В электрических сетях принято использовать различные способы заземления нейтрали:
• глухое – способ заземления при котором нейтраль обмотки трансформатора (автотрансформатора) металлически присоединяется к заземляющему устройству;
• эффективное – нейтрали части элементов сети разземлены (отключены от ЗУ) посредством заземляющего ножа, при этом параллельно ЗН устанавливается разрядник;
• изолированное – нейтрали силового оборудования не имеют соединения с заземляющим устройством;
• заземление нейтрали через дугогасящий реактор – компенсация тока однофазного замыкания на землю;
• заземление нейтрали через сопротивление – резистивное заземление.
Для релейной защиты и автоматики сетей 6-35 кВ наиболее распространены последние три метода заземления: изолированное, подключение к ЗУ через дугогасящий реактор и резистивное. Для сетей 110 кВ и выше - глухое и эффективное заземление нейтрали.
Режим, когда нейтраль силового оборудования 6-35 кВ не имеет физического соединения с заземляющим устройством – изолирована, чаще всего применим в сетях 6-35 кВ, при этом, как правило, обмотки силового оборудования соединены в треугольник - нейтральная точка отсутствует физически. Особенностью данного типа заземления является возможность работы при однофазных замыканиях на землю, поскольку токи однофазного КЗ невелики и не вызывают повреждения оборудования. Но продолжительный режим работы при ОЗЗ имеет негативные последствия:
• Появление дуговых перемежающихся замыканий на землю, сопровождающихся повышением напряжения.
• Как следствие пробой изоляции в другой точке сети, в результате которого ОЗЗ переходит в двойное или многоместное ЗНЗ, характеризующееся высокими токами КЗ и сопровождающееся множественными отключениями.
• Опасность попадания людей и животных в зону растекания токов КЗ вблизи места ЗНЗ.
Еще одним негативным фактором является необходимость применения фазной изоляции способной выдерживать линейные напряжения без повреждения.
Согласно ПУЭ применение режима изолированной нейтрали ограничено в зависимости от тока ЗНЗ. Компенсация путем применения дугогасящих реакторов предусматривается при емкостных токах:
• более 30 А на напряжении 3-6 кВ;
• более 20 А на напряжении 10 кВ;
• более 15 А на напряжении 15-20 кВ;
• более 10 А в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ;
• более 5 А в схемах генераторного напряжения 6-20 кВ блоков «генератор–трансформатор».
Работа в режиме компенсированной нейтрали основана на снижении емкостного тока замыкания на землю до минимальных значений за счет подстройки величины индуктивности катушки, что уменьшает вероятность вторичных пробоев изоляции. К недостаткам относятся необходимость установки дополнительного силового оборудования – ячейки, трансформатора и ДГР, и использования специализированной автоматики подстройки реактора; сложность развития сети из-за ограниченных возможностей реактора; наличие токов высших гармоник и активной составляющей тока ОЗЗ, которые ДГР не компенсируются.
Резистивное заземление нейтрали может быть выполнено аналогично компенсации - путем установки в РУ 6-35 кВ ячейки, к которой присоединен специальный трансформатор со схемой соединения «звезда-треугольник» с включением в нейтраль «звезды» заземляющего резистора. Для сети 20 кВ, помимо указанного, встречаются примеры использования понижающего трансформатора 220(110)/20 кВ, обмотка НН которого соединена по схеме «звезда» с включением резистора в нейтраль.
Для выполнения указанных схем могут применяться высокоомные либо низкоомные резисторы.
Сопротивление высокоомного резистора выбирается равным емкостному сопротивлению сети. При этом ток в месте замыкания не превышает 10 А, что позволяет не отключать первое ЗНЗ, как и в сети с компенсированной нейтралью. На применение данного способа накладывается ограничение по применению в сетях с большими емкостными токами, для которых, как правило, применяется низкоомное заземление.
Сопротивление низкоомного резистора выбирается минимально возможным. При этом существует вероятность повышения токов ОЗЗ до значительных величин, вызывающих повреждение оборудования и самого резистора, что делает невозможным работу сети в режиме ОЗЗ – требуется отключение уже первого замыкания.
В любом случае использование резистивного заземления нейтрали позволяет избежать дуговых перенапряжений высокой кратности и как следствие многоместных повреждений в сети, феррорезонансных процессов и повреждений измерительных ТН. Кроме того, токи однофазного замыкания на землю увеличиваются, что позволяет токовой защите нулевой последовательности (ТЗНП) обнаружить поврежденное присоединение и при необходимости произвести его отключение. Например, согласно СТО ОАО «ФСК ЕЭС» 56947007-29.240.30.010-2008 для обеспечения селективности работы релейной защиты сопротивление заземляющего резистора выбирается таким, чтоб значение тока при однофазном замыкании в сети 20 кВ было не ниже 1000 А.
