Организация физических процессов в электрической части электростанций

В настоящее время большинство вентильных разрядников эксплуатируется за пределами нормативного срока службы, составляющего 20 лет. Вследствие естественного старения использованных в конструкции материалов, как показывают немногочисленные исследования, защитные характеристики РВ к концу нормативного срока службы заметно изменяются даже у тех разрядников, число срабатываний которых не превышает нормированное заводом-изготовителем. При этом в большинстве случаев пробивное напряжение искровых промежутков состаренных разрядников становится заметно ниже, а остающееся напряжение на нелинейном резисторе выше.

Так, исследования разрядников типа РВС и РВМГ 110-330 кВ, выполненные Кольским научным центром РАН, показали:

· остающееся напряжение РВ по мере их старения возрастает, как правило, на 7-10%;

· пробивное напряжение РВ снижается до величин, на 15-20% меньших нижней границы допустимых значений;

· пониженное пробивное напряжение наблюдалось у 20% обследованных разрядников типа РВС и почти у 75% обследованных разрядников типа РВМГ.

Снижение пробивного напряжения искровых промежутков разрядников типа РВС и РВМГ может быть причиной их срабатываний от коммутационных перенапряжений, что приводит к последующему взрывному разрушению разрядников при прохождении сопровождающего тока. Таким образом, находящиеся в эксплуатации РВ зачастую не только не выполняют своих защитных функций, но и сами становятся потенциальными источниками возможных аварий.

В 90-е годы из-за высокой трудоемкости производства и настройки искровых промежутков для РВ отечественные предприятия полностью прекратили выпуск вентильных разрядников, но при этом существенно расширили номенклатуру выпускаемых ОПН.

О восстановленных РВ

Отсутствие новых разрядников, необходимых для замены вышедших из строя, привело к тому, что в ряде эксплуатирующих организаций для сборки пригодных для дальнейшей работы защитных аппаратов предпринимаются попытки отобрать из ранее забракованных при профилактических испытаниях РВ имеющиеся исправные элементы.

При производстве таких ремонтных работ следует иметь в виду, что для контроля вольт-секундных характеристик «восстановленных» разрядников необходим генератор линейно нарастающего импульсного напряжения, обеспечивающий в соответствии с требованиями ГОСТ 16357 возможность контроля пробивных напряжений в широком диапазоне предразрядных времен.

Имеющийся в ОАО «НИИПТ» опыт испытаний РВ показывает, что контроль по одной-двум точкам недостаточен, так как встречаются РВ с провалами в вольт-секундной характеристике при различных предразрядных временах из нормированного в ГОСТ диапазона. Кроме того, испытания должны проводиться не на отдельных элементах, а на полностью собранном РВ. Поскольку удовлетворяющего перечисленным требованиям испытательного оборудования у эксплуатирующих организаций нет, то проконтролировать соответствие «отремонтированного» РВ нормативным требованиям не представляется возможным, а сам РВ по-прежнему остается возможной причиной аварии в сети.

Проведение полного цикла испытаний РВ возможно лишь в специализированных высоковольтных лабораториях, оснащенных необходимым высоковольтным оборудованием и измерительной аппаратурой. Среди немногих оставшихся в России организаций, обладающих необходимым для этого оборудованием, следует отметить ОАО «НИИПТ», на испытательных стендах которого были проведены государственные испытания головных образцов всех РВ, выпускавшихся заводом «Пролетарий».

Лекция 13. Выбор характеристик ОПН

О выборе характеристик ОПН

Идентичность функционального назначения РВ и ОПН и кажущаяся простота конструкции последнего часто приводят к тому, что замену разрядников на ограничители перенапряжений проводят без проверки допустимости использования устанавливаемого ОПН в рассматриваемой точке сети.

Как показывают исследования и отечественный опыт эксплуатации нелинейных ограничителей [2], в электрических сетях номинальным напряжением 110-750 кВ наиболее тяжелыми являются условия работы ОПН при квазистационарных повышениях напряжения. Длительность и значения повышений напряжения в этих режимах определяются видом коммутации, а ограничение времени существования таких режимов должно осуществляться выбором коммутируемых схем и временем действия соответствующей релейной защиты или противоаварийной автоматики.

