Лінії електропередачі, КРИЧУ, ЗРУ, розподільні пристрої і підстанції захищаються від прямих ударів блискавки і хвиль грозяних перенапружень, що набігають з лінії електропередачі. Захист будівель ЗРУ і закритих підстанцій, а також розташованих на території підстанцій будівель і споруд (маслогосподарства, електролізною резервуарів з горючими рідинами або газами і тому подібне) виконується в відповідності зі встановленими вимогами.

При прийманні після монтажу пристроїв грозозахисту Споживачеві повинна бути передана наступна технічна

документація: технічний проект грозозахисту, затверджений в відповідних органах, узгоджений з тією, що енергозабезпечуеться організацією і інспекцією протипожежної охорони;

акти випробування вентильних розрядників і нелінійних обмежувачів напруги до і після їх монтажу;

акти на установку трубчастих розрядників;

протоколи вимірювання опорів заземлення розрядників і громовідводів.

У Споживачів повинні зберігатися наступні систематизовані дані:

про розстановку вентильних і трубчастих розрядників і захисних проміжках (типи розрядників, відстані до того, що захищається устаткування), а також про відстані від трубчастих розрядників до лінійних роз'еднувачів і вентильних розрядників;про опір заземлювачів опор, на яких встановлені засоби грозозахисту, включаючи троси;про опір грунту на підходах ліній електропередачі до підстанціям;про перетини ліній електропередачі з іншими лініями електропередачі, зв'язки і автоблокування, відгалуженнях від ВЛ лінійних кабельних вставках і про інші місця з ослабленою ізоляцією.На кожне КРИЧУ повинні бути складені контури захисних зон громовідводів, прожекторних щогл, металевих і залізобетонних конструкцій, в зони яких потрапляють відкриті токоведучі частини.

Підвіска проводів ВЛ напругою до 1000 В (освітлюваних, телефонних і тому подібне) на конструкціях КРИЧУ, окремо стрижньових громовідводах, що стоять, прожекторних щоглах, димових трубах і градирнях і підведення цих ліній до вказаних споруд а також підведення цих ліній до вибухонебезпечних приміщень не допускаються.

Вказані лінії повинні виконуватися кабелями з металевою оболонкою в землі. Оболонки кабелів повинні бути заземлені. Підведення ліній до вибухонебезпечних приміщень повинне бути виконана з обліком вимог інструкції, що діє, по пристрою грозозахисти будівель і споруд.

Щорічно перед грозовим сезоном повинна проводитися перевірка стану захисту від перенапружень розподільних пристроїв і ліній електропередачі і забезпечуватися готовність захисту від грозових і внутрішніх перенапружень.

У Споживачів повинні реєструватися випадки грозяних відключень і пошкоджень ВЛ, устаткування РУ і ТП. На підставі отриманих даних повинні проводитися оцінка надійності грозозахисти і розроблятися у разі потреби заходи щодо підвищення її надійності.

При установці в РУ нестандартних апаратів або устаткування необхідна розробка відповідних грозозахисних заходів.

1.2Вентильні розрядники

Вентильні розрядники і обмежувачі перенапружень всієї напруги повинні бути постійно включені.

У КРИЧУ допускається відключення на зимовий період (або окремі його місяці) вентильних розрядників, призначених тільки для захисту від грозових перенапружень в районах з ураганним вітром ожеледдю, різкими змінами температури і інтенсивним забрудненням. Профілактичні випробування вентильних і трубчастих розрядників, а також обмежувачів перенапружень винні проводитися відповідно до норм випробувань електроустаткувань.

1.3. Трубчасті розрядники.

Трубчасті розрядники і захисні проміжки винні оглядатися при обходах ліній електропередачі. Спрацьовування розрядників наголошується в обхідних листах. Перевірка трубчастих розрядників із зняттям з опор проводиться 1 раз на 3 роки.

Верховий огляд без зняття з опор, а також додаткові огляди і перевірки трубчастих розрядників, встановлених в зонах інтенсивного забруднення, повинні виконуватися відповідно до вимогами місцевих інструкцій.

Ремонт трубчастих розрядників повинен виконуватися по мірі необхідності залежно від результатів перевірок і оглядів. Огляд засобів захисту від перенапружень на підстанціях повинен проводитися:

у установках з постійним чергуванням персоналу в час чергових обходів, а також після кожної грози, що викликала роботу релейного захисту на ВЛ, що відходять; у установках без постійного чергування персоналу - при оглядах всього устаткування.

На ВЛ напругою до 1000 В перед грозовим сезоном вибірково по розсуду відповідального за електрогосподарство Споживача повинна перевірятися справність заземлення крюків і штирів ізоляторів, встановлених на залізобетонних опорах, а також арматури цих опор. За наявності нульового дроту контролюється також занулення цих елементів.

На ВЛ, побудованих на дерев'яних опорах, перевіряються заземлення і занулення крюків і штирів ізоляторів на опорах що мають захист від грозових перенапружень, а також там, де виконано повторне заземлення нульового дроту.

У мережах з ізольованою нейтраллю або з компенсацією ємкісних струмів допускається робота повітряних і кабельних ліній електропередачі із замиканням на землю до усунення пошкодження.

При цьому до відшукання місця пошкодження на ВЛ, що проходять в населеній місцевості, де виникає небезпека поразки струмом людей і тварин, слід приступити негайно і ліквідовувати пошкодження в найкоротший строк.

За наявності в мережі в даний момент замикання на землю відключення дугогасильних реакторів не допускається. У електричних мережах з підвищеними вимогами за умовами електробезпеки людей (організації гірничорудної промисловості, торфорозробки і т.п.) робота з однофазним замиканням на землю не допускається. У цих мережах всі лінії, що відходять від підстанції, повинні бути обладнані захистами від замикань на землю.

У мережах генераторної напруги, а також в мережах, до яким підключені електродвигуни високої напруги, при появі однофазного замикання в обмотці статора машина винна автоматично відключатися від мережі, якщо струм замикання на землю перевищує 5 А. Якщо струм замикання не перевищує 5 А, допускається робота не більше 2 ч, після закінчення яких машина повинна бути відключена. Якщо встановлено, що місце замикання на землю знаходиться не в обмотці статора, по розсуду технічного керівника Споживача допускається робота машини, що обертається, з замиканням в мережі на землю тривалістю до 6 ч.

Компенсація ємкісного струму замикання на землю дугогасильними реакторами повинна застосовуватися при ємкісних струмах що перевищують наступні значення:

Номінальна напруга мережі, кв 6 10 15 - 20 35 і вище

Ємкісний струм замикання на землю, А 30 20 15 10

У мережах напругою 6 - 35 кв з ВЛ на залізобетонних і металевих опорах дугогасильними апарати застосовуються при ємкісному струмі замикання на землю більше 10 А.

Робота мереж напругою 6 - 35 кв без компенсації ємкісного струму при його значеннях, що перевищують вказані вище, не допускається.

Для компенсації ємкісного струму замикання на землю в мережах повинні використовуватися заземляючі дугогасильні реактори з автоматичним або ручним регулюванням струму.

Вимірювання ємкісних струмів, струмів дугогасильні реакторів, струмів замикання на землю і напруги зсуву нейтралі винні проводитися при введенні в експлуатацію дугогасильних реакторів і при значних змінах режимів роботи мережі, але не рідше за 1 раз в 6 років.Потужність дугогасильних реакторів повинна бути вибрана по ємкісному струму мережі з урахуванням її перспективного розвитку. Заземляючі дугогасильні реактори повинні встановлюватися на підстанціях, пов'язаних з мережею, що компенсується, не менше чим двома лініями електропередачі. Установка реакторів на тупикових підстанціях не допускається.

Дугогасильні реактори повинні підключатися до нейтралей трансформаторів через раз'єднувачів.

Для підключення дугогасильних реакторів, як правило, винні використовуватися трансформатори з схемою з'єднання обмоток "зірка-трикутник".

Підключення дугогасильних реакторів до трансформаторів захищеним плавкими запобіжниками, не допускається.

Введення дугогасильного реактора, призначене для заземлення повинен бути сполучений із загальним заземляючим пристроєм через трансформатор струму. Дугогасильні реактори повинні мати резонансну настройку.

Допускається настройка з перекомпенсацією, при якій реактивна складова струму замикання на землю повинна бути не більше 5 А, а ступінь розладу - не більше 5%. Якщо встановлені у мережі напругою 6 - 20 кв дугогасильні реактори мають велику різниця струмів суміжних відгалужень, допускається настройка з реактивною складовою струму замикання на землю не більше 10 А. У мережах напругою 35 кв при ємкісному струмі менше 15 А допускається ступінь розладу не більше 10%. Застосування настройки з недокомпенсацією допускається тимчасово за умови, що аварійно виникаючі не симетрії ємкостей фаз мережі (наприклад, при обриві дроти) приводять до появи напруги зсуву нейтралі, не що перевищує 70% фазної напруги.

У мережах, що працюють з компенсацією ємкісного струму напруга не симетрії повинна бути не вище 0,75% фазного напруга.

