ПОВРЕЖДЕНИЯ В СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 6—35 кВ
Эти сети в СССР работают о изолированной нейтралью. Для компенсации емкостных токов однофазного замыкания на землю используются включаемые в нейтраль дугогасящие катушки.
В этом случае сети называются компенсированными.
Рис. 2.3. Схема участка сети с тремя питающими кабельными линиями.
Сети 6—35 кВ имеют следующие основные особенности:
в городах они строятся на основе КЛ, в сельской местности — на основе ВЛ, имеются и смешанные участки, состоящие из КЛ и ВЛ;
элементы отделяются друг от друга в большинстве случаев неавтоматической коммутационной аппаратурой (разъединителями);
кроме релейной защиты, действующей на отключение выключателей при междуфазных КЗ, используется защита от однофазных замыканий на землю («земляная сигнализация»), действующая на сигнал;
профилактические испытания КЛ и РУ проводятся повышенным напряжением.
На рис. 2.3 приведена типичная схема участка сети [10]. Центром питания ЦП является РУ генераторного напряжения электростанции или РУ 6—35 кВ понизительной подстанции. От ЦП отходят так называемые питающие КЛ или ВЛ. На рис. 2.3 показан участок сети с тремя питающими кабелями. На ЦП крупных городов число питающих кабелей составляет несколько десятков.
Питающие кабели соединяют ЦП с распределительными пунктами (РП), которые располагаются в центрах электрических нагрузок города или сельского региона. От РП в различные стороны идут так называемые направления, содержащие линии и трансформаторные пункты или подстанции (ТП), соединенные между собой разъединителями.
Рис. 2.4. Схема разветвленного участка сети.
В подавляющем большинстве случаев цепочка КЛ или ВЛ соединяет два направления, идущие из разных РП. Так, на рис. 2.3 направление РП1— ТП6 связано цепочкой линий: ТП6—ТП5—ТП4—ТП3—ТП2—ТП1 с направлением РП2—ТП1. Стрелками показаны места деления (разрыва) сети. Так, в указанной выше цепочке место деления находится в ТП3 на КЛ в сторону ТП4. Автоматическими выключателями с релейной защитой оборудуются только центры питания и РП. В ТП кроме разъединителей в цепи присоединения трансформаторов устанавливаются высоковольтные, плавкие предохранители (ПП). В ряде случаев в цепи относительно мощных (750 кВ-А и более) трансформаторов устанавливаются автоматические выключатели с релейной защитой.
При повреждении какой-либо КЛ автоматически отключается выключатель направления. Так, при повреждении на участке ТП6— ТП5 отключается выключатель направления РП1—ТП6, Без напряжения оказывается участок ТП4—ТП6, а участок ТП1—ТП3 продолжает питаться от РП2, Этот же результат может получиться, если не сработает предохранитель при повреждении трансформатора, например ТП4. Характеристики предохранителей и уставки защиты трансформаторов согласуются с уставками защиты направлений. Но в этих сетях приходится считаться с возможностью неселективных отключений.
При КЗ на питающих КЛ или ВЛ они отключаются с двух сторон автоматическими выключателями. Питание шин РП в этом случае обеспечивается либо вторым питающим кабелем, либо резервным кабелем от соседнего РП с помощью устройства автоматического включения резерва (АВР).
Цепочки линий и ТП (особенно в сельской местности) имеют древовидную структуру и могут быть весьма разветвленными. Пример нескольких таких связанных направлений приведен на рис. 24.
Определение поврежденного элемента в общем случае представляет довольно сложную задачу.
Рассмотрим требования к методике определения поврежденного элемента.
Первым и наиболее важным требованием является скорейшее восстановление питания отключившихся токоприемников и сохранение питания остальных токоприемников. Это означает, что критерием эффективности той или иной методики прежде всего является минимизация недоотпуска электроэнергии потребителям.
Вторым требованием является минимизация затрат труда, времени и средств на осуществление поиска. Следует при этом подчеркнуть, что удовлетворение условиям техники безопасности и противопожарной техники является обязательным.
Рис. 2.5. Структурная схема устройства УКЗ.
Для выделения поврежденного элемента используются: указатели КЗ (УКЗ); устройства земляной сигнализации (УЗС); мегаомметры;
передвижные установки для испытания повышенным напряжением; переносные указатели повреждения (У Ί).
В последние года УКЗ и УЗС начали снабжать аппаратурой телесигнализации (ТС) для передачи информации на диспетчерские пункты.