Выбор основных характеристик ОПН 110-750 кВ должен проводиться с учетом воздействий, которым подвергаются эти защитные аппараты в эксплуатации. Очевидно, что в ряде случаев для повышения надежности работы ОПН в электрических сетях может понадобиться проведение специальных схемно-режимных мероприятий, например, по исключению возможности возникновения при коммутациях резонансных контуров. В таких случаях каскадность действия основных и резервных релейных защит, а также противоаварийной автоматики должны быть скоординированы с допустимыми длительностями повышения напряжения не только на защищаемом оборудовании, но и на ОПН.

Подобные мероприятия должны быть разработаны и реализованы для существующих сетей, где производится или уже произведена замена вентильных разрядников на ОПН, и новых, только еще проектируемых сетей, где нелинейные ограничители изначально предусмотрены в качестве основных аппаратов для ограничения перенапряжений. В [3, 4] приведен ряд таких мероприятий.

К сожалению, в отечественной нормативной документации согласно [5] отсутствуют методики, позволяющие обоснованно выбрать основные характеристики ОПН. Зачастую из-за этого выбирают ОПН с необоснованно завышенными током пропускной способности и удельной поглощаемой энергией. В результате выбранные с «хорошим» запасом ОПН (в основном по току пропускной способности) подвергаются заметно меньшим допустимых воздействиям. Естественно, что рост энергоемкости ОПН приводит к существенному удорожанию аппарата (приблизительно на 25% при переходе к каждому следующему классу разряда линии).

Ограничитель перенапряжений - это аппарат, достоверную причину повреждения которого часто нельзя указать. Причинами согласно [2] могут быть:

· неверный выбор ОПН (по вине проектировщиков или ответственных лиц, представивших неверную или неполную исходную информацию);

· ненадлежащие условия эксплуатации (например, повышенный сверх допустимого для ОПН уровень напряжения в месте установки аппарата);

· качество изготовления самого ОПН (по вине производителя).

Трудности в определении причин повреждения ОПН приводят к тому, что надежностью работы ОПН занимается не только завод-изготовитель, но и проектировщики, выбирающие ОПН с «запасом».

Кроме того, надежностью ограничителей перенапряжений занимаются и эксплуатирующие организации, для которых существует набор рекомендаций по устранению нежелательных для ОПН схемно-режимных ситуаций. Конечно, надежность ОПН - важная составляющая надежности всей энергосистемы. Тем не менее не совсем ясно, какой именно уровень надежности ОПН следует признать экономически оправданным.

Разработка методик выбора характеристик ОПН для конкретных условий эксплуатации сдерживается отсутствием достоверных сведений о располагаемом рабочем ресурсе варисторов, и в том числе численных соотношений между влияющими факторами и ресурсом. Такие сведения могут быть получены либо при проведении соответствующих испытаний варисторов ОПН, либо на основе анализа и обобщения опыта эксплуатации ограничителей перенапряжений. До тех пор, пока такие работы не будут проведены, в методике выбора ОПН нельзя будет поставить точку.

Заключение

Можно сделать следующие основные выводы:

· вентильные разрядники, собранные эксплуатирующими организациями из исправных элементов разукомплектованных однотипных РВ, не могут обеспечить требуемую надежность защиты оборудования ПС от перенапряжений;

· замена устаревших вентильных разрядников 110-750 кВ на современные ОПН позволит снизить воздействия коммутационных и грозовых перенапряжений на оборудование ПС этих классов номинального напряжения;

· возможность установки ОПН (в том числе взамен устаревших РВ) должна быть проверена соответствующими расчетами достаточности его характеристик для удовлетворения условиям эксплуатации на каждой конкретной ПС;

· при выборе характеристик ограничителей перенапряжений для конкретных условий эксплуатации должны быть рассмотрены необходимость и возможность проведения в сети специальных схемно-режимных мероприятий, ограничивающих до допустимых значений воздействие на ОПН квазистационарных перенапряжений;

· изложенные в отечественной нормативной документации методики выбора ОПН требуют доработки.

Лекция 14. Современные материалы ЛЭП. ЛЭП 110 кВ с защищенными проводами

Защищенные провода используются в линиях электропередачи среднего напряжения стран Северной Европы уже более 20 лет. Опыт их эксплуатации положительный. Поэтому естественным шагом стало использование этого принципа конструкции и на высоковольтных линиях электропередачи.