За відсутності в мережі замикання на землю напруга зсуву нейтралі допускається не вище 15% фазної напруги тривало і не вище 30% протягом 1 ч.

Зниження напруги не симетрії і зсуву нейтралі до вказаних значень повинно бути здійснено вирівнюванням ємкостей фаз мережі щодо землі (зміною взаємного положення фазних проводів, розподілом конденсаторів високочастотного зв'язку між фазами ліній).При підключенні до мережі конденсаторів високочастотного зв'язку і конденсаторів грозозахисту машин, що обертаються, повинна бути перевірена допустимість не симетрії ємкостей фаз щодо землі. Пофазниє включення і відключення повітряних і кабельних ліній електропередачі, які можуть приводити до напруги зсуву нейтралі, що перевищує вказані значення, не допускаються.У мережах напругою 6 - 10 кв, як правило, винні застосовуватися плавно регульовані дугогасильні реактори з автоматичною настройкою струму компенсації.

При застосуванні дугогасильних реакторів з ручним регулюванням струму показники настройки повинні визначатися по вимірникові розлади компенсації. Якщо такий прилад відсутній, показники настройки повинні вибиратися на підставі результатів вимірювань струмів замикання на землю, ємкісних струмів, струму компенсації з обліком напруги зсуву нейтралі.У установках з вакуумними вимикачами, як правило повинні бути передбачені заходи щодо захисту від комутаційних перенапружень. Відмова від захисту від перенапружень повинна бути обгрунтований. Споживач, що харчується від мережі, що працює з компенсацією ємкісного струму, повинен своєчасно повідомляти оперативний персонал енергосистеми про зміни в своїй схемі мережі для перебудови дугогасильних реакторів. На підстанціях напругою 110 - 220 кв для запобігання виникненню перенапружень від мимовільних зсувів нейтралі або небезпечних ферорезонансних процесів оперативні дії повинні починатися із заземлення нейтралі трансформатора, що включається в ненавантажену систему шин з трансформаторами напруги НКФ-110 і НКФ-220.

Перед відділенням від мережі ненавантаженої системи шин з трансформаторами типу НКФ-110 і НКФ-220 нейтраль того, що живить трансформатора повинна бути заземлена.

Розподільні пристрої напругою 150 - 220 кв з електромагнітними трансформаторами напруги і вимикачами контакти яких шунтовані конденсаторами, повинні бути перевірені на можливість виникнення ферорезонансних перенапружень при відключеннях систем шин. При необхідності повинні бути прийняті заходи до запобігання ферорезонансним процесам при оперативних і автоматичних відключеннях.

У мережах і на приєднаннях напругою 6 - 35 кв у випадку необхідності повинні бути прийняті заходи до запобігання ферорезонансних процесів, зокрема мимовільних зсувів нейтралі.

Невживані обмотки нижчої (середнього) напруги трансформаторів і автотрансформаторів повинні бути сполучені в зірку або трикутник і захищені від перенапружень.

Захист не потрібний, якщо до обмотки нижчої напруги постійно підключена кабельна лінія електропередачі завдовжки не менше 30 м.

У інших випадках захист невживаних обмоток нижчого і середньої напруги повинна бути виконана заземленням однієї фази або нейтралі або вентильними розрядниками або обмежувачами перенапруження, приєднаними до виведення кожної фази.

У мережах напругою 110 кв розземленя нейтралі обмоток напругою 110 кв трансформаторів, а також логіка дії релейного захисту і автоматики повинні бути здійснені так, щоб при різних оперативних і автоматичних відключеннях не виділялися ділянки мережі без трансформаторів з заземленими нейтралями.

Захист від перенапружень нейтралі трансформатора з рівнем ізоляції нижчі, ніж у лінійних введень, повинна бути здійснена вентильними розрядниками або обмежувачами перенапружень.

У мережах напругою 110 кв при оперативних перемиканнях і в аварійних режимах підвищення напруги промислової частоти (50 Гц) на устаткуванні повинно бути в межах значень, приведених в табл. П.4.1 (Додаток 4). Вказані значення розповсюджуються також на амплітуду напруги утвореного накладенням на синусоїду 50 Гц складових інший частоти.

1.4 Захист електронних пристроїв від перенапруг.

Для захисту радіоелектронного устаткування традиційно застосовують плавкі запобіжники. Зазвичай в них використовують тонкі неізольовані провідники перетину, що калібрується, розраховані на заданий струм перегорання. Найнадійніше ці пристосування працюють в ланцюгах змінного струму підвищеної напруги. З пониженням робочої напруги ефективність їх застосування знижується. Обумовлено це тим, що при перегоранні тонкого дроту в ланцюзі змінного струму виникає дуга, що розпилює провідник. Граничною напругою, при якій може виникнути така дуга, вважається напруга 30...35 B. При низьковольтному живленні відбувається просто плавлення провідника. Процес цей займає триваліший час, що у ряді випадків не рятує сучасні напівпровідникові прилади від пошкодження.

Проте, плавкі запобіжники і понині широко використовують в низьковольтних ланцюгах постійного струму, там, де від них не вимагається підвищена швидкодія.

Там, де плавкі запобіжники не можуть ефективно вирішити задачу захисту радіоелектронного устаткування і приладів від струмових перевантажень, їх можна з успіхом використовувати в схемах захисту електронних пристроїв від перенапруження.

Принцип дії цього захисту простий: при перевищенні рівня живлячої напруги спрацьовує ступіневий пристрій, що влаштовує коротке замикання в ланцюзі навантаження, в результаті якого провідник запобіжника плавиться і розриває ланцюг навантаження.

Метод захисту апаратури від перенапруження за рахунок примусового перепалювання запобіжника, звичайно, не є ідеальним, але набув достатньо широкого поширення завдяки своїй простоті і надійності. При використанні цього методу і вибору оптимального варіанту захисту варто враховувати, наскільки швидкодіючим повинен бути автомат захисту, чи варто перепалювати запобіжник при короткочасних кидках напруги або ввести елемент затримки спрацьовування. Бажано також ввести в схему індикацію факту перегорання запобіжника.

Простий захисний пристрій, що дозволяє врятувати радіоелектронну схему, що захищається, показаний на мал. 1. При пробої стабілітрона включається тиристор і шунтує навантаження, після чого перегорає запобіжник. Тиристор повинен бути розрахований на значний, хоча і короткочасний струм. У схемі абсолютно не допустиме використання сурогатних запобіжників, оскільки інакше можуть одночасно вийти з ладу як схема, що захищається, так і джерело живлення, і само захисний пристрій.

2. АНАЛІЗ СПОСОБІВ РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ В СИСТЕМАХ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ДЛЯ ЗАХИСТУ СПОЖИВАЧИВ ЕЛЕКТРИЧНОИ ЕНЕРГИИ.

2.1. Необхідність регулювання напруги в системах електропостачання

Основними функціями пристроїв автоматичного регулювання режиму

електроенергетичної системи є:

- підтримка на заданому рівні частоти в енергосистемі і напруг у вузлових точках як у нормальному, так і в після аварійному режимах, що сприяє підвищенню якості електроенергії. Це забезпечується за рахунок автоматичного регулювання напруги в електричних мережах, а також автоматичного регулювання порушення і частоти синхронних генераторів електричних станцій;

- економічно вигідний розподіл активних і реактивних навантажень
між паралельно працюючими агрегатами електричних станцій і підтримка
оптимального складу працюючих агрегатів з метою забезпечення резерву потужності в системі;

- підвищення надійності роботи системи електропостачання шляхом запобігання порушень нормального режиму і прискорення ліквідації виникаючих аварійних ситуацій;

- забезпечення безперебійності електропостачання електроприймачів за рахунок рівнобіжної роботи перетворювачів автоматизованих систем гарантованого електропостачання.

Автоматизація систем електропостачання усе в більшому ступені починає будуватися на кібернетичних принципах з виробленням законів оптимального керування і використанням керуючих обчислювальних машин.

Основу систем електропостачання об'єктів вузлових станцій різного призначення складають широко розгалужені повітряні чи кабельні електричні мережі напругою 35, 10 чи 6 кВ.

Через велику довжину цих мереж напруга в споживача, якщо не застосовувати додаткових заходів, буде відрізнятися від номінального плавно регулювати напругу в електричній мережі, а не східчасте, як у випадку застосування конденсаторів і реакторів.

Як компенсуючі пристрої можуть застосовуватися також випрямлячі з випереджальним кутом зрушення фаз струму щодо напруги і статичні керовані пристрої, що компенсують, на базі вентильних і феромагнітних елементів.

Регулювання напруги в електричній мережі даним способом можливо лише при наявності резерву реактивної потужності в системі. Тому застосування пристроїв, що компенсують, ефективно навіть при наявності інших регулюючих засобів.

Як випливає з рис. 1.4,б,в,г, установка пристроїв, що компенсують, як засобів регулювання поблизу електроприймачів одночасно зменшує передану по електромережах реактивну потужність, що приводить до розвантаження електричної станції і мережі, підвищенню коефіцієнта потужності (cos ц2 > cos ц1). При цьому поліпшується економічний режим роботи системи електропостачання, що є великою перевагою розглянутого способу.

