Устройство сетей электроснабжения напряжениемдо 35кВ (стр. 9 )

В настоящее время, вместо отдельных аппаратов и изделий с последующей их сборкой и монтажом на месте строительства, статические конденсаторные установки поставляют крупными блоками, что позволяет широко применять современные индустриальные методы монтажа, обеспечивающие надежность их работы и снижение стоимости.

В поставку комплектных конденсаторных установок (ККУ) входят: ячейка КРУ с выключателем, релейной защитой, измерительными приборами и другими для присоединения ККУ (заказывается заводу-изготовителю по опросному листу); конденсаторная установка, состоящая из ячейки ввода, ячеек с конденсаторами (количество зависит от мощности установки), шин для соединения ячеек конденсаторов между собой и с ячейкой ввода, а также метизы для сборки при монтаже на месте установки ККУ, автоматическое устройство для регулирования по требуемому параметру. При поставке к комплекту установок прилагается паспорт изделий и инструкции по монтажу и эксплуатации, а также указания по составлению строительного задания на установку ККУ и подвод силового и контрольных кабелей.

Монтаж комплектных конденсаторных установок сводится к соединению ячеек друг с другом с помощью болтовых соединений; установке сборных шин; закреплению комплектных конденсаторных установок на фундаменте болтами; присоединению питающих кабелей и заземляющих проводников. Присоединение шин к выводам изоляторов конденсаторов выполняют гибким токопроводом, позволяющим исключить изгибающие усилия в изоляторах при колебаниях температуры окружающей среды.

Методы регулирования напряжения.

Устройства регулирования напряжения

Напряжение в узлах сети постоянно меняется из-за изменения нагрузки, режима работы источников питания, схемы сети.

Режим напряжений в электрической сети должен быть таким, чтобы были выполнены требования ГОСТ в отношении допустимых отклонений напряжения для электроприемников, которые питаются от этой сети. Значения отклонений напряжения часто превышают допустимые по следующим причинам:

• большие потери напряжения в сети;

• неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов;

• неправильное построение схемы сети.

Очень часто эти причины возникают при развитии сети, при ее реконструкции. Поэтому чтобы обеспечить необходимые отклонения напряжения на шинах электроприемником следует применять регулирование напряжения.

Регулированием напряжения называется процесс изменения напряжения в характерных точках сети с помощью специальных технических средств.

Способы регулирования напряжения возникли с возникновением электрических сетей. Их развитие происходило от низших уровней управления к высшим. Сначала использовалось регулирование напряжения в центрах питания распределительных сетей и непосредственно у потребителей и на энергоблоках электростанций. Сейчас эти методы регулирования напряжения называются локальными. По мере развития сетей и объединения их в крупные энергосистемы возникла необходимость координировать работу локальных методов. Координирование относится к высшим уровням регулирования напряжения.

Локальное регулирование может быть централизованным и местным. Централизованное управление выполняется в центрах питания. Местное регулирование проводится непосредственно у потребителей. Регулирование напряжения в центрах питания приводит к изменению режима напряжения во всей сети, которая питается от него. Местное регулирование приводит к изменению режима напряжения в ограниченной части сети.

Центрами питания (ЦП) могут быть шины генераторного напряжения электрических станций, низшего напряжения районных подстанций или подстанций глубокого ввода.

Регулирование напряжения на генераторах электростанций выполняется за счет изменения тока возбуждения с помощью устройства автоматического регулирования возбуждения (АРВ).

Регулирование напряжения на шинах низшего напряжения понижающих подстанций производится с помощью:

• трансформаторов со встроенными устройствами для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН);

• синхронных компенсаторов (СК);

• линейных регуляторов (ЛР).

При этом регулирование напряжения производится автоматически в пределах располагаемого диапазона регулирования. Регулирование напряжения происходит одновременно для всех линий электропередач сети, которые питаются от шин центра питания.

Качество напряжения обеспечивается только в том случае, когда к шинам центра питания присоединены однородные потребители. Для них график изменения нагрузки является однотипным.

Если электроприемники имеют разные графики нагрузки, то в центре питания применяют схемы группового централизованного регулирования. В этом случае электроприемники делят на группы в соответствии с характером их нагрузки. Линии электропередач, которые питают такие группы электроприемников, стараются присоединить к разным секциям шин центра питания и регулировать напряжение на каждой секции отдельно.