К недостаткам данного способа заземления нейтрали относятся дороговизна реализации и ограничения на развитие сети аналогичные методу с компенсацией емкостных токов.
Решение по комбинированному применению дугогасящих реакторов и резисторов, подключенных параллельно к нейтрали трансформатора присоединенного к шинам РУ 6-35 кВ, сочетает в себе преимущества вышеприведенных методов, но является наиболее дорогостоящим, потому на практике встречается редко.
Основными и наиболее распространенными КЗ сети 6-35 кВ являются однофазные замыкания на землю, способы их устранения зависятв первую очередь от режима заземления нейтрали.
Как говорилось ранее, при изолированной или компенсированной схеме быстродействующее отключение ОЗЗ не требуется, токовые защиты нечувствительны или неселективны, защиты по повышению напряжения нулевой последовательности также могут только сигнализировать о наличии ЗНЗ. Зачастую, для определения поврежденного фидера используются специализированные централизованные устройства, например, УСЗ-3М, сравнивающее измерения токов высших гармоник от ТТ НП всех отходящих линий поочередно и позволяющее выявить устойчивое замыкание.
При резистивно-заземленной нейтрали токовые защиты нулевой последовательности позволяют определить поврежденный фидер, необходимость отключения выключателя определяется уровнем токов ОЗЗ.
Из-за пробоя изоляции однофазные замыкания на землю могут переходить в двойные или множественные, характеризующиеся повышением токов замыкания за счет появления контура их протекания. Аналогичным повышением токов сопровождается появление ОЗЗ в другой точке сети не вызванное более ранним повреждением. Кроме того, в сетях 6-35 кВ не исключены двух- и трехфазные замыкания, сопровождающиеся еще более существенным повышением токов.
В качестве защиты от вышеперечисленных видов замыкания используется максимальная токовая защита. Современные технологии позволяют выполнить МТЗ с временем срабатывания зависимым от протекающего тока, указанная зависимость задается определенными характеристиками и позволяет увеличить быстродействие защиты.
Для повышения чувствительности токовых защит дополнительно могут применяться критерии пуска по снижению напряжения основной гармоники или по повышению напряжения обратной последовательности.
Состав защит конкретного присоединения зависит не только от режима сети, но и от его типа.
В большинстве случаев в качестве основной защиты отходящей линии используется токовая отсечка без выдержки времени – ступень МТЗ, охватывающая около 80% защищаемого участка сети.
Токовая отсечка с выдержкой времени может быть применена в качестве защиты ближнего резервирования, ее уставка по току выбирается из условия охвата шин нижестоящей подстанции, уставка по времени отстраивается от ТО смежной линии. В сетях 6-35 кВ применяется довольно редко из-за сложности обеспечения селективности в разветвленной сети и коротких участков ЛЭП.
Еще одна ступень МТЗ используется в качестве защиты дальнего резервирования, ее задача - обеспечить чувствительность на конце защищаемого участка, при этом уставка по току отстраивается от нагрузочного режима и тока самозапуска двигателей, выдержка срабатывания выбирается по ступенчатому принципу отстройкой от МТЗ нижестоящих участков сети и в разветвленных сетях может достигать значения более 1-2 сек.
Функция автоматического ускорения используется для увеличения быстродействия РЗ при включении выключателя на неустраненное повреждение. В качестве ускоряемой ступени используется чувствительная МТЗ, для которой на время включения вводится уменьшенная выдержка по времени.
На практике также распространено применение одной из чувствительных ступеней МТЗ в качестве защиты от перегрузки, действующей на сигнал.
Набор функций терминала защит трансформаторов собственных нужд, ДГР и резистора выполняется аналогичным комплекту РЗ отходящей линии и может быть дополнен защитами с зависимыми времятоковыми характеристиками, приемом сигналов от датчиков температуры и специализированных устройств контроля, поставляемых комплектно с трансформатором.
В качестве комплекта защит основного и резервного ввода питания секции шин (вводного и секционного выключателей) также используются чувствительная МТЗ с выдержкой времени и защита от перегрузки.
Кроме того, на базе максимальных токовых защит отходящих присоединений и вводов питания выполняется логическая защита шин, относящаяся к основным защитам с абсолютной селективностью. Принцип действия ее основан на приеме сигналов пуска МТЗ отходящих фидеров устройствами защит ВВ и СВ. При наличии пусков от линий чувствительные ступени МТЗ вводов питания срабатывают с выдержкой времени - работают в режиме дальнего резервирования. Отсутствие сигналов МТЗ фидеров свидетельствует о КЗ выше зоны их чувствительности - на выключателях и шинах, что позволяет МТЗ ВВ и СВ произвести отключение секции шин без выдержки времени.
