток, стекающий в землю через место замыкания), А, (для ОРУ подстанций 6 -35 кВ - ток двойного замыкания на землю, для ОРУ подстанций 110 -1150 кВ - ток однофазного КЗ);

- время отключения замыкания на землю, с (время действия основной защиты и время работы выключателя).

Особое внимание следует уделить заземляющим проводникам от нейтралей трансформаторов, короткозамыкателей, шунтирующих и дугогасящих реакторов. Их сечение должно соответствовать максимальному для данной подстанции.

Уменьшение сечения из-за коррозии происходит в первую очередь непосредственно под поверхностью грунта, поэтому при контроле ЗУ в процессе эксплуатации обязательна выборочная проверка заземляющих проводников со вскрытием грунта на глубину примерно 20 см.

Коррозионные повреждения проводников на большей глубине, а также в сварных соединениях выявляются при измерениях напряжений прикосновения и проверке металлосвязей.

Если к ЗУ подстанции подсоединяется грозозащитный трос ВЛ, то ток через трос может быть равен:

0,2 для стальных тросов;

0,7 для сталеалюминиевых

(здесь - ток однофазного КЗ на проверяемой ВЛ вблизи подстанции, который можно принять равным току КЗ на соответствующем ОРУ).

Допустимые токи (кА) для различных марок грозозащитных тросов при времени отключения КЗ, равном = 1 с, приведены е табл. 6.

Таблица 6. Допустимые токи грозозащитных тросов при = 1 с.

Марка троса	, кА	Марка троса	, кА
ПС25	1,5	АС50	7,2
ПС35	2,0	АС70	10,3
ПС50	3,0	АС95	14,4
ПС70	4,5	АС120	17,1
АС35	5,5	АС150	22,2



При ином времени допустимый ток можно определить по выражению

(4.2)

При визуальном контроле ЗУ проводится проверка болтовых соединений. Болтовые соединения должны быть надёжно затянуты, снабжены контргайкой и пружинной шайбой.

Определение реальной схемы ЗУ

Предварительно составляется рабочий план размещения силового оборудования электроустановки. На плане рекомендуется нанести в масштабе:

всю территорию электроустановки, включая здания и отдельно стоящее оборудование, подлежащее заземлению;

магистрали ЗУ и точки присоединения к нему силового оборудования;

кабельные каналы, колодцы, трубопроводы;

ограждения;

автомобильные и пешеходные дороги.

Определение трасс прокладки искусстенного заземлителя в грунте осуществляется измерительным комплексом КДЗ -1. Источник переменного тока (ИПТ) 400 Гц подключается к двум разнесённым по территории точкам ЗУ исследуемой электроустановки. Проводятся проверка работоспособности и калибровка измерительной аппаратуры в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

С помощью измерителя напряжённости магнитного поля ИПМ определяется фон излучения магнитного поля на территории электроустановки при отключённом ИПТ:

на уровне грунта;

в местах присоединения шин заземления к оборудованию;

над кабельными каналами, под кабельными лотками;

в местах прокладки трубопроводов и выхода силовых и информационных кабелей из зданий.

Фиксируется наибольшее значение фона излучения магнитного поля. В дальнейшем устанавливается такое значение тока ИПТ, чтобы уровень магнитного поля полезного сигнала превышал максимальное фоновое не менее чем в 10 раз.

Определяется трасса прокладки магистралей заземления без вскрытия грунта. Для этого ИПТ подключается к различным удалённым одна от другой точкам ЗУ и с помощью ИПМ определяются и наносятся на план места прокладки и соединений поперечных и продольных заземлителей.

Определяются подземные и наземные (через броню и оболочки кабелей, нулевые провода, трубопроводы и металлоконструкции) связи оборудования с ЗУ. Один из выводов ИПТ подключается к ЗУ, а второй последовательно присоединяется к заземляющим проводникам оборудования, подлежащего заземлению. Установленные связи наносятся на план. Определяется глубина залегания горизонтальных заземлителей и подземных связей. Для этого с помощью датчика ИПМ у поверхности земли фиксируется значение напряжённости H₁. Датчик ИПМ поднимается над землёй на высоту h₁, при которой индикатор ИПМ будет показывать значение 0,5H₁. Глубина залегания шины заземлителя L_з = h₁.