Если такой возможности нет, то в центре питание выполняется регулирование как для группы однородных потребителей. У тех потребителей, которым этого регулирования напряжения оказалось недостаточно, выполняется и местное регулирование напряжения.

В зависимости от характера электроприемников можно выделить три подтипа регулирования напряжения:

• стабилизация напряжения;

• двухступенчатое регулирование напряжения;

• встречное регулирование.

Стабилизация напряжения применяется для потребителей с практически неизменной нагрузкой в течение суток (трехсменные предприятия).

Двухступенчатое регулирование выполняется для электроприемников с ярко выраженным двухступенчатым характером изменения нагрузки (односменные предприятия). В этом случае поддерживается два уровня напряжения в сутки в соответствии с графиком нагрузки.

В случае переменной суточной нагрузки выполняется встречное регулирование. Этот подтип регулирования напряжения самый распространенный.

Метод встречного регулирования. Суть метода встречного регулирования заключается в изменении напряжения в зависимости от изменения графика нагрузки электроприемника.

Согласно метода встречного регулирование напряжение на шинах низшего напряжения районных подстанций в период максимальной нагрузки должно поддерживаться на 5 % выше номинального напряжения питаемой сети. Эта цифра приведена в ПУЭ (Правила устройства электроустановок). Опыт эксплуатации показывает, что следует повышать напряжение на 10 %, если при этом отклонение напряжения у ближайших потребителей не превосходит допустимого значения. В период минимальной нагрузки (Рмин ≤ Рмакс) напряжение на шинах 6-10 кВ ПС понижается до номинального напряжения.

Для регулирования напряжения трансформаторами подстанций предусмотрена возможность изменять коэффициент трансформации в пределах 10 – 20 %. По конструктивному исполнению различают два типа переключающих устройств:

• с регулированием без возбуждения (ПБВ), то есть для изменения коэффициента трансформации трансформатор отключают от сети;

• с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

Устройство РПН дороже устройства ПБВ. Стоимость устройства мало зависит от мощности трансформатора. Поэтому относительное удорожание трансформатора с РПН будет значительно большим для трансформаторов меньшей мощности. В связи с этим трансформаторы напряжением 6 – 20 кВ большей частью выполняются с ПБВ, а трансформаторы напряжением выше 35 кВ с РПН.

Устройство РПН, как правило, устанавливают на обмотке высшего напряжения по следующим причинам:

• на стороне высшего напряжения меньшие токи, поэтому устройство имеет меньшие габариты;

• обмотка высшего напряжения имеет большее количество витков, поэтому точность регулирования выше;

• по конструктивному исполнению обмотка высшего напряжения является наружной (магнитопровод – обмотка низшего напряжения – обмотка высшего напряжения). Поэтому ревизию устройства РПН выполнять проще;

• устройство РПН располагают в нейтрали высшей обмотки. Обмотки высшего напряжения соединяются в звезду, а обмотки низшего напряжения соединяются в треугольник. Трехфазное регулирование проще выполнить на обмотках, соединенных в звезду.

Линейные регуляторы (ЛР) предназначены для создания в сети дополнительной ЭДС. Эта дополнительная ЭДС складывается с вектором напряжения сети и изменяет его. Таким образом выполняется регулирование напряжения сети. Линейные регуляторы используются в сети, если регулировочного диапазона устройства РПН силового трансформатора не хватает для обеспечения необходимого уровня напряжения в сети. Они применяются также при реконструкции сети, если там установлены трансформаторы без РПН. Линейные регуляторы могут включаться последовательно обмотке силового трансформатора (рис. 39 а) и на отходящих линиях электропередач (рис. 39 б).

Рис.39 Установка ЛР в сети

ЭДС, создаваемая линейным регулятором зависит:

• от величины питающего напряжения;

• от фазы питающего напряжения;

• от коэффициента трансформации линейного регулятора.

Линейные регуляторы большой мощности выполняются трехфазными мощностью 16 – 100 МВ∙А с устройством РПН 15 % напряжением 6 – 35 кВ. На напряжение 35 – 150 кВ ЛР выполняются мощностью 92 – 240 МВ∙А. В сетях 6 – 10 кВ ЛР выполняются в виде автотрансформаторов.