Указатели короткого замыкания для сетей 6—35 кВ срабатывают при превышении током КЗ заданного значения. Эти указатели в отличие от «направленных» целесообразно называть «токовыми». Однако они предназначены также для указания направления к месту КЗ. Расположенные в узловых точках сети сработавшие УКЗ показывают трассу протекания тока КЗ. Ток срабатывания должен превышать нагрузочные токи, но быть меньше минимальных аварийных токов междуфазного КЗ.
Структурная схема УКЗ представлена на рис. 2.5. К датчикам тока 1 присоединен измерительный орган 2 с заданной уставкой. При превышении током этой уставки орган 2 срабатывает, воздействуя на положение индикатора 3. Восстановление исходного состояния измерительного органа и индикатора осуществляется блоком восстановления 4 после отключения поврежденного элемента.
Восстановление может осуществляться тремя способами; от датчика напряжения 5, поскольку на ВЛ восстанавливается напряжение; от датчика тока, реагирующего на нагрузочный ток ВЛ; вручную. Последний способ применяется редко, так как при этом значительна загрузка оперативного персонала.
В качестве датчиков тока используют трансформаторы тока в двух фазах ВЛ или специальные магнитные датчики, устанавливаемые на изоляционном расстоянии от проводов линии [9]. Напряжение подводится к указателю с помощью емкостного отбора, который возможен как антенным путем, т. е. через дополнительный изолированный провод, подвешенный в одном пролете ВЛ, так и с помощью присоединения к рабочему проводу через подвесной изолятор. В качестве измерительного органа используются чаще всего электромагнитные реле.
Индикаторы делятся на стационарные и переносные. В последнем случае один индикатор используется для группы стационарных блоков, установленных на ВЛ и имеющих штепсельные розетки для подключения переносного индикатора. Стационарные индикаторы — это механические указатели, которые хорошо заметны с расстояния в несколько метров. Переносные индикаторы состоят из гальванической батарейки и лампочки, сигнализирующей о положении контактов стационарного блока. Контактный выход стационарного блока может быть также использован для телесигнализации.
Указатели КЗ могут устанавливаться как на ТП, так и на опорах ВЛ. По данным [11, 12] установка УКЗ только на узловых ТП сети 6—10 кВ сокращает время поиска повреждений на 28 %.
Устройства земляной сигнализации
Устройства земляной сигнализации делятся на стационарные и переносные. Первые устанавливаются в узловых точках сети, вторые переносятся оперативным персоналом в процессе поиска. При этом для сетей, состоящих из ВЛ, переносные устройства могут перемещаться вдоль трассы и обеспечивать не только выделение поврежденной ВЛ, но и ОМП. В кабельных сетях переносные устройства, так же как и стационарные, используются только на ТП для выделения поврежденного элемента. Общие теоретические основы действия УЗС различного назначения будут рассмотрены ниже. В этом параграфе отметим лишь те характеристики УЗС, которые важны для выделения поврежденного элемента сети.
Существенной характеристикой является способность реагировать на кратковременные или устойчивые замыкания на землю (ЗНЗ), Реагирование на кратковременные ЗНЗ оказывает помощь как для своевременного профилактического выделения очага повреждения, так и для случая автоматического отключения направления из РП. Последний случай типичен для кабельной сети, так как КЗ в КЛ почти всегда связаны с ЗНЗ. Недостатком таких устройств является необходимость ручного восстановления исходного состояния. Этого недостатка лишены устройства, реагирующие на устойчивое однофазное замыкание. Однако они не срабатывают при кратковременных ЗНЗ и КЗ.
Переносные УЗС характеризуются абсолютным или относительным «замером». В первом случае для принятия решения о направлении на место повреждения необходима дополнительная информация о максимальном «замере» для неповрежденного направления.
Мегаомметры
Мегаомметры, используемые в процессе поиска поврежденного элемента сети 6—35 кВ, должны иметь возможно большее номинальное напряжение. В СССР это мегаомметры на 2,5 кВ, в Великобритании и ряде других стран — на 5 кВ. Для КЛ, поврежденных при КЗ, напряжения 5 кВ часто недостаточно, чтобы выяснить состояние изоляции, что, как уже отмечалось, связано со специфическими свойствами кабельной изоляции. Сопротивление изоляции, равное сотням и тысячам мегаом при напряжении 2,5—5 кВ, еще не свидетельствует об исправности КЛ. Поэтому приходится использовать передвижные испытательные установки.