4.1.2 Проверка соединения заземлителей с заземляемыми элементами, а также естественных заземлителей с ЗУ

Проверку контактных соединений и металлических связей оборудования с ЗУ необходимо осуществлять в:

цепи заземления нейтралей трансформаторов;

цепи заземления короткозамыкателей;

цепи заземления шунтирующих и дугогасящих реакторов;

местах соединения грозозащитных тросов с опорами и конструкциями ОРУ;

местах соединения заземляемого оборудования с ЗУ.

Контактные соединения проверяются осмотром, простукиванием, а также измерением переходных сопротивлений мостами, микроомметрами и по методу амперметра-вольтметра.

Значение сопротивления контактов не нормируется, но практикой установлено, что качественное присоединение к заземлителю обеспечивается при переходном сопротивлении не более 0,05 Ом.

Проверка металлосвязей оборудования с ЗУ выполняется как на рабочих, так и на нерабочих местах. Если заземляющий проводник не подсоединён к ЗУ (нет связи), измеренное значение напряжения во много раз отличается от значений, измеренных на соседних корпусах оборудования.

4.1.3 Проверка коррозионного состояния элементов ЗУ, находящихся в земле

Заземляющие устройства энергообъектов подвергаются совместному воздействию грунтовой коррозии и токов короткого и двойного замыкания на землю. Воздействие больших токов ускоряет разрушение естественных и искусственных заземлителей.

На энергообъектах как правило разрушаются: трубопроводы хозяйственного водоснабжения и аварийного пожаротушения;

заземляющие проводники в местах входа в грунт, непосредственно под поверхностью грунта;

сварные соединения в грунте;

горизонтальные заземлители;

нижние концы вертикальных электродов.

Разрушения бывают: локальные; местные; общие.

Локальные коррозионные повреждения заземляющих проводников выявляются при осмотрах (в основном со вскрытием грунта), а также при измерениях напряжения прикосновения и проверке металлосвязи.

Местная коррозия характеризуется появлением на поверхности проводника отдельных, иногда множественных, повреждений в форме язв или кратеров, глубина и поперечные размеры которых соизмеримы и колеблются в пределах от долей миллиметра до нескольких миллиметров.

Общая коррозия возникает в грунтах с большой коррозионной активностью.

Для сплошной поверхностной коррозии характерно равномерное по всей поверхности проводника проникновение вглубь металла с соответствующим уменьшением размеров поперечного сечения элемента. После механического удаления продуктов коррозии поверхность металла оказывается шероховатой, но без очевидных язв, точек коррозии или трещин.

Количественная оценка степени коррозионного износа производится выборочно по участкам контролируемого элемента ЗУ путём измерения характерных размеров, зависящих от вида коррозии. Эти размеры определяются после удаления с поверхности элемента продуктов коррозии.

При сплошной поверхностной коррозии характерными размерами являются линейные размеры поперечного сечения проводника (диаметр, толщина, ширина), измеряемые штангенциркулем.

При местной язвенной коррозии измеряется глубина отдельных язв (например, с помощью штангенциркуля), а также площадь язв на контролируемом участке.

Элемент ЗУ должен быть заменён, если разрушено более 50% его сечения.

Для выявления тенденции коррозии и прогнозирования срока службы заземлителей рекомендуется произвести измерения электрохимического окислительно-восстановительного потенциала, удельного сопротивления грунта и определить наличие блуждающих токов в земле.