Автоматизація регулювання напруги в електричних мережах дозволить забезпечити необхідну якість напруги на шинах споживачів і створити необхідні умови для економічної передачі електричної енергії з найменшими витратами реактивної і втратами активної потужності. Це забезпечить, у свою чергу, економію паливно-енергетичних ресурсів.

2.2Системи гарантованого електро постачання

Сьогодні можна з упевненістю сказати, що відношення українських споживачів до структури системи гарантованого електроживлення кардинально міняється. Відбувається перехід від рішень з локальними ІБП, в кожній крапці що вимагає резервування до великих систем, що забезпечують комплексний захист всього устаткування. Це, у свою чергу, викликало значне збільшення потужності задіяного в проектах устаткування. Крім того, поступово здійснюється перехід на технологічно досконаліші online-системы.

Чинником збільшення попиту на високотехнологічні системи гарантованого енергопостачання стала зміна потреб компаній: ростуть обчислювальні потужності, яким потрібно більше якісного електроживлення, міняється і культура і відношення замовників до даного устаткування в цілому. Якщо раніше акцент робився на захист на рівні «робочих місць» і забезпечення серверної кімнати без особливої уваги до систематизації, то зараз все більше уваги приділяється комплексним системам, що дозволяють вирішувати складні завдання на рівні підприємств.

На сьогоднішній день комплексні відмовостійкі системи безперебійного енергоживлення найбільш затребувані в таких областях діяльності:

Банки і фінансові інститути: системи гарантованого електропостачання необхідні в банковій сфері для безперебійної роботи платіжних систем і забезпечення безперервного контролю над фінансовими операціями, СГЕ у фінансовій сфері є одним з елементів збереження засобів тисяч клієнтів.

Державний сектор: структури, від роботи яких залежить безпека громадян, повинні бути забезпечені захистом від збоїв електроживлення. Серед них - Міністерство Надзвичайних ситуацій, пожежні і рятувальні служби, Міністерство транспорту і зв'язку, Національний банк, служба соціального страхування, пенсійний фонд.

Телекомунікаційні компанії: енергетична незалежність телекомунікаційних компаній є заставою їх безперебійної цілодобової роботи, на якій у свою чергу побудована функціональність клієнтських систем, - необхідність в СГЕ в цій галузі очевидна.

Дата-центри: цінність інформації визначається її доступністю - саме тоді, коли вона необхідна. Так, щоб не бути залежним від зовнішніх обставин, дата-центри встановлюють собі могутні агрегати безперебійного живлення.

Промислові підприємства: безперервну роботу виробничих циклів в різних галузях промисловості використовуючих АСУТП для управління технологічними процесами, може гарантувати тільки автономне енергозабезпечення відповідального об'єкту.

Транспорт: транспортні компанії відносяться до ряду відповідальних споживачів електроенергії, оскільки є гарантією стабільної роботи багатьох служб і різних підприємств, саме тому вони не повинні залежати від зовнішніх електросистем.

Медичні установи: державні і приватні лікарні, станції переливання крові, пункти невідкладної медичної допомоги - об'єкти, на яких в першу чергу повинні бути виключені проблеми з електроживленням і встановлені системи гарантованого електропостачання

В даний час реалізуються дві основні схеми СГЕ: розподілена і централізовано-змішанна. Для всіх об'єктів, що знов будуються або реконструюються, найбільш відповідним рішенням є схема централізовано-змішаного захисту локальних обчислювальних мереж/систем (ЛВС). У випадках, якщо реконструкція системи електропостачання не виконується, або при значних технічних складнощах реалізації схеми централізовано-змішаного захисту як тимчасове рішення допустиме виконання схеми розподіленого захисту.

3ограніченіє перенапружень. Відбувається за рахунок створення шляху стікання зарядів ємкостей здорових фаз на землю через активний опір, включений в нейтраль спеціального приєднувального трансформатора.

У роботі передбачається доповнити схему заміщення для точнішого моделювання процесів, що протікають при однофазних замиканнях на землю. Це у свою чергу спричинить збільшення кількості диференціальних рівнянь, але при цьому з'явиться можливість враховувати струми від двигунів власних потреб в місці замикання. Облік впливу двигунів дозволить більш вибрати уставки спрацьовування релейного захисту для її надійної і селективної дії при виникненні пошкодження.

Окрім цього наявність в схемі нелінійних елементів, наприклад, оксидно-цинкових активних опорів (ОПН) і вимірювального трансформатора напруги з нелінійною характеристикою, приводить до необхідності обліку їх параметрів, які є функціями від величин, залежних від режиму роботи системи. У програмі ці нелінійні характеристики задаються за допомогою умовних операторів, що реалізовують таким чином кусочно-лінійну апроксимацію. Це не може не привести до деякої погрішності при проведенні досліджень. Тому в роботі також ставиться завдання апроксимації нелінійних характеристик за допомогою методу найменших квадратів, що більшою мірою відповідає фізиці процесів, що протікають в схемі.

Проте на цьому перелік невирішених питань не вичерпується, оскільки при виборі режиму нейтралі для кожної конкретної мережі повинні враховуватися її специфічні особливості, зокрема: її параметри, стан ізоляції, категорія споживачів, наявність засобів захисту від замикань на землю, вимоги до електробезпеки і так далі Саме тому з'являються нові перспективи дослідження в роботі.

2.3 СПОСОБИ ПОКРАЩЕНЯ РОБОТИ РОЗПОДІЛЬЧИХ МЕРЕЖ

1. Основною причиною високої ушкоджености електроустаткування в мережах середнього класу напруги є дугові перенапруження, що виникають при переміжному характері горіння дуги в місці пробою фазної ізоляції на землю.

2. Проблема підвищення надійності роботи розподільних мереж напругою 6-10 кв складається з цілого комплексу завдань, ефективне вирішення яких може бути знайдене для кожної конкретної мережі індивідуально з урахуванням характерних її особливостей на основі комбінованого використання засобів релейного захисту, вдосконалення режиму заземлення нейтралі, застосування обмежувачів серії ОПН з різними порогами обмеження і системи швидкого і автоматичного шунтування пошкодженої фази.

3. Ефективне вирішення проблеми підвищення надійності роботи розподільних мереж напругою 6-10 кв може бути знайдено на основі проведення великого об'єму наукових і експериментальних досліджень.Обмеження перенапружень в системі власних потреб здійснюється за рахунок підключення до збірних шин нелінійних оксидно-цинкових активних опорів типу ОПН-КС-6/47. Останні забезпечують глибоке обмеження перенапружень до рівня 2uф. Проте їх недоліком є низька термічна стійкість, оскільки допустимий час роботи складає порядка 2 з в режимі однофазного замикання на землю в мережі 6 кв. У зв'язку з цим запропоновано в ланцюзі нейтралі фазних ОПН, сполучених в зірку (ріс.1), підключити однополюсний вимикач, через який відбувається з'єднання нейтралі ОПН із землею. При цьому між шунтуючими вимикачами Км1-км3 і вимикачем нейтралі ОПН Км0 виконується блокування, яке при включенні будь-якого з шунтуючих вимикачів автоматично відключає вимикач нейтралі Км0 і переводить два послідовно сполучених ОПН на підключення до лінійної напруги, чим обмежується їх час роботи при однофазному замиканні на землю.

Придушення перенапружень в мережі з моменту початку горіння дуги до моменту шунтування пошкодженої фази однополюсним контактором (Км1-км3) успішно можна здійснювати обмежувачами перенапружень типу ОПН, включеними по пропонованій схемі (ріс.1) для здійснення термостабільності. Це дозволяє відмовитися від установки в мережі додаткового устаткування (приєднувального трансформатора і бетелових резисторів) і, крім того, реалізація такого технічного рішення обмежує тривалість існування дугових замикань і супутніх ним перенапружень часом порядка 0,5 з до моменту включення шунтуючого контактора.

В умовах відсутності в даний час надійних засобів захисту мереж 6кв власних потреб електростанцій від наслідків однофазних замикань на землю, ведеться пошук ефективного вирішення проблеми підвищення надійності роботи електроустаткування, що полягає в оптимізації і управлінні режимом нейтралі мережі для забезпечення максимального обмеження амплітуди і тривалості всіх можливих в експлуатації підвищень напруги і зниження теплових втрат в місці пробою ізоляції. Для вирішення поставленого завдання найбільш раціональним є використання математичної моделі, яка дозволяє оцінити можливий рівень перенапружень в мережі з урахуванням її реальних параметрів, а також ефективність застосування того або іншого технічного рішення.