Передвижные испытательные установки
Передвижные испытательные установки, обычно применяемые при профилактических испытаниях, имеют постоянное напряжение 30 кВ и более [13 ]. Однако в труднодоступных местах используются специальные малогабаритные устройства, переносимые вручную.
Указатели повреждения
Указатели повреждения, используемые при поиске поврежденного элемента в ряде электрических сетей 6—10 кВ, действуют по принципу подключения одной фазы поврежденной цепочки КЛ и ТП к рабочему напряжению через выпрямитель, добавочный резистор и неоновую лампочку.
При отсутствии в проверяемой цепочке замыкания на землю емкость цепочки постепенно зарядится и неоновая лампочка светиться не будет. При наличии замыкания на землю через неоновую лампочку будет длительно протекать некоторый ток, вызывая ее свечение.
По существу подключение УП является также испытанием постоянным напряжением, значение которого близко к амплитуде фазного рабочего напряжения. Конструкция УП аналогична конструкции указателя напряжения с добавочным резистором и вольтметром, которые используются для измерения разности потенциалов и местах деления сети, связывающей два ЦП. Электрическая прочность изоляционных цилиндров рассчитана на возможность прикосновения наконечника на краю цилиндра к рабочему напряжению. Использование УП разрешается в условиях различных сетей распоряжением, регламентирующим соблюдение правил по технике безопасности.
Выделение поврежденного элемента производится различным образом для автоматизированных и неавтоматизированных участков сети.
Автоматизация распределительной сети наиболее часто осуществляется по двухлучевой схеме. При этом в каждый ТП заходят два разных направления КЛ 6—35 кВ, питающие две раздельные секции с трансформаторами. При отключении какого-либо направления нагрузка со стороны 127—380 В оставшегося без напряжения трансформатора автоматически переключается с помощью контакторных станций на трансформатор, питающийся от другого направления («луча»). Все токоприемники сохраняют питание. В этих условиях выделение поврежденного элемента облегчается. Поэтому целесообразно сначала рассмотреть процесс поиска повреждений в неавтоматизированных участках сети.
Начнем рассмотрение со случая автоматического отключения направления из РП неавтоматизированной распределительной сети на примере схемы участка сети, изображенной на рис. 2.4. Участок содержит 13 ТП, питающихся от двух распределительных пунктов ΡΠΙ и РПΙΙ. Поперечными стрелками показаны места деления замкнутой сети, обеспечивающие радиальное (одностороннее) питание каждого ТП в нормальном режиме.
При автоматическом отключении выключателя направления ΡΠΙΙ—ТП4 без напряжения остаются трансформаторные пункты 4, 5, 6, 8, 12 и 13 (рис. 2.4). Признаками автоматического отключения направления являются: возникновение на шинах центра питания ЦП, от которого производится электроснабжение РПП, снижение напряжения или кратковременное ЗНЗ, частичный сброс нагрузки с питающего кабеля ЦП—РПΙΙ, показание УЗС на этом кабеле со стороны ЦП.
При наличии ТС и телеизмерений (ТИ) в РП, передаваемых на диспетчерский пункт, обеспечивается однозначное указание номера отключившегося направления. Оперативный персонал может также использовать телефонные сообщения абонентов, получающих электроснабжение от соответствующих ТП, об исчезновении напряжения.
В случае отключения в результате КЗ направления РПП—ТП4 поврежденным элементом, может быть при селективной работе ПП трансформаторов одно из РУ указанных выше шести ТП или одна из соединяющих их семи линий. Задача оперативной бригады — выделить один из этих 13 элементов, обеспечив включение остальных.
В [11, 12,14] имеются материалы как по так называемой стратегии поиска, так и по алгоритмам и программам на ЭВМ, предназначенным оптимизировать процесс поиска. За основной критерий принимается минимизация недоотпуска потребителям электроэнергии. Если же берется допущение о равномерности нагрузок отдельных ТП, то за критерий принимается минимизация затрат времени на поиск. ,
Известные работы, например [12, 14], используют в качестве основных показателей наибольшую вероятность отыскания поврежденного элемента, либо максимальную эффективность затрат времени на каждом шаге поиска, либо, наконец, приближенную оценку на каждом шаге «глобального» критерия (результирующего недоотпуска энергии). Шаг поиска — это последовательное деление на две части оставшегося отключенным участка сети после очередного включения исправной части. В рассматриваемом примере (рис. 2.4) первым шагом поиска могут быть деление отключившегося участка в ТП 5 в сторону пункта 4 и проверка исправности участка в сторону ТП 4 и остальной части.