4.2 Измерение сопротивления ЗУ подстанций и линий электропередачи

Измерение сопротивления ЗУ подстанций

Измерение сопротивления производится без отсоединения грозозащитных тросов, оболочек отходящих кабелей и других естественных заземлителей. Измерения должны выполняться в периоды наибольшего высыхания грунта. При проведении измерений в условиях, отличающихся от указанных, необходимо применять сезонный коэффициент К_с, который, обычно, указывается в проекте подстанции. Если таких данных нет, то сезонный коэффициент можно выбрать ориентировочно из табл.7.

Таблица 7. Сезонные коэффициенты сопротивления заземлителей (для территории Татарстана)

, м,	Электрическое строение Грунта	Кр	Кс
			Длина вертикальных электродов, м
			06	30	50
10	Грунтовые воды	3 20 50	1,5 2,8 4	1,5 2,1 2,2	1,1 1,1 1,1
	Однородный	3 20 50	1,4 4,4 9,5	1,1 1,2 1,3	1,0 1,0 1,0
	Подстилающие породы, скальные	3 20 50	2,3 13 32	1,0 1,1 1,1	1,0 1,0 1,0
50	Грунтовые воды	3 20 50	1,2 1,7 2,3	1,2 1,7 2,0	1,0 1,1 1,1
	Однородный	3 20 50	1,3 3,2 6,8	1,2 1,9 2,2	1,0 1,0 1,0
	Подстилающие породы, скальные	3 20 50	2,1 11 28	1,3 1,6 1,6	1,0 1,0 1,0
500	Грунтовые воды	3 20 50	1,1 1,4 1,8	1,1 1,4 1,8	1,1 1,3 1,4
	Однородный	3 20 50	1,2 2,9 5,8	1,2 2,7 4,7	1,2 1,5 1,6
	Подстилающие породы, скальные	3 20 50	2,0 11 25	1,8 5,4 10	1,2 1,3 1,5

S - площадь подстанции в м²,

К_{р -}определяется по табл.8

Таблица 8. Сезонные коэффициенты удельного сопротивления грунта К_р

Тип грунта	Кр при влажности
	нормативной	ниже нормы	выше нормы
Глина	3	2	10
Супесь, суглинок	5	3	20
Песок	10	3	50

Влажность определяется по количеству осадков, выпавших за период времени, предшествующий измерениям.

Сопротивление заземляющего устройства определяется по формуле:

, (4.3)

где - сопротивление ЗУ, полученное при измерениях. Сопротивление ЗУ измеряется по методу амперметра-вольтметра с помощью одного из нижеперечисленных приборов: МС-08, М-416, Ф 4103, ЭКЗ-01, ПИНП, ЭКО-200, АНЧ-3, КДЗ-1, ОНП-1 или другому, имеющими лучшие характеристики. Принципиальная схема измерений приведена на рис.29.

Рис.29. Принципиальная схема измерений заземления заземляющего устройства. ЗУ - заземляющее устройство; П - потенциальный электрод; Т - токовый электрод

Токовый и потенциальный электроды следует располагать на одной линии по территории, свободной от линий электропередачи и подземных коммуникаций. Расстояния от подстанции до токового и потенциального электродов выбираются в зависимости от размеров ЗУ и характерных особенностей территории вокруг подстанции.

Если заземлитель подстанции имеет небольшие размеры, а вокруг него имеется обширная площадь, свободная от линий электропередачи и подземных коммуникаций, то расстояния до электродов (токовых и потенциальных) выбираются следующим образом

Д , (4.4)

где Д - наибольший линейный размер ЗУ, характерный для данного типа заземлителя (для заземлителя в виде многоугольника - диагональ ЗУ, для глубинного заземлителя - длина глубинного электрода, для лучевого заземлителя - длина луча).

Если заземлитель имеет большие размеры, но вокруг него нет обширной площади, свободной от линий электропередачи и подземных коммуникаций, токовый электрод следует разместить на расстоянии Д. Потенциальный электрод размещается последовательно на расстоянии , равном 0,1: 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; 0,7; 0,8; 0,9_т, и производится измерение значений сопротивления. Далее строится кривая зависимости значения сопротивления от расстояния . Если кривая монотонно возрастает и имеет в средней части горизонтальный участок (как показано на рис. 30), за истинное значение сопротивления принимается значение при = 0,5. Если кривая немонотонная, что является следствием влияния различных коммуникаций (подземных и надземных), измерения повторяются при расположении электродов в другом направлении от ЗУ.