Особливістю моделі є можливість аналізу однофазних глухих і дугових замикань на землю не тільки поблизу збірних шин, але і в індуктивних обмотках двигунів, трансформаторів, а також замикань за наявності зсуву нейтралі, викликаного не симетрією навантаження. На ріс.3 приведена схема заміщення мережі власних потреб електростанції і стрілками показані шляхи протікання струмів в нормальному режимі. Дана мережа представлена зосередженими параметрами: фазними і міжфазними ємкостями і активними опорами, взаємоіндукцією між фазами. Джерело живлення і спеціальний приєднувальний трансформатор включені в схему відповідними фазними індуктівностями розсіяння і активними опорами. Високовольтні двигуни введені в схему заміщення фазними надперехідними індуктівностями розсіяння і активними опорами. У нейтраль приєднувального трансформатора включені струмообмежувальний резистор і реактор. Ланцюг замикання фази на землю в обмотці двигуна імітується ємкістю і активним опором дуги. Схема описується системою диференціальних рівнянь щодо невідомих контурних струмів і напруги у вузлах. У операторній формі ця система має вигляд: Аналіз отриманих результатів дозволяє зробити вивід про те, що наявність особливостей в характері перехідних процесів в мережі з резистивною заземленою нейтраллю, де частотні параметри струму і напруги можуть мінятися в широких межах, може бути причиною того, що широко поширені в даний час в мережах власних потреб електростанцій реле РТЗ-51 (РТЗ-50, РТ-40/0,2) в умовах частих пробоїв, що повторюються, так званих клювків, не встигають успішно спрацювати, і можуть знаходитися в такому стані тривалий час навіть при великих струмах замикання на землю. Хоча і невеликі по величині, але перенапруження, що тривало діють в цьому випадку, можуть викликати пошкодження електроустаткування мережі. Виходячи з викладеного, можна укласти, що резистивне заземлення нейтралі мережі власних потреб електростанцій не виключає можливості пошкодження електроустаткування в умовах нестійкого горіння дуги, що і підтверджується в експлуатації.

До недоліків заземлення резистора нейтралі мережі 6 кв слід також віднести низьку термічну стійкість бетелового резистора при його величині 100-400 Ом, оскільки допустима тривалість замикання при цьому не перевищує 1,2 хвилин. Після закінчення цього часу приєднувальний трансформатор, в нейтраль якого включений резистор, повинен бути відключений і мережа переводиться в режим з ізольованою нейтраллю зі всіма властивими нею недоліками.

Найпоширенішим в даний час методом запобігання аварійним наслідкам від однофазних замикань в даних мережах є заземлення нейтралі мереж через настроєних індуктивності (ДГК), які, зберігаючи переваги мереж з ізольованою нейтраллю, покликані поліпшити умови роботи електроустаткування при однофазних замиканнях на землю. Таке поліпшення передбачається за рахунок істотного зниження швидкості відновлення напруги на пошкодженій фазі після згасання дуги і зменшення струму в місці замикання на землю до рівня активної складової і вищих гармонік. Внаслідок цього, відбувається мимовільне згасання дуги, а, отже, скорочення об'ємів руйнувань, пов'язаних з термічною дією заземляючої дуги, а також зниженням кратності перенапружень до безпечної величини, оскільки з'являються шляхи для витікання на землю статичних зарядів з ємкості елементів мережі здорових фаз. Проте для досягнення таких результатів ступінь розладу котушки не повинен перевищувати меж .

При установці в мережах 6-35 кв котушки знижується швидкість відновлення напруги на хворій фазі після згасання дуги. При точній настройці котушки в резонанс час відновлення напруги до номінального складає декілька секунд. За цей час міцність ізоляції в місці пошкодження встигає відновитися. Але цей процес має і негативні сторони, тому що весь цей час на здорових фазах тримається напруга порядку (1,9-2,3) Uф. Відносна тривалість існування таких перенапружень може привести до пробою ізоляції в цих фазах, особливо в старих мережах з поганою ізоляцією.

У реальних мережах набудувати котушку точно в резонанс неможливо, оскільки індуктивність котушки регулюється дискретно. Допускається розлад котушки v<5% . При розладі в 5% напруга, що відновлюється, на пошкодженій фазі має характер биття. Що огинає напругу досягає максимуму, 1,78uф, що становить. Що надалі огинає напругу прагне до Uф. Міцність ізоляції до моменту максимуму биття може відновитися, але напруга 1,78uф на хворій фазі може викликати повторний пробій ізоляції з подальшою кратністю перенапружень 2,89uф. При розладі більше 25% кратність перенапружень така ж, як в мережах без установки дугогасильної котушки. При цьому кратність перенапружень при перекомпенсації трохи менше, ніж при недокомпенсації.

За наявності не симетрії настройка встановленою в мережі ДГК в резонанс веде до різкого збільшення напруги зсуву нейтралі в нормальному режимі роботи мережі. Причому не симетрія ємкостей фаз щодо землі сильніше впливає на величину зсуву нейтралі, чим не симетрія активних опорів ізоляції.

На основі проведених досліджень кафедрою "Електричні станції" Донецького національного технічного університету було запропоновано для усунення виявлених недоліків, викликаних зсувом нейтралі мережі і тривалим існуванням підвищеної напруги в режимах замикання фази на землю, паралельно ДГК підключити через контактор резистор. Опір резистора вибирається таким, щоб напруга не симетрії не перевищувала допустимого, а величина і тривалість перенапружень були мінімальними. Для того, щоб резистор не перегрівався великими струмами при стійкому однофазному замиканні він відключається за допомогою контактора з витримкою часу 0,5 з при перевищенні напруги нульової послідовності 20% від номінального.

Зі всієї різноманітності напрямів роботи по вдосконаленню системи компенсації ємкісних струмів на землю до практичної реалізації виявилися прийнятними і набули широкого поширення ДГК типу ЗРОМ із ступінчастим регулюванням індуктивності котушки і плунжерні ДГК з плавним регулюванням індуктивності. У першому випадку регулювання здійснюється шляхом перемикання відгалужень на робочій обмотці ДГР. Крок регулювання по струму для таких апаратів складає не менше 10% від повного струму котушки. Перемикання відпаювань проводиться тільки уручну при повністю знятій напрузі. Отже, в сучасних умовах дефіциту потужності і наявності графіка аварійного відключення електроприймачів при використанні таких ступінчасто регульованих дугогасильних апаратів виникнення значних розладів компенсації є неминучим.

У другому випадку регулювання ДГК здійснюється за рахунок плавної зміни величини повітряного зазору між рухомими частинами магнітопровода (плунжерами). Такі котушки володіють лінійною характеристикою, що намагнічує, у всіх режимах роботи мережі. Експлуатуються, як правило, в блоці з пристроями автоматичного регулювання компенсації і забезпечують швидкість регулювання по струму в межах 0,25-2 А/с.

Як регулятори використовують беспошукові, виготовлені, як правило, кустарним способом пристрої, засновані на принципі фазового автопідстроювання частоти контура нульової послідовності і робочої напруги мережі. Регулятори не мають системи контролю виходу об'єкту регулювання в область резонансу і не мають зворотного зв'язку по ступеню настройки котушки. Якщо врахувати, що точність настройки значною мірою залежить від сумарної ємкості всієї мережі, тривалих і випадкових змін стану ізоляції електроустаткування, великої кількості можливих параметричних обурюючих чинників і т. д., які вимагають періодичного втручання обслуговуючого персоналу в систему регулювання, то стає очевидним, що в умовах експлуатації контроль ступеня настройки котушки значно утруднений, а висока точність настройки мало вірогідна.

Пропонується також підвищення надійності роботи мереж власних потреб 6 кв електростанцій за рахунок перекладу всіх власних потреб однофазних замикань, що виникають в системі, на землю в глухі замикання. Для цієї мети слід підключити між збірними шинами 6 кв і землею три однополюсні вимикачі з індивідуальним приводом і управлінням (ріс.2).

При виникненні будь-якого виду однофазного замикання на землю за допомогою вуст

Мал. 1. Простий захист від перенапруження

Мал. 2. Перешкодозахисна схема захисту навантаження від перевищення напруги

Вдосконалена схема захисту навантаження від перевищення напруги, доповнена резистором і конденсатором, показана на мал. 2. Резистор обмежує граничний струм через стабілітрон і перехід тиристора, що управляє, конденсатор знижує вірогідність спрацьовування захисту при короткочасних кидках живлячої напруги.

Наступний пристрій (мал. 3) захистить радіоапаратуру від виходу з ладу при випадковій переполюсовці або перевищенннапруга живлення, що нерідко буває при несправності генератора в автомобілі.

При правильній полярності і номінальній напрузі живлення діод Vd1 і тиристор Vs1 закриті, і струм через запобіжник Fu1 поступає на вихід пристрою.

Мал. 3. Схема захисту радіоапаратури з індикацією аварії

Якщо полярність зворотна, то діод Vd1 відкривається, і згорає запобіжник Fu1. Лампа El1 спалахує, сигналізуючи про аварійне підключення.

При правильній полярності, але вхідній напрузі, що перевищує встановлений рівень, що задається стабілітронами Vd2 і Vd3 (в даному випадку - 16 Би), тиристор Vs1 відкривається і замикає ланцюг деякі, що викликає перегорання запобіжника і запалення аварійної лампи El1.

Запобіжник Fu1 повинен бути розрахований на максимальний струм, споживаний радіоапаратурою.