Тема 3.5 Защита оборудования электрических сетей

напряжением до 35кВ

Автоматизация и релейная защита

Назначение релейной защиты и автоматики

В условиях эксплуатации возможны повреждения отдельных элементов системы электроснабжения. В ряде случаев повреждение должно быть ликвидировано в течение долей секунды, совершенно очевидно, что человек не в состоянии справиться с такой задачей. Поэтому для определения места повреждения и подачи сигнала на отключение соответствующих выключателей устанавливаются специальные автоматические устройства. Это и есть релейная защита, действующая на отключение. В некоторых случаях выключение и защита совмещаются в одном аппарате (предохранитель, автомат).

Иногда в условиях эксплуатации возникают ненормальные режимы, существование которых допустимо в течение некоторого времени. Нарушение нормального режима в этих случаях может быть ликвидировано действием оперативного персонала. При этом нецелесообразно немедленное отключение элемента электрической сети, а достаточно дать сигнал персоналу. Это осуществляется релейной защитой, действующей на сигнал.

Релейная защита - только часть автоматики, получившая применение в системах раньше других автоматических устройств. Вместе с тем, одна релейная защита не в состоянии обеспечить надежность и бесперебойность электроснабжения.

Релейная защита и автоматика должны удовлетворять ряду требований, основными из которых являются: селективность, чувствительность, быстродействие, надежность.

Под селективностью понимается свойство релейной защиты, действующей на отключение, избирать поврежденный участок и отключать только его. Для релейной защиты, действующей на сигнал, под селективностью понимается способность однозначно указывать место возникновения ненормального режима и конкретный элемент системы электроснабжения, требующий вмешательства персонала. Понятие селективности присуще также устройствам автоматики, например, устройствам, действующим на отключение элементов.

Под чувствительностью релейной защиты понимается ее способность реагировать на возможные повреждения в минимальных режимах системы электроснабжения, когда изменение воздействующей величины (величина, на которую реагирует защита) будет минимальным.

Обычно стремятся сделать защиту возможно более чувствительной, сохраняя, однако, ее селективность. Это требование и ставит практический предел возможной чувствительности защиты. Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности. Он регламентирует отношение между значением воздействующей величины при повреждении в защищаемой зоне и установленным на защите значением параметра ее срабатывания.

Чувствительность - одно из основных требований, предъявляемых к устройствам автоматики. Высокой чувствительностью должны обладать, например, автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) и автоматические регуляторы частоты (АРЧ), реагирующие на изменения напряжения и частоты в системе.

Время отключения повреждения складывается из времени действия защиты и времени действия выключателя. Следовательно, для ускорения отключения повреждений необходима не только быстродействующая защита, но и быстродействующие выключатели. Защиты, действующие со временем, не большим 0,1 ...0,2 с, считаются быстродействующими. Время отключения наиболее распространенных выключателей не превышает 0,06...0,15 с.

Для повышения надежности электроснабжения недостаточно только быстрого отключения поврежденного элемента, необходимо также быстро включить этот элемент повторно в работу или заменить его резервным. Таким образом, быстродействием должны обладать также устройства АПВ и АВР.

Применительно к релейной защите и автоматике под надежностью понимают свойство этих устройств выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение требуемого промежутка времени.

Для обеспечения надежности релейная защита и автоматика должны выполняться при помощи высококачественных и надежно работающих реле и других элементов. Их монтаж должен быть надежным, т. е. таким, при котором исключается обрыв проводов, замыкание между ними, ложное срабатывание от механических сотрясений и др. Существенное значение для надежности имеет правильная эксплуатация защиты и автоматики. Состояние всех устройств защиты и автоматики должно периодически проверяться. Так как каждый элемент может оказаться неисправным, то надежность защиты и автоматики тем выше, чем меньшее число элементов они содержат. Особенно важно уменьшение числа наименее надежных элементов, которыми являются контакты реле. Поэтому для увеличения надежности устройства следует стремиться к его упрощению. Существенное повышение надежности устройств релейной защиты и автоматики может быть достигнуто применением бесконтактных элементов.

Основные виды защит: токовые защиты; защиты напряжения; токовые направленные защиты; дистанционные защиты; дифференциальные защиты; высокочастотные защиты.