Если повреждение оказывается в остальной части; то выключатель в РПП в сторону ТП 4 может быть включен (ТП 4, 12 и 13 получают питание), а участок с ТП 5, 6 и 8 должен на втором шаге вновь делиться на две части.
Выбор точек очередного деления и составляет задачу рассматриваемых алгоритмов и программ. Исходной информацией являются топография расположения ТП, электрическая схема соединений, элементы режима сети (нагрузки, уставки защит и т. п.). Разработанные алгоритмы и программы представляются полезными и целесообразными для расчетов эффективности внедрения УКЗ и различных мероприятий, ускоряющих поиск повреждений, и оценки каких-либо усредненных показателей по длительности поиска повреждений. Однако для практического руководства действиями оперативных бригад эти алгоритмы и программы в настоящее время рекомендованы быть не могут и их описание в настоящей книге нецелесообразно. Причины этого следующий.
- Предполагается, что выделение поврежденной части выполняется единообразно с равными затратами времени на процесс установления факта наличия или отсутствия повреждения. Так, в [11, 12] проверка участка мегаомметром считается исходной во всех случаях. На самом деле для изоляции КЛ проверка мегаомметром часто недостаточна. Более того, при КЗ в соединительных муфтах
(о чем заранее неизвестно) через 20—30 мин после очередного показания мегаомметра о низком сопротивлении повреждение «заплывает» и показания мегаомметра соответствуют как бы исправному кабелю (сотни и тысячи мегаом).
Даже применение УП и испытательных установок не исключает возникновения явления «заплывания». В этих условиях время на саму проверку изоляции занимает значительную долю, часто более существенную, чем на переезды между соседними ТП. Опытный персонал может оценить состояние изоляции по первому замеру и принять решение, например, о временном включении участка с поврежденным, но «заплывшим» дефектом изоляции, или о разгрузке ряда ТП по сети низкого напряжения. Введение такой дополнительной вероятностной информации в программы ЭВМ — дело, по крайней мере в настоящее время, неосвоенное.
- Во многих случаях, как показывает опыт эксплуатации, в процессе поиска повреждения возникает важная дополнительная информация. К ней относятся, например, сведения о раскопках на трассе КЛ, работе высокогабаритных механизмов на трассе ВЛ. Часто начало таких работ совпадает с днем возникновения КЗ, и оперативная бригада может узнать о них лишь в промежуточной стадии поиска. Привлеченный к ликвидации аварии эксплуатационный персонал имеет априорную информацию о слабых местах своего участка, которую он может сообщить в процессе поиска повреждения, но заранее по психологическим причинам сообщать не будет.
- Наиболее перспективным для ОМП в разветвленных сетях 6—35 кВ является использование ФП на головных участках (начале направлений) с УКЗ в местах разветвлений. Этот способ впервые применен в Белоруссэнерго [15]. Фиксирующие приборы, указывая расстояние до места КЗ (см. гл. 7), позволяют определить как бы радиус зоны расположения повреждения, а УКЗ позволяют уточнить поврежденный элемент.
Пусть ФП, установленный в РП11, показал, что расстояние до места КЗ составляет 1,5 км (см. пунктирную линию на рис. 2.4). Тогда можно утверждать, что повреждены линии ТП 12—13, или 5—6, или 5—8. Если при этом УКЗ в ТП 5 показывает направление в сторону ТП 8, то повреждена линия ТП 5—8.
На топографических схемах распределительной сети заранее наносят эквидистанционные линии, что существенно облегчает поиск. Описанный способ исключает необходимость в поочередном делении отключенных направлений на части.
- Перспективой развития сетей 6—35 кВ является их автоматизация с исключением обесточения токоприемников при КЗ. На автоматизированных участках сети сохраняются лишь требования ускорения ликвидации ненормальных режимов и экономии трудовых затрат и средств на выполнение поиска.
При отключении из РП направления, все ТП которого питаются по двухлучевой схеме, оперативная бригада не должна заботиться об электроснабжении токоприемников, а лишь о последовательном выделении поврежденного элемента с помощью имеющихся информации и технических средств.