Елементи ГТЛ-логики зазвичай працездатні у вузькому діапазоні живлячої напруги (4,5...5,5 B). Якщо аварійне зниження живлячої напруги не так небезпечно для «здоров'я» мікросхем, то підвищення цієї напруги досконале неприпустимо, оскільки може привести до пошкодження всіх мікросхем пристрою.

На мал. 4 приведена проста і досить ефективна схема захисту 7777-устройств від перенапруження. Спосіб захисту гранично простий: як тільки живлячу напругу перевищить рівень, що рекомендується, всього на 5% (тобто досягне величини 5,25 Би) спрацює ступіневий пристрій і включиться тиристор. Через нього починає протікати струм короткого замикання, який перепалює плавкий запобіжник Fu1. Зрозуміло, як запобіжник не можна використовувати сурогатні запобіжники, оскільки у такому разі може вийти з ладу блок живлення, що захищає схему тиристор, а потім і мікросхеми, що захищаються.

Недоліком пристрою є відсутність індикації перегорання запобіжника.

Мал. 4. Схема захисту мікросхем ТТЛ від перенапруження

Мал. 5. Схема пристрою захисту від перенапруження, що працює на змінному і постійному струмі

Схема пристрою, який у разі аварії в електромережі захистить телевізор, відеомагнітофон, холодильник і так далі від перенапруження, приведена на мал. 5

Напруга спрацьовування захисту визначається падінням напруги на складеному стабілітроні Vd5+vd6 і складає 270 Би.

Конденсатори С1 і С2 утворюють спільно з резистором R1 RC-цепочку, який перешкоджає спрацьовуванню пристрою при імпульсних викидах в мережі.

Схема працює таким чином. При напрузі в мережі до 270 В стабілітрони Vd3, Vd4 закриті. Також закриті і тиристори Vs1, Vs2. При напрузі, що діє, більше 270 У відкриваються стабілітрони Vd3, Vd4, і на електроди тиристорів Vs1, що управляють, Vs2 поступає відкриваюча напруга. Залежно від полярності напівперіоду мережевої напруги струм проходить або через тиристор Vs1, або через Vs2. Коли струм перевищує 10 А, спрацьовують автоматичні вимикачі (пробки, плавкі запобіжники), відключаючи електроприлади від електромережі. Навантаження (на малюнку не показана) підключається паралельно тиристорам. Перевірити працездатність пристрою можна за допомогою Латра.

Пристрій працездатний і на постійному струмі.

Мал. 6. Схема релейного пристрою захисту від перенапруження з самоблокуванням

Пристрій захисту від перенапруження (мал. 6) вигідно відрізняється від попередніх тим, що в нім не відбувається необоротного пошкодження елементу захисту. Замість цього при напрузі понад 14,1 В пробивається ланцюжок стабілітронів Vd1 - Vd3, включається і самоблокується тиристор Vs1, спрацьовує реле К1 і своїми контактами відключає ланцюг навантаження.

Відновити початковий стан пристрою захисту можна тільки після втручання оператора - для цього слід натиснути на кнопку Sb1. Пристрій також переходить в робочий режим, що чекає, після короткочасного відключення джерела живлення. До недоліків даного пристрою захисту належить його висока чутливість до короткочасних перенапружень.

Пристрій (патент DL-WR 82992), принципова схема якого приведена на мал. 7, може застосовуватися для захисту навантаження від неприпустимо високої вихідної напруги. У нормальних умовах транзистор Vt1 працює в режимі, коли напруга між його колектором і емітером невелика, і на транзисторі розсівається невелика потужність (струм бази визначається резистором R1). Опір стабілітрона Vd2 в цьому випадку велике і тиристор Vs1 закритий.

Мал. 7. Схема напівпровідникового реле захисту навантаження від перенапруження

При зростанні напруги на виході пристрою вище певної величини через стабілітрон починає протікати струм, який приводить до відкриття тиристора. Транзистор Vt1 при цьому закривається, і напруга на виході пристрою стає близько до нуля. Відключити захист можна тільки відключенням джерела живлення.

Описаний пристрій повинен включатися у вихідний ланцюг стабілізаторів так, щоб сигнал зворотного зв'язку подавався з ланцюга, розташованого за системою захисту. При номінальній вихідній напрузі 12 В і струмі 1 А в пристрої можна застосувати транзистор Кт802а, тиристор Ку201а - Ку201к, стабілітрон - Д814б. Опір резистора R1 повинен бути 39 Ом (потужність розсіювання за відсутності системи автоматики, що відключає стабілізатор від мережі, складає 10 Вт), R2 - 200 Ом, R3 - 1 ком.

3 СУЧАСНИЙ СТАН ПРОБЛЕМИ ЗАХИСТУ СПОЖИВАЧІВ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ І СПОСОБИ ЇЇ РІШЕННЯ

3.1 Робота мереж 6-35 кВ в даний час

Розподільні мережі 6-35 кВ є найпротяжнішими з найбільш важким режимом роботи електроустаткування. Тому від надійності їх роботи значною мірою залежить безаварійність електропостачання споживачів і експлуатаційна гнучкість функціонування енергосистеми в цілому, що особливо актуально в умовах постійного технічного стану мереж, що погіршується, із-за сильної зношеності ізоляції електроустаткування. Розподільні мережі 6-35 кВ забезпечують електропостачання споживачів крупних промислових об'єктів, споживачів власних потреб електростанцій, сільськогосподарських споживачів, підприємств гірничодобувної промисловості, об'єктів комунального господарства і так далі Для живлення споживачів на кожній підстанції встановлено не менше двох триобмоткових трансформаторів потужністю в межах від 16 МВА до сотень МВА і напругою 35-220 кВ. Від вторинних обмоток цих трансформаторів напругою 6-35 кВ харчуються секції шин закритих розподільних пристроїв.

По конструктивного виконання розподільні мережі 6-35 кВ в переважній більшості випадків в межах до 15% від загальної протяжності виконані повітрям, до 2-5% - змішані легко-кабельні мережі, а велика частина з них є кабельними мережами. Промислове і комунальне навантаження, як правило, добре резервується, з цією метою на розподільні пункти (РП) заводяться частіше два введення - один на кожну секцію шин розподільного пункту. В окремих випадках друге введення прокладається від іншої секції РП або навіть від іншого РП. У зв'язку з цим струм однофазного замикання на землю (ОЗЗ) в анормальних режимах, коли включаються міжсекційні масляні вимикачі або підключаються другі резервні введення, може, різко зрости. В цілому параметри ділянок мереж по струму замикання можуть мінятися в широких межах від 50% до 100% в нормальному режимі і до 200% в режимі підключення інших секцій РП на один силовий трансформатор. В цілому величина струму замикання на шинах окремих РП може зміняться в межах від 1,5 А для повітряних ділянок мережі і до 200А на окремих ділянках кабельних мереж. Найбільш широко спостережувані значення струму замикання, які характерні для переважного числа підстанцій промислового призначення, лежить в межах 40-70 А.

Розподільні мережі 6-35 кВ працюють в режимі з ізольованою нейтраллю[1,2]. Контроль стану ізоляції здійснюється за допомогою трансформатора напруги типу НТМІ-6. В даний час при замиканні на землю в мережі 6 кВ спрацьовує захист, виконаний на реле максимальної напруги, підключений до розімкненого трикутника ТН, що є фільтром напруги нульової послідовності. Даний захист діє на сигнал, а пошук пошкодженого елементу мережі здійснюється шляхом почергового відключення приєднань. Окрім цього на приєднаннях мережі від однофазних замикань на землю передбачений струмовий захист нульової послідовності, яка підключається до трансформатора струму нульової послідовності. Проте із-за малої величини струму замикання на землю цей захист не завжди виявляється плотським при замиканні на землю або спрацьовує не селективно.

Головною перевагою мережі з ізольованою нейтраллю є те, що однофазні замикання, найбільш частий вид пошкодження, не є тут аварійним режимом і мережа, в течію до чотирьох годин, може працювати в такому режимі, що забезпечує високу надійність електропостачання споживачів при зниженні витрат на резервування. Проте в режимі однофазного замикання на землю ізоляція непошкоджених фаз може тривало знаходитися під лінійною напругою і через місце пошкодження протікає струм замикання на землю. Це може привести до руйнування ізоляції здорової фази і приведе до двофазного короткого замикання, що переведе мережу в аварійний стан.

Враховуючи вищевикладене, в даний час на передній план висувається проблема підтримки на достатньому експлуатаційному рівні працездатності мереж 6-35 кВ і максимальне продовження їх терміну служби. Одним з успішних вирішень даної проблеми є спосіб заземлення нейтралі.

3.2 Основні теорії, використовувані для аналізу перенапружень при однофазному замиканні на землю

Питанням вивчення процесів при однофазних замиканнях на землю в розподільних мережах фахівцями всіх технічно розвинених країн традиційно приділялася підвищена увага. За декілька десятиліть накопичений великий науковий і експериментальний матеріал, запропоновані заходи по захисту мереж від наслідку однофазних замикань на землю. Проте складність перехідних процесів, різноманіття впливаючих чинників і бурхливий розвиток електричних мереж постійно породжують нові проблеми, від вирішення яких цілком залежить рівень експлуатаційної надійності.