Дуговые защиты используются в качестве дополнительных основных защит. В зависимости от проекта и потребностей заказчика, ДЗ могут выполняться:
• неселективными – отключение секции шин полностью при обнаружении дугового замыкания в любом из отсеков КРУ;
• избирательными - отключение выключателя фидера при обнаружении ДЗ в кабельном отсеке, отключение секции целиком при обнаружении дуги в отсеках шин любой из ячеек и выключателей отходящих линий, отключение питания по высокой стороне трансформатора при обнаружении ДЗ в отсеке выключателя или кабельного ввода ВВ.
До недавнего времени в качестве критерия обнаружения дугового замыкания использовались клапаны, устанавливаемые в каждом отсеке ячейки и реагирующие на изменение давления в замкнутом объеме, такое решение было малоэффективным из-за сложности настройки клапанов, реагирования их на перепады давления, не вызванные ДЗ (например, хлопок двери), и малой ремонтопригодности механической части клапанов. Большинство современных устройств дуговой защиты реагируют на вспышки света, сопровождающие замыкания, что делает их более чувствительными и позволяет устанавливать не только в ячейках с замкнутыми объемами, но и в камеры КСО и на открытые шинопроводы.
Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ) предназначено для ближнего резервирования в случае неотключения повреждения на защищаемом участке. Пуск УРОВ осуществляют все ступени защит, действующие на отключение, при этом алгоритм функции производится анализ состояния выключателя по контактам его положения и наличию тока в защищаемом присоединении. Время действия данной функции выбирается примерно равным собственному времени отключения выключателя, при этом первое воздействие зачастую осуществляется на «свой» выключатель. По истечении выдержки времени УРОВ отходящих линий воздействуют в шинку отключения вводного и секционного выключателей своей секции, при несрабатывании СВ производится действие на ВВ прилегающих секций, УРОВ вводного выключателя воздействует на отключение высокой стороны питающего трансформатора.
Автоматика управления выключателем (АУВ), как видно из названия, выполняет функцию управления выключателем. В современных микропроцессорных устройствах АУВ является не только промежуточным механизмом между кнопками включения/отключения или органами релейной защиты и автоматики, но и анализирует источник появления команды, тем самым позволяет ограничить одновременное поступление команд из разных источников – разделить местное и дистанционное управление или исключить подачу оперативной команды в цикле работы РЗ, а также, при использовании АРМ или ИЧМ, проконтролировать уровень доступа пользователя и исключить случайное воздействие на выключатель. Кроме того, алгоритмы АУВ позволяют контролировать состояние самого выключателя, не только в текущем моменте, например, готовность привода, но и путем подсчета циклов включения-отключения, количества аварийных отключений, неуспешных АПВ и пр., прогнозировать необходимость выполнения обслуживания выключателя.
Еще одним видом применяемой для релейной защиты и автоматики сетей 6-35 кВ является автоматическое повторное включение (АПВ). При неустойчивых (самоустранившихся) КЗ на воздушных ЛЭП автоматическое повторное включение сокращает время перерывов энергоснабжения потребителя тем самым повышая надежность энергоснабжения. Запуск функции производится по несоответствию отсутствия команды на отключение и отключенного положения выключателя – неоперативному отключению. АПВ выполняется одно- или двухкратным, то есть при неудачном включении многократное действие блокируется до ручного восстановления схемы дежурным персоналом.
Для сокращения перерывов электропитания потребителя также применяются схемы автоматического включения резерва (АВР). В общем случае для шин 6-35 кВ данный алгоритм выполняется следующим образом:
1. Пропадание напряжения на секции шин фиксируется защитой минимального напряжения.
2. Алгоритм АВР анализирует отсутствие срабатывания защит вводного выключателя и его включенное положение, из чего следует, что произошло отключение питания по высокой стороне трансформатора или на вышестоящем РУ.
3. АВР производит отключение вводного выключателя, чтобы избежать подачи напряжения на поврежденный участок сети, и подает команду на включение секционного выключателя для питания своей секции шин от ввода смежной секции.
Алгоритм АВР как правило дополняется контролем наличия напряжения на смежной секции от функции контроля напряжения терминалов в ячейке ТН или СВ.
При наличии отдельных измерительных трансформаторов напряжения на вводе на секцию АВР может быть дополнен функцией восстановления нормального режима. Терминал защит ВВ подключается в указанному ТН и при появлении на нем напряжения нормального режима после АВР производит отключение секционного выключателя и включение основного ввода питания. ВНР позволяет в автоматизированном режиме восстановить нормальную схему работы, снизить перегрузку силового оборудования и также повысить надежность снабжения конечного потребителя.
Указанный состав защит не является полным, существует множество других типов РЗиА, применяемых как отдельные функции и в комплексе с вышеперечисленными, их выбор определяется типом присоединенной нагрузки, разветвленностью и режимами работы сети, а также требованиями по надежности энергоснабжения. Анализ каждого конкретного случая подразумевается на этапе выполнения проектной документации и расчета уставок, на основании которых и производится подбор применяемых функций и требований к устройствам, их осуществляющих.