При автоматическом отключении питающего РП кабеля с двух сторон необходимо сначала убедиться, было ли КЗ. Признаками КЗ являются наличие снижения напряжения и показания УЗС, реагирующих на кратковременные ЗНЗ, на ЦП. Автоматическое отключение питающих кабелей может происходить и по причине их перегрузки. При отключении вследствие КЗ необходимо проверить КЛ мегаомметром или УП, или испытательной установкой. Следует подчеркнуть, что после КЗ мегаомметром проверяют не только сопротивление изоляции кабеля, но и целость токоведущих жил. Для этой цели на одном конце КЛ все три жилы, изолированные от заземлений, соединяют между собой. На другом конце каждую пару жил поочередно проверяют мегаомметром. Нулевое показание мегаомметра свидетельствует о целости жил.
При поиске места КЗ в распределительных сетях необходимо учитывать следующие особенности РУ и трансформаторов.
Повреждения ошиновки и разъединителей ТП в большинстве случаев заметны при осмотре. Если же следов происшедшего КЗ нет, а данные проверки состояния отходящих линий и трансформаторов ТП указывают на их исправность, то необходимо пофазное испытание изоляции РУ самого ТП повышенным переменным напряжением от испытательной установки. Отсутствие пробоев — достаточное основание для включения РУ под рабочее напряжение.
Плавкие предохранители на трансформаторах со стороны высшего напряжения устанавливаются с номинальным током, в 2—3 раза превышающим номинальный ток трансформатора. Поэтому основной причиной перегорания ПП является КЗ в самом трансформаторе и значительно реже в перемычках, присоединяющих его к сети.
Если проверка изоляции и целости обмоток трансформатора мегаомметром не выявила наличия неисправности, то этого еще недостаточно для заключения о возможности включения трансформатора в работу. Дело в том, что весьма распространенным видом повреждения трансформаторов является витковое замыкание. Отсутствие виткового замыкания проверяется с помощью специальной установки [8]. При необходимости срочной проверки исправности трансформатора его включают на х. х. со стороны низшего напряжения с установкой ПП на 10 % номинального тока. Перегорание вставки ПП указывает на наличие виткового замыкания.
При устойчивых однофазных замыканиях на землю выделение поврежденного элемента осуществляется на основе показаний УЗС. Хотя все токоприемники получают электроснабжение, необходимо минимизировать длительность нахождения сети в режиме однофазного замыкания. Это связано как с опасностью «пережога» (перехода в междуфазное КЗ) в месте замыкания, так и с вероятностью возникновения пробоя изоляции в другой точке сети вследствие перенапряжений (двойного замыкания на землю).
Для автоматизированных участков сети в этих условиях оптимальным является немедленное отключение направления или питающего кабеля от РП в соответствии с показанием УЗС. Если после этого ЗНЗ исчезнет, то выделение поврежденного элемента осуществляется последовательным делением отключенного участка. Все операции аналогичны описанным выше для случая КЗ. Только мегаомметром или испытательной установкой надо проверять лишь изоляцию одной фазы. Факт исчезновения ЗНЗ устанавливается в РП или ТП с помощью указателя напряжения. При поднесении указателя к токоведущим частям поврежденной фазы его лампочка не светится.
Для неавтоматизированных участков сети скорейшее выделение поврежденного элемента необходимо осуществлять без отключения групп элементов, так как это приводит к обесточению токоприемников. В большинстве случаев возможно поочередное отключение от сети только одного элемента, например КЛ между соседними ТП. В этих условиях селективные УЗС играют решающую роль в ускорении поиска.
Перемещения оперативной бригады по участку определяются следующими факторами:
взаимным схемным и топографическим расположением узловых точек сети;
наличием или отсутствием ТС положения УЗС;
наличием априорной или оперативной информации о раскопках или иных работах на трассах КЛ или ВЛ участка.
Если показания УЗС и дополнительная информация указывают на повреждение конкретного элемента, то он подлежит немедленному отключению от сети. Оперативные переключения, проводимые при этом для сохранения электроснабжения токоприемников, должны исключать возможность переноса ЗНЗ с одного ЦП на другой. В противном случае происходит изменение баланса токов замыкания на землю и повышение вероятности «пережога» и двойных замыканий.
После отключения выделенного элемента ЗНЗ в сети должно исчезнуть.
При кратковременных замыканиях на землю фиксируются показания УЗС, реагирующих на этот вид повреждения. Элементы соответствующего участка кабельной сети поочередно выделяются и испытываются с помощью передвижной установки. Для ВЛ ограничиваются наружным осмотром.