При вивченні фізичної картини процесів в трифазній електричній мережі при однофазному замиканні на землю встановлено, що кратність дугових перенапружень значною мірою визначається вільній складовій напруги в перехідному режимі[6,8,9].

Вільні коливання, накладаючись на стале значення напруги фаз мережі, приводять до виникнення перенапружень, на величину яких разом з іншими чинниками великий вплив робить характер горіння дуги в місці замикання фази на землю. У мережах з ізольованою нейтраллю при пробої ізоляції однієї з фаз на землю залежно від величини струму замикання можливі три режими горіння заземляючої дуги.

1.При вельми великому струмі дуга горить стійко, падіння напруги на дузі порівняно мало, і унаслідок великої залишкової провідності при проході струму через нуль не встигає відновлюватися скільки-небудь значна електрична міцність.

2.При достатньо малому струмі дуга горить нестійкий і після одного або декількох повторних запалень і згасань, дещо роздувшись за рахунок теплових потоків, дуга гасне остаточно, ізоляція відновлює свою електричну міцність і мережу відновлює свій нормальний режим роботи.

3.При проміжному значенні струму спостерігаються багатократні повторні згасання і запалення дуги, що супроводжуються коливальними перезарядками ємкостей мережі і перенапруженнями. Саме цей режим замикання фази на землю з переміжною дугою в умовах експлуатації супроводжується найбільшими як по величині, так і по тривалості перенапруженнями, обумовленими зсувом нейтралі системи, залишковими зарядами на ємкостях ліній при гасіннях дуги. Тому цьому режиму, що представляє найбільшу небезпеку для ізоляції електроустаткування традиційно приділялася велика увага фахівцями всіх технічно розвинених країн.

Основоположником досліджень цих перенапружень був німецький інженер Петерсен, який в 1916 році розробив теорію, що пояснює фізичну суть процесу виникнення максимальних перенапружень. Згідно цієї класичної теорії в основу розгляду процесу дугового переміжного замикання фази на землю покладено припущення про згасання дуги при проходженні через нуль струму високочастотних коливань і новому її запалення при максимумі напруги на пошкодженій фазі. При цьому цикл запалення і згасання дуги повторюється кожен напівперіод робочої частоти мережі, а максимальна напруга на фазах постійно зростає.

У 1923 році Петерс і Слепян запропонували іншу принципово відмінну від раніше розглянутою теорію генерації дугових перенапружень. На основі проведених досліджень ними було встановлено, що дуговий проміжок не встигає скільки-небудь істотно відновити свою електричну міцність при швидкому проході через нуль високочастотних коливань. По цій гіпотезі дуговий проміжок встигає відновити свою електричну міцність і дуга згасне після загасання високочастотних коливань, коли поволі проходить через нуль порівняно невеликий струм промислової частоти, що визначається ємкістю мережі, а повторні її запалення відбуваються також при максимумі напруги на пошкодженій фазі.

Пізніше ці теорії доповнювалися різними авторами на підставі теоретичних і лабораторних досліджень відносно рівнів максимальних перенапружень і форми їх розвитку.

Обширні дослідження дугових перенапружень в мережах 6-10 кВ з ізольованою нейтраллю проведені Н.Н. Беляковим і Ч.М. Джуварли, які показали, що істотну роль в механізмі розвитку дугових перенапружень грає характер відновлення електричної міцності дугового проміжку після гасіння дуги [10,11]. Від швидкості відновлення міцності дугового проміжку залежить можлива амплітуда зсуву потенціалу всієї системи, а, отже, і можливі перенапруження. Встановлено, що зазвичай дуга намагається згаснути при кожному проході повного струму (з високочастотною складовою) через нуль. Проте при цьому порівняно швидко (з частотою власних коливань мережі) на дуговому проміжку відновлюється напруга, яка отримала спеціальну назву " пік гасіння" Uп.г., величина якого рівна подвоєному значенню Uсм - Uф, тобто:

Uп.г.=2(Uсм-Uф)

Складність процесів і многофакторность залежності перенапружень при дугових замиканнях фази на землю підтверджується також суперечністю результатів обширних досліджень, проведених за останні десятиліття фахівцями з разных країнам в різних за призначенням розподільних мережах з ізольованою і резонансно заземленою нейтраллю для оцінки реальної картини небезпеки цих перенапружень для ізоляції електроустаткування. Кінцеві результати цих робіт містять в основному суперечливі відомості про максимальних кратностях перенапружень і не розкривають фізичної суті явищ [9,12-17].

Слід також звернути увагу на той факт, що при проведенні досліджень процесів в режимі переміжних дугових замикань фази на землю завжди вважалося, що мережа симетрична, тобто не враховували те, що природно виникає в умовах експлуатації або штучно створюване в мережах з дугогасящей котушкою зсув нейтралі мережі, а також нехтували активним опором витоків через ізоляцію, припускаючи, що активна провідність значно менше ємкісної провідності мережі.

Таким чином, в умовах технічного стану мереж, що постійно погіршується, що склалися, через відсутність засобів на своєчасну заміну і якісне відновлення пошкодженого електроустаткування проблема підтримки електроустановок на достатньому експлуатаційному рівні значною мірою залежатиме від правильного розуміння умов його роботи в мережах з ослабленою ізоляцією і, зокрема, знання законів динаміки зміни параметрів і характеристик мереж у міру погіршення стану їх ізоляції і її вплив на якісні і кількісні параметри перехідних процесів при переміжних дугових замиканнях фази на землю.

3.3 Огляд існуючих методів обмеження перенапружень в мережах 6-35 Кв

Мережі однієї і тієї ж номінальної напруги при різних способах заземлення нейтралі мають ряд відмінностей в технічних і економічних показниках. Спосіб заземлення нейтралі в першу чергу впливає на величину струму замикання на землю. Тому ПУЕ всі електричні мережі, залежно від величини струму, підрозділяє на мережі з малим і мережі з великим струмом замикання на землю. Згідно прийнятим в Україні нормам мережі 6-35 кВ відносяться до мереж з малим струмом замикання на землю.

4РОЗРОБКА НА ЕОМ МАТЕМАТИЧНОЇ МОДЕЛІ МЕРЕЖІ Докучаєвського ФДК ПС 35/6 кВ "Копальнева"

4.1 Схема заміщення мережі

Для математичного моделювання схеми Докучаєвського ФДК ПС 35/6 кВ "Копальнева" (рис.1) використовуємо її схему заміщення (мал. 2).

Малюнок 2.1 - Схема Докучаєвського ФДК ПС 35/6 кВ "Копальнева"

Малюнок 2.2 - Схема заміщення Докучаєвського ФДК ПС 35/6 кВ "Копальнева"

На схемі заміщення робочий трансформатор, що є джерелом живлення, представлений фазною індуктивністю розсіяння L, активним опором R і джерелом ЕДС Е. Сеть відбита зосередженими фазною Сі і міжфазною См ємкостями, активними опорами ізоляції Rи і Rм. Трансформатор напруги, введений для обліку впливу ферорезонансних процесів в мережі, представлений фазним значенням активного опору Rт1 і нелінійною залежністю його фазної індуктивності розсіяння Lт1 від величини протікаючого струму. Два приєднання (фідери) представлено в схемі заміщення активними опорами Rпр і ємкостями Спр. Замикання фази на землю імітується активним опором дуги, що включається замість активного опору ізоляції в будь-якому місці схеми заміщення.

4.2 Диференціальні рівняння математичної моделі

Складаємо граф мережі Докучаєвського ФДК ПС 35/6 кВ "Копальнева" (рис2.3).

Малюнок 2.3 - Граф мережі Докучаєвського ФДК ПС 35/6 кВ "Копальнева"

Вузлів q = 14

Гілок р = 25

гілки дерева рд = 13

хорд рх = 12

Використовуючи побудований для схеми заміщення граф ланцюга (мал. 2.3) складаємо наступну систему диференціальних рівнянь щодо невідомих контурних струмів:

Іх=[і1,i2,i3, і4,i5,i6, і7,i8,i9, і10,i11,i12,];

i22=i19=і1+i2+i3+і4+i5+i6+і7+i8+i9+і10+i11;

i23=-i2-i3+i5+i6+i8+i9+і10+i11+i12;

i24=-i3+i6+i9+i11+і12;

i25=і1+i2+i3;

Контура: 1) 1,19,22,25; 2) 2,19,22-23,25; 3) 3,19,22-23,-24,25; 4) 4-19,-22,13; 5) 5,14-19,-22,23; 6) 6,15-19,-22,23,24; 7) 7,19-19,-22; 8) 8,17-19,-22,23; 9) 9,18-19,-22,23,24; 10) 10-19,20,-22,23; 11) 11-19,21,-22,23,24; 12) 12,23,24.

За напругу Uk, Un, Up приймаємо напругу в гілках 23,24,12 відповідно між індуктивністю і ємкістю.