Преимущества ВЛ с защищенными проводами - более компактные конструкции, менее мощное электромагнитное излучение и уменьшение числа отключений из-за схлестывания проводов. Кроме того, защищенными провода могут применяться при модернизации старых ЛЭП среднего напряжения в высоковольтные ЛЭП.

О технических аспектах ВЛ с защищенными проводами рассказывают финские авторы.

Рис. 1. Конструкция провода LMF SAX 355

1 - Скрученная уплотненная жила из алюминиевого сплава, защищенного от попадания воды специальным набухающим порошком;

2 - полупроводниковая набухающая лента, обернутая вокруг провода;

3 - экструдированный полупроводящий слой толщиной 1,5 мм;

4 - экструдированный триингостойкий изоляционный слой, изготовленный из сшитого полиэтилена толщиной 5,0 мм;

5 - оболочка из черного сшитого полиэтилена, предохраняющего от атмосферных воздействий и от пробоя, толщиной 1,5 мм.

Защищенные провода

Провода, используемые для сетей среднего напряжения, обычно изготовлены из алюминиевого сплава и покрыты изолирующим материалом толщиной приблизительно 2 мм, изготовленным из черного, устойчивого к атмосферным осадкам сшитого полиэтилена. При высоких напряжениях одного изолирующего слоя недостаточно, что потребовало разработки новых типов проводов. Провод с низким уровнем электромагнитных помех типа LMF SAX применялся в первых линиях напряжением 110 кВ. Он был изготовлен из алюминиевого сплава и имел площадь поперечного сечения 355 мм2, в качестве изолирующего покрытия использовался тройной слой прессованного сшитого полиэтилена (конструкция провода приведена на рис.1). Выбор именно такой площади поперечного сечения был продиктован стремлением придать проводу те же электрические свойства, что и у наиболее распро-страненного провода типа Duck 305-A1/S1A-54/9, который используется в финских воздушных ЛЭП напряжением 110 кВ.

Технические характеристики провода LMF SAX 355 приведены в табл. 1.

Табл. 1. Технические характеристики провода LMF SAX 355

Защищенные провода вносят некоторые отличия в общепринятые конструкции воздушных ЛЭП. В типовых конструкциях воздушных ЛЭП межфазное расстояние (расстояние между точками закрепления проводов в поддерживающем зажиме) требует сохранения среднего расстояния между поддерживающими зажимами в пределах некоего диапазона, заданного типовыми условиями. С этой целью межфазные расстояния в конструкциях обычных ЛЭП делаются чрезмерно большими с точки зрения электрической защиты. Применение защищенных проводов радикально изменяет эту ситуацию, хотя на сам зажим изоляция провода не оказывает никакого влияния, потому что зажимы находятся под полным напряжением линии.

На стадии проектирования опытной ЛЭП, о которой речь пойдет ниже, планировалось, что будут применяться традиционные изоляторы, арматура и роговые разрядники, что предполагает наличие должного уровня изоляции между фазой и землей.

Расстояние между фазой и землей

Применялся типовой уровень изоляции между фазой и землей. Роговые разрядники ограничивают перенапряжение между фазой и землей до уровня 530 кВ.

Линия расположена на высоте около 40 м над уровнем моря, что потребовало применения в расчетах коэффициента поправки на высоту (Ka). Расстояние между фазой и землей для перенапряжения, составляющего 95% от уровня выдерживаемого напряжения, таким образом, определялось по формуле (1) согласно источнику [1]:

(1)

Поправочный коэффициент (Kg) в формуле, равный 1,25, соответствует расстоянию между фазой и землей, равному 1,02 м.

Расстояние для заданного значения коммутационного перенапряжения рассчитывается по формуле (2) и дает результат 0,78 м. Однако следует понимать, что формула (2) применима только для расстояний свыше 2 м.

(2)

Межфазное расстояние

Для проведения расчета межфазного расстояния требуется сделать следующие допущения:

· коэффициент зазора равен 1,2;

· отношение коммутационного перенапряжения между фазами к коммутационному перенапряжению между фазой и землей составляет 1,45;

· напряжение тока промышленной частоты между фазой и землей в момент переходного импульса находится в противоположной полярности.

При упомянутых допущениях требуемое межфазное расстояние для крутого фронта и пологого фронта импульсов составляет 1,23 м и 1,28 м соответственно. Поправочный коэффициент выбирается практически постоянным, расстояние слабо зависит от арматуры и качества обработки поверхности проводов.