Защита кабельных линий. Основными видами повреждений кабельных линий, требующих отключения, являются однофазные на землю или междуфазные КЗ. Так как кабельные сети напряжением 6кВ работают с изолированной или заземленной через реактор нейтралью, замыкание одной фазы на землю не является аварийным режимом, требующим немедленного отключения. Поэтому защиту от замыканий одной фазы на землю в сетях напряжением 6кВ делают в большинстве случаев на сигнал. На кабельных линиях напряжением 6кВ должна быть предусмотрена защита от однофазных замыканий на землю, в качестве которой применяется максимальная токовая защита(МТЗ) нулевой последовательности; фильтром тока нулевой последовательности служиттрансформатор тока нулевой последовательности (ТНП). Появление токов нулевой последовательности объясняется нарушением симметрии емкостных токов и фазных напряжений.

Для того чтобы МТЗ нулевой последовательности не сработала ложно, принимают специальные меры, а именно: воронку, броню и оболочку кабеля на участке от воронки до ТНПизолируют от земли, а заземленный провод присоединяют к воронке кабеля и пропускают черезотверстие магнитопровода ТНП в направлении кабеля. При таком исполнении цепей защитытоки, проходящие по броне и проводящей оболочке кабеля, компенсируются токами, возвращающимися по заземляющему проводу. Если этого не предусмотреть, то при однофазном замыкании на землю токи повреждения могут замыкаться как через землю, так и по проводящейоболочке кабеля, в том числе и неповрежденного, расположенного вблизи поврежденного. Это

может вызвать срабатывание защиты неповрежденного кабеля.

Защита трансформаторов напряжением 6... 10/0,4 кВ. Основными видами повреждений трансформаторов напряжением 6... 10/0,4 кВ и мощностью 100...2500 кВА являются следующие:

• междуфазные КЗ в обмотках и на их выводах;

• однофазные замыкания: на землю и между витками одной фазы;

• внутренние повреждения, называемые «пожар стали» магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами магнитопровода, что ведет к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые токи. Потери вызывают нагрев стали, ведущий к разрушению изоляции.

На подстанциях с трансформаторами напряжением 6... 10/0,4 кВ обычно устанавливают максимальную токовую защиту, защиту от однофазных замыканий на землю, газовую защиту для трансформаторов мощностью от 400 кВ•А и выше.

Одним из основных требований потребителей электрической энергии является требование надежности. Подключение потребителей к одному источнику питания через одиночную линию не обеспечивает высокой надежности электроснабжения. В случае выхода из строя генератора или линии электроснабжение прекращается.

Надежность питания может быть повышена как за счет повышения надежности самих элементов схемы - генераторов, линий электропередачи, выключателей н т. д.. так и за счет резервирования, сущность которого заключается в том. что при выходе из строя какого-либо основного элемента схемы сети в работу вводится резервный элемент.

Заземление

Заземление — электрическое соединение предмета из проводящего материала с землёй. Заземление состоит из заземлителя (проводящей части или совокупности соединенных между собой проводящих частей, находящихся в электрическом контакте с землей непосредственно или через промежуточную проводящую среду) и заземляющего проводника, соединяющего заземляемое устройство с заземлителем. Заземлитель может быть простым металлическим стержнем (чаще всего стальным, реже медным) или сложным комплексом элементов специальной формы.

Качество заземления определяется значением электрического сопротивления цепи заземления, которое можно снизить, увеличивая площадь контакта или проводимость среды — используя множество стержней, повышая содержание солей в земле и т. д. Устройство заземления в России требования к заземлению и его устройство регламентируются Правилами устройства электроустановок (ПУЭ).

Типы систем заземления

По международной классификации система заземления сети обозначается двумя буквами, первая из них указывает на характер заземления источника питания, вторая — на характер заземления открытых проводящих частей электроустановки. В обозначениях используются начальные буквы французских слов:

• T (terre — земля) — заземлено;

• N (neuter — нейтраль) — присоединено к нейтрали источника (занулено);

• I (isole) — изолировано.

В ГОСТе введены обозначения нулевых проводников:

• N — нулевой рабочий проводник;

• PE — нулевой защитный проводник;

• PEN — совмещённый нулевой рабочий и защитный проводник.

Предусмотрены три системы заземления сетей:

• TN — нейтраль источника заземлена. Открытые проводящие части электроустановки присоединены к этой точке посредством нулевых защитных проводников;

• TT — нейтраль источника заземлена, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к заземлителю, электрически независимому от заземлителя нейтрали источника питания;

• IT — нейтраль источника изолирована, а открытые проводящие части электроустановки заземлены.

Заземление опор ВЛ.