R1·i1+L1·pi1+R22·i22+L22·pi22+U11+L25·pi25+R25·i25=e1;

R2·i2+L2·pi2+R22·i22+L22·pi22+U11-L23·pi23-R23·i23+L25·pi25+R25·i25-Uk=e2;

R3·i3+L3·pi3+R22·i22+L22·pi22+U11-L23·pi23-R23·i23-L24·pi24-R24·i24+L25·pi25+R25·i25-Un-Uk=e3;

U5+R4·i4+L4·pi4-R22·i22-L22·pi22-U11=0;

U6+R5·i5+L5·pi5-R22·i22-L22·pi22-U11+L23·pi23+R23·i23+Uk=0;

U7+R6·i6+L6·pi6-R22·i22-L22·pi22-U11+L23·pi23+R23·i23+Uk+L24·pi24+R24·i24+Un=0;

U8+R7·i7+L7·pi7-R22·i22-L22·pi22-U11=0;

U9+R8·i8+L8·pi8-R22·i22-L22·pi22-U11+L23·pi23+R23·i23+Uk=0;

U10+R9·i9+L9·pi9-R22·i22-L22·pi22-U11+L23·pi23+R23·i23+Uk+L24·pi24+R24·i24+Un=0;

U12+R10·i10+L10·pi10-R22·i22-L22·pi22-U11+L23·pi23+R23·i23+Uk=0;

U13+R11·i11+L11·pi11-R22·i22-L22·pi22-U11+L23·pi23+R23·i23+Uk+L24·pi24+R24·i24+Un=0;

Up+R12·i12+L12·pi12+L23·pi23+R23·i23+Uk+L24·pi24+R24·i24+Un=0.

Були проведені моделювання КЗ у всіх фідерах і набуті значень струмів КЗ. Результати одного з досліджень преведены в анімації.

Малюнок 2.4 - Результати КЗ в центральному фідері (анімація: число кадрів - 6, число циклів - 10)

5. Аналіз способів захисту від перенапруг.

5.1. Захист електроустаткуваня в умовах технічної експлуатації.

В умовах постійного погіршення технічного стану розподільних мереж через відсутність необхідних засобів на своєчасну заміну і якісний ремонт пошкодженого електроустаткування все гостріше стає проблема підтримки на достатньо необхідному рівні надійності роботи систем електропостачання споживачів електричної енергії. Будучи найбільш протяжними, розподільні мережі часто працюють у вельми важких умовах забруднення, зволоження, частих динамічних і термічних перевантажень, при цьому середня тривалість експлуатації більшої частини основного електроустаткування цих мереж значно перевищує нормативні терміни служби.

Все це приводить до помітного збільшення повреждаемости електроустаткування мереж по причинах різних дефектів, зокрема що розвиваються під дією експлуатаційної напруги.

Найбільшу небезпеку представляють дугові перенапруження, що виникають в мережі при переміжному (нестійкому) характері горіння дуги в місці пробою фазної ізоляції на землю. Таким чином, основним напрямом заходів щодо підвищення надійності роботи мереж середньої напруги є запобігання комутаційним і, особливо, дугових перенапружень.

У умовах, що склалися, ефективне рішення задачі істотного підвищення рівня надійності роботи розподільних мереж може бути знайдене тільки в комплексному підході до вирішення цієї проблеми.

З одного боку, необхідно йти по шляху поступової заміни електроустаткування із зношеною ізоляцією на нове, для якого більшість внутрішніх перенапружень не будуть небезпечні в такому ступені, а з іншої - прийняти заходи по граничному зниженню всіх електричних дій на ослаблену ізоляцію, створивши умови для продовження терміну експлуатації постарілого електроустаткування.

Підвищення надійності роботи розподільних мереж може бути досягнуте шляхом істотного обмеження внутрішніх перенапружень за рахунок оптимізації режиму заземлення нейтралі. Режим нейтралі електричної мережі високої напруги є найважливішим чинником, що визначає характер експлуатації електроустаткування, впливає на вибір ізоляції і організацію релейного захисту. Цей режим визначає перехідні електромагнітні процеси і пов'язані з ними перенапруження, умови електробезпеки при замиканнях на землю і вимоги до заземляючих пристроїв електроустановок.

Основною гідністю мереж з ізольованою нейтраллю є високий ступінь надійності електропостачання споживачів електричної енергії при щодо малих витратах на резервування, оскільки при однофазних замиканнях на землю (найбільш частий вид пошкодження) мережа може залишатися в роботі тривалий час (до чотирьох годин), достатнє для відшукання і усунення місця пошкодження. Проте при роботі мережі з ізольованою нейтраллю однофазні замикання на землю неминуче супроводжуються виникненням специфічних для цього режиму перенапружень, до основних з яких відносять дугові перенапруження. Такі перенапруження існують у вигляді перехідних процесів при переміжній дузі і небезпечні для електроустаткування високими кратностями і своєю тривалістю.

Виникнення перенапружень при однофазних дугових замиканнях на землю відбувається за рахунок зсуву нейтралі мережі, що приводить до зростання напруги на здорових фазах до лінійних. Накладена на стале значення напруги високочастотна складова перехідного процесу істотно підвищує кратність дугових перенапружень. Це можна побачити на рис.1. При замиканні фази З на землю з'являється напруга на нейтралі U0, зростання якого в процесі багатократного запалення і гасіння дуги струму замикання приводить до поступового наростання (ескалації) перенапружень в мережі.

Малюнок 1 - Замикання фази З на землю і згасання дуги при першому переході через "нуль" струму високочастотних коливань (C=3мкФ, IC=10A)

Оскільки в даний час відсутні надійні засоби захисту електроустаткування мереж власних потреб від наслідків однофазних замикань на землю, то одне з успішних вирішень даної проблеми може бути знайдене шляхом оптимізації управління режимом нейтралі, що забезпечує максимальне обмеження амплітуди і тривалості всіх можливих підвищень напруги і зниження до мінімуму теплових втрат в місці пробою ізоляції.

Визначення основних чинників, які впливають на характер перехідних процесів і величину перенапружень при однофазних замиканнях на землю, проводилося з використанням математичної моделі, розробленої на кафедрі "Електричні станції" Донецького національного технічного університету. Вона дозволяє моделювати глухе замикання фази на землю і через переміжну дугу, із згасанням її під час переходу через нуль високочастотної складової (теорія Петерсена) або складової струму промислової частоти (теорія Петерса і Слепяна), а також багатократний пробій ізоляції при різних значеннях параметрів кабельної мережі, трансформаторів, рухового навантаження і режиму роботи нейтралі мережі. Користуючись методом контурних струмів, для схеми заміщення власних потреб отримана система диференціальних рівнянь 50-го порядку, яка чисельно інтегрується неявним методом Ейлера, що володіє підвищеною чисельною стійкістю, загальний вираз якого на кожному i-ом кроці розрахунку h виглядає таким чином:

де - вектор шуканих змінних;

- вектор початкових наближень;

- поточний час розрахунку;

- кількість вирішуваних рівнянь.

Отримана система лінійних рівнянь алгебри, записана щодо вектора шуканих змінних вирішується на кожному кроці методом Гауса:

де A - матриця поточних коефіцієнтів розміром ;

B - вектор-стовпець початкових наближень і вільних членів системи рівнянь.

Аналіз отриманих результатів дозволяє зробити вивід про те, що наявність особливостей в характері перехідних процесів в мережі з резистивною заземленою нейтраллю, де частотні параметри струму і напруги можуть мінятися в широких межах, може бути причиною того, що широко поширені в даний час в мережах власних потреб електростанцій реле РТЗ-51 (РТЗ-50, РТ-40/0,2) в умовах частих пробоїв, що повторюються, так званих клювків, не встигають успішно спрацювати, і можуть знаходитися в такому стані тривалий час навіть при великих струмах замикання на землю. Хоча і невеликі по величині, але перенапруження, що тривало діють в цьому випадку, можуть викликати пошкодження електроустаткування мережі. Виходячи з викладеного, можна укласти, що резистивне заземлення нейтралі мережі власних потреб електростанцій не виключає можливості пошкодження електроустаткування в умовах нестійкого горіння дуги, що і підтверджується в експлуатації.

До недоліків заземлення резистора нейтралі мережі 6 кВ слід також віднести низьку термічну стійкість бэтелового резистора при його величині 100-400 Ом, оскільки допустима тривалість замикання при цьому не перевищує 1,2 хвилин. Після закінчення цього часу приєднувальний трансформатор, в нейтраль якого включений резистор, повинен бути відключений і мережа переводиться в режим з ізольованою нейтраллю зі всіма властивими нею недоліками.

5.2. Методи запобигання аварийних наслідків від замикань.

При установці в мережах 6-35 кВ котушки знижується швидкість відновлення напруги на хворій фазі після згасання дуги. При точній настройці котушки в резонанс час відновлення напруги до номінального складає декілька секунд. За цей час міцність ізоляції в місці пошкодження встигає відновитися. Але цей процес має і негативні сторони, тому що весь цей час на здорових фазах тримається напруга порядку (1,9-2,3) Uф. Відносна тривалість існування таких перенапружень може привести до пробою ізоляції в цих фазах, особливо в старих мережах з поганою ізоляцією.