Электрические испытания

В предыдущем разделе указывалось на важность поправочного коэффициента, являющегося экспериментально определяемой величиной. В этом случае конфигурация электродов является важным вопросом. Для разрешения этого вопроса было решено провести серию испытаний. Ключевым экспериментом, очевидно, было бы испытание междуфазным коммутационным импульсом. Однако при проведении испытаний невозможно получить такие уровни напряжения одновременно для двух фаз, и поэтому было принято решение о проведении испытаний на включение напряжения промышленной частоты, подаваемого к фазовым напряжениям под правильными углами, чтобы одновременно изучить действие между фазами и между фазами и землей. Испытательная установка состояла из одной верхней секции опоры, 20-метрового отрезка фазового провода и заземляющего провода. Расстояния на испытательной установке показаны на рис. 2.

Испытания на выдерживаемое напряжение производились при величине напряжения, линейно возрастающего со скоростью около 6 кВ/с вплоть до пробоя. Испытания проводились при следующих условиях: 1) установка была очищена и просушена; 2) установка была облита водой и искусственно загрязнена; 3) установка была чистой, но имитировался дождь. При условиях 2) и 3) был зафиксирован минимальный уровень выдерживаемого напряжения между фазами, равный 360 кВ (среднеквадратичное значение). Пробой между фазой и землей не был зафиксирован.

Поправочный коэффициент Kg может быть получен из формулы (3) по источнику [1]:

U_50PF(x) = 750 * l_n(1 + 0,55x^1,2) * (1,35K_g - 0,35K_g²). (3)

При минимальном расстоянии в 1,3 м расчет дает K_g=1,10, что значительно ниже допускавшегося. По формуле (2) для U_maxSF и подразумевая коэффициент K_g=1,10, выдерживаемый уровень импульса межфазного напряжения получается приблизительно равным 390 кВ. Этот предельный уровень превышает требование, указанное в разделе «расстояние между фазой и землей» для импульса, возникающего при комутации. Отношение межфазного выдерживаемого напряжения к выдерживаемому напряжению между фазой и землей в испытаниях было равно 1,73, а для комутационного импульса оно подразумевалось равным 1,45.

Поэтому некоторые испытания были проведены при повышенном (+19%) расстоянии между фазами, в целях соблюдения адекватного согласования между уровнями межфазного выдерживаемого напряжения и выдерживаемого напряжения между фазой и землей. Однако даже в этих испытаниях все случаи пробоя относились к пробоям между фазами.

С точки зрения рабочего применения предпочтительным считается допускать большую возможность пробоя между фазой и землей, нежели между фазами. Поэтому было принято решение на испытательной установке увеличить расстояние между точками крепления проводов до 1,9 м. Минимальное межфазное расстояние, наименьшее расстояние от подвесного устройства до концевого рогового разрядника, должно быть приближенно равно 1,55 м.

Коронный разряд

С точки зрения коронного разряда диаметр изолированного провода достаточно велик и обеспечивается устойчивость даже при самых малых межфазных расстояниях (1,35 м). Таким образом, коронный разряд не создает ограничений на выбор межфазного расстояния при напряжениях 110 кВ.

Рис. 2. Экспериментальная установка на базе верхней секции опоры ЛЭП

Рис. 3. Основные типы опор:

а) с неизолированным,

б) с защищенным проводом

а) б)

Лекция 15. Современные материалы ЛЭП. Технико-экономическое сравнение

Экспериментальная линия Матакави - Сула

В 1995 г. неподалеку от Хельсинки было решено построить новую ЛЭП 110 кВ для подачи электроэнергии в промышленный район Сула. Эта линия должна была начинаться от существующей линии и иметь протяженность чуть менее 6 км.

Линия должна была пройти через густонаселенные районы. Изначально меры по охране окружающей среды играли большую роль при строительстве этой ВЛ. Особое внимание следовало уделить типам несущих опор, как по эстетическим причинам, так и по причине дефицита свободной территории.

ВЛ вступила в действие в апреле 1996 г. По сей день она служит безотказно, и случаев сбоев в электроснабжении зафиксировано не было.

Несущие опоры

Основной тип конструкции при строительстве опор этой линии - трубчатая конструкция в виде перевернутой буквы U (рис. 3) с вертикальным расположением фаз. Анкерные опоры снабжены оттяжками или имеют решетчатую конструкцию.