Рис.30. Зависимость измеренного сопротивления ЗУ от расстояния между потенциальным и токовым электродами: а) достаточное удаление токового электрода: б) недостаточное удаление токового электрода. 1 - Д: 2 - Д.

Если кривая сопротивления плавно возрастает, но не имеет горизонтального участка (разница сопротивлений, измеренных при , равном 0,4 и 0,6 превышает более чем на 10% значение, измеренное при ) и отсутствует возможность перемещения токового электрода на большее расстояние, возможен следующий выход. Проводятся две серии измерений при Д и Д. Кривые наносятся на один график. Точка пересечения кривых принимается за истинное значение сопротивления заземлителя (рис.30 б).

При производстве измерений в качестве вспомогательных электродов применяются стальные стержни или трубы диаметром до 50 мм. Стержни должны быть очищены от краски, а в месте присоединения соединительных проводников и от ржавчины. Стержни забиваются или ввинчиваются в грунт на глубину 1,0 -1,5 м. В случае необходимости токовый электрод выполняется из нескольких параллельно соединённых электродов, размещаемых по окружности, с расстоянием между ними 1,0-1,5 м.

При выборе токового электрода необходимо выполнить проверку соответствия сопротивления токовой цепи техническим данным прибора, с помощью которого предлагается произвести измерения. Допустимое сопротивление токовой цепи (с электродом) у различных приборов имеет различные значения и зависит также от выбранного диапазона измерения сопротивления заземления.

Измерение сопротивления заземлителей опор ВЛ

Методика измерения сопротивления заземлителей опор ВЛ без грозозащитного троса практически мало отличается от измерения сопротивления заземлителей подстанции.

Поскольку ЗУ с большими размерами в плане редко применяются на опорах ВЛ, в большинстве случаев удовлетворительные результаты могут быть получены при расположении электродов по двухлучевой схеме при расстоянии между электродами, удовлетворяющем соотношениям:

Д, Д, (4.5)

где - расстояние между токовым и потенциальным электродами

Расстояние должно измеряться от края ЗУ и во всех случаях должно составлять не менее 30 м от тела опоры.

В случае невозможности или нецелесообразности отсоединения от тела опоры грозозащитного троса измерение сопротивления заземлителя опоры может выполняться:

с помощью токоизмерительных клещей;

методом СибНИИЭ;

импульсным методом МЭИ -- ЭЛНАП.

Метод измерения с помощью токоизмерительных клещей заключается в измерении суммарного тока, протекающего по всем заземляющим спускам, ногам или стойкам опоры, и потенциала заземляющего спуска относительно вспомогательного электрода, помещённого в зону нулевого потенциала. Сопротивление заземлителей определяется как отношение потенциала к суммарному току. На ВЛ 110 кВ токи, стекающие в землю по опорам, составляют от нескольких сот миллиампер до нескольких ампер.

Метод СибНИИЭ основан на использовании двух потенциальных (П₁ и П₂) и двух токовых электродов (сравнительный - СЭ и вспомогательный токовый - ВТ). Взаимное расположение указанных электродов и контролируемого ЗУ указано на рис. 31.

Рис. 31. Схема взаимного расположения электродов при измерении сопротивления опоры без отсоединения тросов по методу СибНИИЭ.

В качестве измерительных приборов при реализации этого метода могут быть использованы серийные измерители заземления, а также приборы из геофизических комплектов. Учитывая очень малые значения измеряемых величин, необходимо использовать усилительные приставки.