У реальних мережах набудувати котушку точно в резонанс неможливо, оскільки індуктивність котушки регулюється дискретно. Допускається розлад котушки v<5% . При розладі в 5% напруга, що відновлюється, на пошкодженій фазі має характер биття. Що огинає напругу досягає максимуму, 1,78Uф, що становить. Що надалі огинає напругу прагне до Uф. Міцність ізоляції до моменту максимуму биття може відновитися, але напруга 1,78Uф на хворій фазі може викликати повторний пробій ізоляції з подальшою кратністю перенапружень 2,89Uф. При розладі більше 25% кратність перенапружень така ж, як в мережах без установки дугогасящей котушки. При цьому кратність перенапружень при перекомпенсації трохи менше, ніж при недокомпенсації.

За наявності несиметрії настройка встановленою в мережі ДГК в резонанс веде до різкого збільшення напруги зсуву нейтралі в нормальному режимі роботи мережі. Причому несиметрія ємкостей фаз щодо землі сильніше впливає на величину зсуву нейтралі, чим несиметрія активних опорів ізоляції.

На основі проведених досліджень кафедрою "Електричні станції" Донецького національного технічного університету було запропоновано для усунення виявлених недоліків, викликаних зсувом нейтралі мережі і тривалим існуванням підвищеної напруги в режимах замикання фази на землю, паралельно ДГК підключити через контактор резистор. Опір резистора вибирається таким, щоб напруга несиметрії не перевищувала допустимого, а величина і тривалість перенапружень були мінімальними. Для того, щоб резистор не перегрівався великими струмами при стійкому однофазному замиканні він відключається за допомогою контактора з витримкою часу 0,5 з при перевищенні напруги нульової послідовності 20% від номінального.

Зі всієї різноманітності напрямів роботи по вдосконаленню системи компенсації ємкісних струмів на землю до практичної реалізації виявилися прийнятними і набули широкого поширення ДГК типу ЗРОМ із ступінчастим регулюванням індуктивності котушки і плунжерные ДГК з плавним регулюванням індуктивності. У першому випадку регулювання здійснюється шляхом перемикання відгалужень на робочій обмотці ДГР. Крок регулювання по струму для таких апаратів складає не менше 10% від повного струму котушки. Перемикання відпаювань проводиться тільки уручну при повністю знятій напрузі. Отже, в сучасних умовах дефіциту потужності і наявності графіка аварійного відключення електроприймачів при використанні таких ступінчасто регульованих дугогасящих апаратів виникнення значних розладів компенсації є неминучим.

Як регулятори використовують беспоисковые, виготовлені, як правило, кустарним способом пристрої, засновані на принципі фазового автопідстроювання частоти контура нульової послідовності і робочої напруги мережі. Регулятори не мають системи контролю виходу об'єкту регулювання в область резонансу і не мають зворотного зв'язку по ступеню настройки котушки. Якщо врахувати, що точність настройки значною мірою залежить від сумарної ємкості всієї мережі, тривалих і випадкових змін стану ізоляції електроустаткування, великої кількості можливих параметричних обурюючих чинників і т. д., які вимагають періодичного втручання обслуговуючого персоналу в систему регулювання, то стає очевидним, що в умовах експлуатації контроль ступеня настройки котушки значно утруднений, а висока точність настройки мало вірогідна.

Пропонується також підвищення надійності роботи мереж власних потреб 6 кВ електростанцій за рахунок перекладу всіх власних потреб однофазних замикань, що виникають в системі, на землю в глухі замикання. Для цієї мети слід підключити між збірними шинами 6 кВ і землею три однополюсні вимикачі з індивідуальним приводом і управлінням (рис.2). При виникненні будь-якого виду однофазного замикання на землю за допомогою пристрою вибору пошкодженої фази (УВПФ) відбувається автоматичне включення відповідного шунтуючого однофазного вимикача (Км1-км3), сполученого із землею, і що тим самим шунтує пошкоджену фазу. Пристрій вибору пошкодженої фази спрацьовує з витримкою часу порядка 0,5 з, відбудованою від часу дії защит на приєднаннях, що відходять. Пусковий орган УВПФ спрацьовує за умови виникнення на трансформаторі TV напруги 3Uо, що перевищує задану уставку, і при зниженні одного з фазної напруги до заданого рівня подає команду на включення відповідного шунтуючого вимикача (Км1-км3).

Обмеження перенапружень в системі власних потреб здійснюється за рахунок підключення до збірних шин нелінійних оксидно-цинкових активних опорів типу ОПН-КС-6/47. Останні забезпечують глибоке обмеження перенапружень до рівня 2Uф. Проте їх недоліком є низька термічна стійкість, оскільки допустимий час роботи складає порядка 2 з в режимі однофазного замикання на землю в мережі 6 кВ. У зв'язку з цим запропоновано в ланцюзі нейтралі фазних ОПН, сполучених в зірку (рис.1), підключити однополюсний вимикач, через який відбувається з'єднання нейтралі ОПН із землею. При цьому між шунтуючими вимикачами Км1-км3 і вимикачем нейтралі ОПН Км0 виконується блокування, яке при включенні будь-якого з шунтуючих вимикачів автоматично відключає вимикач нейтралі Км0 і переводить два послідовно сполучених ОПН на підключення до лінійної напруги, чим обмежується їх час роботи при однофазному замиканні на землю.

Придушення перенапружень в мережі з моменту початку горіння дуги до моменту шунтування пошкодженої фази однополюсним контактором (Км1-км3) успішно можна здійснювати обмежувачами перенапружень типу ОПН, включеними по пропонованій схемі (рис.1) для здійснення термостабільності. Це дозволяє відмовитися від установки в мережі додаткового устаткування (приєднувального трансформатора і бэтеловых резисторів) і, крім того, реалізація такого технічного рішення обмежує тривалість існування дугових замикань і супутніх ним перенапружень часом порядка 0,5 з до моменту включення шунтуючого контактора.

В умовах відсутності в даний час надійних засобів захисту мереж 6кВ власних потреб електростанцій від наслідків однофазних замикань на землю, ведеться пошук ефективного вирішення проблеми підвищення надійності роботи електроустаткування, що полягає в оптимізації і управлінні режимом нейтралі мережі для забезпечення максимального обмеження амплітуди і тривалості всіх можливих в експлуатації підвищень напруги і зниження теплових втрат в місці пробою ізоляції. Для вирішення поставленого завдання найбільш раціональним є використання математичної моделі, яка дозволяє оцінити можливий рівень перенапружень в мережі з урахуванням її реальних параметрів, а також ефективність застосування того або іншого технічного рішення.

До цих рівнянь необхідно додати також диференціальні рівняння, записані для напруги на ємкостях. Ці рівняння мають вигляд:

Аналіз подібних режимів за допомогою описаної моделі дозволить оцінити працездатність різних видів защит від замикань на землю, вибрати такий режим роботи нейтралі, при якому перенапруження будуть мінімальними, а також визначити граничну тривалість існування дугового замикання з умови термічної стійкості розрядників типу ОПН.

У разі резистивного заземлення нейтралі ця математична модель дозволяє не тільки оцінити очікувану кратність перенапружень, але і, виходячи з поставлених умов, вибрати значення номінала заземляючого резистора, що у свою чергу є вельми непростим завданням.

Низькоомне резистивне заземлення нейтралі покликане створити струм при однофазному замиканні в десятки і навіть сотні ампер і, природно, поєднується з пристроєм релейного захисту, що діє на негайне відключення пошкодженого приєднання. Величина струму в місці замикання вибирається виходячи з необхідної чутливості роботи пристроїв релейного захисту. Проведені дослідження показують, що такий режим заземлення нейтралі обоспечивает достатньо глибоке (до 2,2-2,4 Uф) обмеження перенапружень і скорочує до мінімуму час їх дії.

Обмеження перенапружень відбувається за рахунок створення шляху стікання зарядів ємкостей здорових фаз на землю через активний опір, включений в нейтраль спеціального приєднувального трансформатора.

Висновки

1. Основною причиною високої повреждаемости електроустаткування в мережах середнього класу напруги є дугові перенапруження, що виникають при переміжному характері горіння дуги в місці пробою фазної ізоляції на землю.

2. Проблема підвищення надійності роботи розподільних мереж напругою 6-10 кВ складається з цілого комплексу завдань, ефективне вирішення яких може бути знайдене для кожної конкретної мережі індивідуально з урахуванням характерних її особливостей на основі комбінованого використання засобів релейного захисту, вдосконалення режиму заземлення нейтралі, застосування обмежувачів серії ОПН з різними порогами обмеження і системи швидкого і автоматичного шунтування пошкодженої фази.

3. Ефективне вирішення проблеми підвищення надійності роботи розподільних мереж напругою 6-10 кВ може бути знайдено на основі проведення великого об'єму наукових і експериментальних досліджень.