На рис. 3 показаны различия в конструкциях опор, использовавшихся для крепления голых проводов (слева) и защищенных проводов типа LMF SAX (справа). Несмотря на то, что высота, на которой находится самый низкий провод типа LMF SAX, на 1 метр выше, по причине меньшего натяжения провода (40 Н/мм² против 45 Н/мм² у голого провода) общая высота опоры для защищенного провода типа LMF SAX меньше.

Изоляторы и арматура

Для снижения дополнительных расходов, вызванных применением защищенных проводов, было принято решение в конструкции линии по возможности использовать обычную арматуру и изоляторы. Типовыми изоляторами являются изоляторы U 70 BL из закаленного стекла. Дефицит места привел к созданию V-образной конструкции устройств подвески.

Единственным изменением в конструкции стандартных изоляторов была разработка новых типов роговых разрядников. Это было вызвано небольшим расстоянием между проводами. Во-первых, разрядники не были включены в конструкцию для уменьшения воздушного зазора между фазами. Во-вторых, более короткое расстояние также вызывало повышенный градиент напряжения на дуговых устройствах, что привело бы к использованию более мощных разрядников.

Основным отходом от традиционной конструкции было применение на фермах подвесных зажимов с хомутами (зажимы AGS). Причиной такого решения было то, что использование зажимов AGS уменьшает натяжение защищенного провода. Кроме того, зажим может легко закрепляться на проводе без оголения последнего. Конструкция зажимов была испытана на соответствие требованию выдерживать короткое замыкание током 31,5 кА в течение 0,5 с.

На испытательной линии не устанавливались какие-либо гасители вибраций, поскольку предварительные оценки и измерения не требовали их установки. Однако, если бы такие устройства были сочтены необходимыми, их можно было бы без каких-либо трудностей установить в конце стержней зажимов AGS.

Магнитные поля

На рис. 4 показаны магнитные поля, вызванные линией с голыми (неизолированными) проводами и с проводами типа LMF SAX. Для сравнения на том же рисунке показаны также магнитные поля, создаваемые обычными финскими портальными линиями с горизонтальным расположением. Даже если выгода от применения защищенных проводов не является ощутимой по сравнению с ВЛ с вертикальным расположением, величина снижения интенсивности магнитных полей тем не менее в нашем случае составляет почти 30%. Поскольку типовые конструкции расположения проводов сильно различаются в зависимости от страны применения, рекомендуется рассчитывать уменьшение интенсивности магнитных полей в каждом отдельном случае.

Монтаж

Монтаж защищенных проводов незначительно отличается от процедуры подвески неизолированных проводов. Требуют некоторые дополнительные действия, направленные на защиту провода. При выполнении этих работ использовалось оборудование, предназначенное для натяжения проводов, такое, как приспособление для вытягивания и натяжная лебедка, натяжные блоки и зажимы для плетеной проволоки, применяемые обычно для прокладки оптоволоконного кабеля. Допустимая температура установки провода - 20^OС и радиус изгиба 60 см не ограничивают действий по натяжению защищенного провода обычными средствами.

Особое внимание следует уделять заземлению провода перед натяжением и во время процедуры натяжения, особенно при работе вблизи других ЛЭП. Поскольку изолирующее покрытие создает опасность индуцированных напряжений, следует следить за тем, чтобы свободный конец провода постоянно находился в заземленном состоянии. Аналогичным образом при соединении проводов с гирляндами изоляторов, и в особенности при установке зажимов, следует учитывать, что в проводе может присутствовать наведенное (индуцированное) напряжение.

Стоимость работ

Сравнение стоимости работ по монтажу обычной линии на напряжение 110 кВ, использующей неизолированные провода, и линии с защищенными проводами, является далеко не простой задачей.

Следует иметь в виду, что ВЛ с защищенными проводами предназначены для густонаселенных районов, где стоимость любых работ выше, независимо от типа линии. Длина линии и зазоры между опорами должны быть как можно меньше, а сама ВЛ представляет собой ломаную линию с большим количеством углов. Поэтому сравнение стоимости следует производить только между линиями, проложенными в одинаковых, «густонаселенных» районах. Поскольку как неизолированные, так и защищенными провода использовались в испытательной (экспериментальной) линии, нам была предоставлена возможность сравнить стоимость с минимальными погрешностями.