Измерения производятся трижды с включением независимого источника тока и измерительных приборов по схемам рис.32. При этом определяются последовательно три значения сопротивления R₁, R₂ и R₃, соответствующие схемам измерения на рис. 32, а, б, в. Искомое сопротивление ЗУ опоры R_ЗУД_зу (при использовании прибора без усилительной приставки) определяется по формуле

(4.6)

Рис. 32. Схемы трёх последовательных вариантов включения измерительных приборов по методу СибНИИЭ

Импульсный метод измерения сопротивления заземлителей МЭИ - ЭЛНАП позволяет выполнять работы по проверке заземления не только отдельно стоящих опор ВЛ и молниеотводов, но также опор с присоединёнными грозозащитными тросами и молниеотводов, смонтированных на порталах ОРУ (рис. 33). В качестве источника используется генератор апериодических импульсов, моделирующий по временным параметрам форму импульса тока молнии.

В качестве токового электрода используется стальной стержень диаметром 1618 и длиной 8001000 мм, который забивается на глубину 0,5 м в грунт на расстоянии 50 м от объекта измерений. Подсоединение выносного токового электрода осуществляется через изолированные провода.

С помощью пик-вольтметра измеряется напряжение между потенциальным электродом и ЗУ опоры ВЛ при различных расстояниях между ними (см рис. 33,а). По результатам измерений строится потенциальная кривая U(L) (рис. 33,б), по которой определяется установившееся значение напряжения U_уст.

Импульсное сопротивление опоры (молниеотвода) определяется по формуле

, (4.7)

где - измеренное значение импульсного тока.

Реальное сопротивление заземлителя опоры будет меньше измеренного за счёт образования зоны коронирования вокруг заземлителя при ударе молнии. Поэтому значение импульсного сопротивления необходимо умножить на коэффициент импульса , определяемый по формуле

(4.8)

где S - площадь заземлителя, м²_: - удельное сопротивление грунта, Омм: - ток молнии.

Рис.33. а) - схема измерений: 1 - импульсный источник, 2 - пиковый вольтметр, 3 - потенциальный электрод, 4 - токовый электрод, 5 - заземляющее устройство: б) зависимость разности потенциалов между ЗУ опоры и потенциальным электродом от расстояния между ними.

При проведении измерений с прибором ИК-1 одновременно может проводиться работа по определению путей растекания токов молнии и измерению потенциалов на прилегающих участках электроустановки при имитации токов молнии. Для этого собирается схема, изображённая на рис. 33а, но пиковый вольтметр присоединяется между выносным заземлителем и близлежащими заземлёнными частями электроустановки или энергообъекта. Измеренные значения потенциалов (U_изм) при токе от ИК -1 пересчитываются на ток молнии по формуле:

(4.9)

При отклонении параметров ЗУ от нормы или при обнаружении повреждений ремонт и усиление ЗУ в большинстве случаев можно выполнить силами предприятия. Для этого рекомендуются следующие наиболее эффективные меры.

Если сопротивление ЗУ выше нормы;

подключить к ЗУ подстанции все грозозащитные тросы, предварительно проверив их на термическую устойчивость к токам КЗ;

подключить к ЗУ рельсовые пути, соединив их с нейтралями трансформаторов и сварив все стыки, за исключением изолирующих стыков устройств СЦБ (на подходе к подстанции);

соединить ЗУ с водоводами, особенно е тех местах, где трасса водовода пересекается горизонтальными заземлителями; места приварки соединительных электродов к водоводу тщательно изолировать от грунта;

подсоединить к ЗУ артезианские скважины, находящиеся на территории подстанции и вблизи неё, приняв меры к снижению напряжений прикосновения; проложить за территорией подстанции лучевые заземлители, лучше вдоль линий электропередачи, соединив их с ЗУ и заземлителями (фундаментами) опор ВЛ. Число лучей рекомендуется не более четырёх - по одному с каждой стороны подстанции. Ориентировочная суммарная длина лучей L определяется из выражения

где - нормативное сопротивление заземления, S - площадь подстанции, - измеренное сопротивление заземления.

Размещено на Allbest.ru

...