Стоимость опор, их установки и прочих строительных работ незначительно отличалась из-за того, использовался неизолированный или защищенный провод. С другой стороны, стоимость установки защищенных проводов была выше примерно на 20%, чем стоимость установки неизолированных проводов, главным образом по причине использования зажимов AGS.

Естественно, что наибольший рост стоимости был вызван дополнительными материалами зажимов AGS и самим проводом, стоимость которого почти вдвое превосходила стоимость одинакового по длине неизолированного проводника. Все эти факторы привели к вполне естественному и объяснимому возрастанию стоимости одного километра линии примерно на 25%.

Этот прирост следует сравнить с выгодами, которые дает воздушная линия, являющаяся более приемлемой благодаря эстетичному внешнему виду и более низкому электромагнитному излучению.

Лекция 16 и 17. Заземление подстанций 110/35/6 кВ

Требования к заземляющим устройствам на подстанциях не ограничиваются только соображениями техники безопасности. Всё возрастающую роль начинают играть вопросы электромагнитной совместимости электрооборудования, устанавливаемого на подстанциях, и, в частности, вопросы защиты от перенапряжений и импульсных помех, в решении которых немаловажную роль играют параметры заземляющего устройства подстанции.

Основой для исследований и предложений послужили нормативные требования к напряжению прикосновения на территории подстанции (ПС), в частности ГОСТ 12.1.038-82 [1]. Предложена конструкция двухуровневого заземляющего устройства (ЗУ), которая, по расчетам, обеспечивает оптимальное распределение напряжений прикосновения на территории ПС, особенно с высоким удельным сопротивлением грунта.

Анализируя данное решение, необходимо прежде всего обратить внимание на некоторые противоречия с требованиями действующих ПУЭ.

О выравнивающей сетке

Пункт 1.7.90 ПУЭ [2] регламентирует, как должна выполняться выравнивающая сетка ЗУ на территории ПС. При этом отмечается, что расстояние между поперечными полосами сетки «рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки, причем первое и последующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11,0; 13,5;16,0; 20,0 м.» и т.д.

Принцип увеличения расстояния между поперечными полосами заземляющей сетки от периферии к центру, очевидно, заложен не случайно и преследует цель выравнивания напряжения прикосновения на поверхности земли открытого распредустройства ПС (ОРУ) при протекании тока замыкания на землю. Размеры ячеек заземляющей сетки должны увеличиваться от периферии к центру, т.к. в противном случае напряжение прикосновения на периферии ОРУ будет больше, чем в центре.

О внешнем контуре

Внешний «потенциалоснижающий» контур ЗУ может выходить за пределы территории подстанции, что допускается ПУЭ. Однако это неохраняемая территория, и необходимо, по нашему мнению, предусмотреть дополнительные меры безопасности, поскольку непосредственно над полосой внешнего контура ЗУ в момент однофазного короткого замыкания (ОКЗ) могут оказаться дети, животные, люди без спецодежды, а возможно, и без обуви. Для таких случаев нормативы ГОСТ 12.1.038-82 вряд ли применимы. В частности, в ГОСТе указано, что «значения напряжений прикосновения и токов установлены для людей с массой тела от 15 кг» (кстати, нормативное время защитного отключения для животных согласно табл. 1.7.11 ПУЭ меньше, чем для людей - табл. 1.7.1).

Очевидно, что именно стремлением снизить напряжение прикосновения продиктована рекомендация п. 1.7.90 ПУЭ: «внешний контур заземляющего устройства в этом случае (т.е. при выходе ЗУ за пределы ограды подстанции) рекомендуется выполнять в виде многоугольника с тупыми или скругленными углами». Тем не менее в предлагаемой в статье конструкции ЗУ углы прямые. Всё вышеизложенное говорит о том, что внешний заземляющий контур требует еще больше внимания.

О сопротивлении ЗУ

При использовании метода расчета ЗУ по допустимому напряжению прикосновения вывод, что полученные результаты удовлетворяют требованиям ГОСТ 12.1.038-82, можно сделать лишь после тщательного анализа всех возможных режимов работы сети, расчета для этих режимов максимальных и минимальных значений токов ОКЗ в заданной точке с выделением составляющих от системы и потребителей. После этого необходимо проанализировать работу основных и резервных защит ВЛ 110 кВ в разных режимах, поскольку согласно ПУЭ для рабочих мест принимается время действия резервных зашит, а для остальной территории подстанции - время действия основных защит ВЛ 110 кВ.

Специалистам, знакомым со сложившейся в настоящее время практикой проектирования подстанций различными, порой не вполне компетентными организациями (особенно в части анализа режимов работы энергосистем и релейных защит), должно быть понятно, что такая задача для них очень сложна. А значит, неизбежны ошибки, например, в определении действительного времени отключения ОКЗ в различных режимах энергосистемы. При приемке подстанции в эксплуатацию это время, к сожалению, нельзя «замерить», в отличие, например, от измерения сопротивления ЗУ. Поэтому не будет уверенности в выполнении важных требований, касающихся условий безопасности при эксплуатации.

Проследим путь тока ОКЗ на ОРУ 110 кВ (рис. 1).

Ток с поврежденной фазы возвращается к источнику не только через заземляющее устройство самой ПС, но и через параллельно включенные грозозащитные тросы ВЛ 110 и 35 кВ и заземляющие устройства опор. Дело в том, что, согласно требованиям п. 4.2.144 ПУЭ, подход каждой ВЛ 110 и 35 кВ к ПС должен защищаться грозозащитным тросом на расстоянии не менее 1 км от ПС. Грозозащитный трос заземляется как на ПС, так и на каждой опоре ВЛ, при этом сопротивление заземлителя каждой опоры должно быть не более 10-20 Ом. Принимая во внимание количество ВЛ 35 кВ (не менее двух на каждую секцию шин) и как минимум одну двухцепную ВЛ 110 кВ, а также количество заземленных опор на участке 1 км = 10 шт, можно подсчитать эквивалентное сопротивление заземления всех опор (сопротивлением троса можно пренебречь):

Очевидно, что это сопротивление на порядок меньше сопротивлений ЗУ ПС, рассчитанных по условиям напряжений прикосновения (5,2 Ом и 2,8 Ом), и таким образом общее сопротивление току ОКЗ становится меньше величины 0,5 Ом, требуемой ПУЭ по условию обеспечения сопротивления ЗУ. В таких случаях расчет по напряжению прикосновения теряет смысл (естественно, если к моменту пуска подстанции ВЛ 35 кВ также будут сооружены, хотя бы частично). Главная задача ЗУ заключается в этих случаях в обеспечении выравнивания потенциала на территории подстанции.

О дополнительных требованиях к ЗУ

Требования к ЗУ на подстанциях напряжением 110/35/6(10) кВ в настоящее время не ограничиваются только обеспечением максимально допустимого напряжения и безопасного напряжения прикосновения.

Массовое внедрение на таких подстанциях микропроцессорных (МП) устройств защиты, автоматики, АСУ ТП и связи выдвинуло новые требования к ЗУ подстанций. Эти требования в общем виде можно сформулировать как обеспечение электромагнитной совместимости (ЭМС) совершенно разного по своим параметрам электрооборудования. С одной стороны, это мощная коммутационная и защитная аппаратура 110 кВ: выключатели, разъединители, разрядники (ОПН), молниеотводы, с другой - построенное на МП базе высокочувствительное электрооборудование защит, автоматики, телемеханики, связи и АСУ ТП. Речь, таким образом, идет об ограничении мощного электромагнитного воздействия электрооборудования первой группы на высокочувствительное оборудование второй группы. По существу, эти требования новосибирским авторам хорошо известны [3], но предлагаемая ими конструкция ЗУ с этих позиций не рассмотрена.

По вопросам защиты вторичных цепей от электромагнитных помех на подстанциях и электростанциях существует нормативный документ - РД 34.20.116-93, выпущенный еще в 1993 г. С тех пор произошли существенные изменения: получило массовое применение такое электрооборудование, как вакуумные выключатели, создающие при определенных условиях коммутационные перенапряжения, новые защитные аппараты - ОПН и чувствительные к воздействиям микропроцессорные устройства. В вышедшую новую, 7-ю редакцию 4-го раздела ПУЭ, а также в «Рекомендации по технологическому проектированию подстанций напряжением 35-750 кВ» включены далеко не все из технических решений, изложенных в РД 34.20.116-93. В связи с этим ощущается необходимость корректировки вышеуказанного документа с учетом проведенных за последние годы исследований.

В подтверждение этого приведем некоторые недостаточно четко сформулированные требования из упомянутых выше документов.

Так, в «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанций напряжением 35-750 кВ» указано (п. 5.6): «при замене устройств релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи на новые устройства, выполненные на микроэлектронной или микропроцессорной базе и имеющие высокую чувствительность к импульсным помехам, предусматриваются специальные меро-приятия по снижению уровня импульсных помех, в том числе по усилению заземляющего устройства ПС».

Можно по-разному трактовать требование по «усилению заземляющего устройства ПС», хотя очевидно, что речь не идет о его увеличении против существующего. Скорее, наоборот, об уменьшении. Тогда возможность значительного увеличения сопротивления ЗУ подстанции, определяемая при его расчете по методу напряжений прикосновения, требует дополнительного анализа с точки зрения влияния на ЭМС (перенапряжения и помехозащищенность).

Как показали исследования, проведенные ООО «ЭЗОП» [6], импульсное сопротивление ЗУ подстанции току молнии в несколько раз превышает сопротивление ЗУ на частоте 50 Гц. Это объясняется высокочастотным характером тока грозового разряда. Так, при измерениях на одной из подстанций выяснилось, что импульсное сопротивление ЗУ ПС при грозовом разряде составляет 2,88 Ом, тогда как при частоте 50 Гц оно не превышало 0,5 Ом. При этом напряжение в точке присоединения молниеотвода к ЗУ составляло сотни киловольт. Это ещё раз говорит о необходимости осторожного подхода в случаях расчета сопротивления ЗУ по методу напряжений прикосновения.

В Правилах устройства электроустановок (7-е изд., разд. 4, п. 4.2.136) содержится следующее требование: «заземляющие проводники измерительных трансформаторов тока необходимо присоединить к заземляющему устройству РУ в наиболее удаленных от заземления РВ или ОПН местах».

Это требование не конкретно (удаленных насколько?), кроме того, его очень трудно выполнить, поскольку компоновка электрооборудования современных ПС очень плотная, а ПУЭ требуют заземления РВ, ОПН и вторичных обмоток измерительных трансформаторов (ИТ) вблизи места их установки, причем кратчайшим путем. Разнести точки заземления РВ, ОПН и вторичных обмоток ИТ особенно сложно в КРУ, где это оборудование установлено в соседних ячейках. С другой стороны, очевидно, что это требование не лишено оснований, поскольку, как уже говорилось выше, напряжение на ЗУ в точках подключения к нему молниезащитных аппаратов чрезвычайно велико. Дело усугубляется тем, что, в отличие от всех прочих заземляемых проводников, проводники от вторичных обмоток измерительных трансформаторов заземляются в одной точке, а это способствует передаче высокого потенциала на входы микропроцессорных устройств защиты, измерения и учета. Причем применением экранированного кабеля проблема не решается. Следует также упомянуть, что в последние годы вышли несколько ГОСТов, относящихся к области перенапряжений в сетях до 1000 В, а различными фирмами широко рекламируются соответствующие устройства защиты от перенапряжений (УЗИП). В электроустановках с воздушными линиями 380/220 В их применение действительно целесообразно. На ПС 110/35/6(10) кВ также имеются потребители напряжением до 1000 В, причем весьма ответственные, - это системы собственных нужд 380/220 В, системы постоянного или переменного оперативного тока. Однако в них нет ВЛ 0,4 кВ, при этом они находятся в пределах общей системы уравнивания потенциалов и за пределы границ ПС не выходят. Тем не менее, с учетом вышесказанного о переходных процессах в высоковольтных сетях, вызванных токами молнии, и о протекании разрядных токов через ОПН, вопрос о целесообразности применения УЗИП в сетях собственных нужд подстанций требует дополнительного анализа.

Выводы

В тех случаях, когда при расчетах ЗУ ПС по методу напряжения прикосновения рассчитанное сопротивление в несколько раз превышает 0,5 Ом, следует учитывать возможность негативного влияния этого сопротивления на электромагнитную совместимость оборудования (перенапряжения, помехозащищенность и др.).

Конструкция ЗУ на ПС должна отвечать не только требованиям безопасности обслуживания, но также требованиям электромагнитной совместимости электрооборудования.

Необходимо разработать и утвердить (сертифицировать) в соответствующих организациях Минпромэнерго методику расчета импульсных помех на ПС вместе с рекомендациями по минимизации их воздействия на микропроцессорные устройства релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи.

Размещено на Allbest.ru