Заземлением какой-либо части электроустановки называется преднамеренное электрическое соединение этой части с заземляющим устройством. Защитным заземлением называется заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности. Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников. На линиях электропередачи заземляются опоры и грозозащитные тросы.

На металлических и железобетонных опорах соединение грозотросов с заземляющими устройствами опор всегда осуществляется с использованием металла опор, включая траверсы, или арматуры ж/б стойки. В последнем случае в типовых унифицированных железобетонных опорах предусмотрены два спуска внутри стойки, обеспечивающие электрическую непрерывность и термическую стойкость всех элементов опоры, по которым может протекать ток разряда или короткого замыкания ВЛ на землю, и имеется возможность присоединения к ним грозотроса вверху и внизу контура заземления.

На деревянных, современных пластмассовых и ж/б опорах, не имеющих спусков, до монтажа проводов и грозотросов необходимо их установить.

Заземляющие устройства. На ВЛ подлежат заземлению: опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства грозозащиты; железобетонные и металлические опоры ВЛ напряжением 3—35 кВ; металлические и железобетонные опоры ВЛ кВ без грозотросов и других устройств грозозащиты, если это необходимо по условиям обеспечения надежной работы релейной защиты и автоматики.

Заземления опор служат для уменьшения вероятности обратных перекрытий за счет напряжения, возникающего при протекании тока молнии, ударившей в грозотрос или в опору, по сопротивлению заземления. Таким образом, оно имеет чисто грозозащитный характер.

Сопротивления заземляющих устройств ВЛ не должны превосходить расчетные значения при измерениях на промышленной частоте в период их наибольших значений в летнее время при отсоединенных грозотросах, но с использованием всех других естественных заземлителей, в частности естественной проводимости железобетонных опор и фундаментов. Измерения могут производиться и в другое время года с соответствующими пересчетами.

Примечание: При использовании естественной электрической проводимости комлевой части железобетонных опор или фундаментов металлических опор, желательно обратную засыпку сверленых или копаных котлованов производить вынутым или «улучшенным» грунтом с трамбованием.

Заземление опор ВЛ без грозозащитных тросов необходимо потому, что в сетях с изолированной нейтралью возможна длительная работа с заземленной фазой, причем при перекрытии изоляции на одной из фаз данной опоры, эта фаза будучи изолированной от земли переходным сопротивлением «земля - опора», может иметь по отношению к земле потенциал, близкий к фазному, что опасно для населения, персонала и животных.

Таким образом, стойка ж/б опоры или фундамент, имеют характер заземлений, обеспечивающих электробезопасность, и по значению должны быть: не более 30 Ом для ВЛ 3—20 кВ в ненаселенной местности в грунтах с удельным сопротивлением ρ до 100 Ом • м, не более 0,3ρ Ом — в грунтах с удельным сопротивлением ρ выше 100 Ом • м.

Нормированное сопротивление дополнительных заземляющих устройств должны обеспечиваться без учета таких естественных заземлителей, как железобетонные опоры и фундаменты, так как при длительном стекании с них емкостного тока сети с изолированной нейтралью возможно высыхание поверхностного слоя бетона и ближайших участков земли и как следствие— самоизоляция опоры от земли.

Искусственные заземлители выполняются в виде глубинных (вертикальных) и протяженных (горизонтальных) лучевых электродов, а так же и их комбинаций, из круглой стали марки 3 диаметром 12—16 мм, а в случаях сильно агрессивных грунтов диаметром 18—20 мм.

Протяженные лучевые заземлители прокладываются параллельно поверхности земли на глубине 0,5—1 м (для скальных грунтов допускается их прокладка в разборном слое или по поверхности с обетонированием, а при прокладке зимой на многолетнемерзлых грунтах — просто по поверхности). Число, длина и направление лучей определяются расчетами.

В случаях особо высоких удельных сопротивлений грунта, когда отказ от подвески тросов невозможен (например, на подходах ВЛ к ПС и т. п.), заземление опор может выполняться с помощью противовесов (протяженных лучей заземлителей, прокладываемых вдоль оси ВЛ).

Если их длина равна половине пролета или больше нее противовесы оказываются сплошными (при необходимости можно проложить два параллельных противовеса при расстоянии друг от друга 8—12 м).

Вертикальные электроды в зависимости от электрических характеристик грунта принимаются длиной 5—20 м и выполняются методом вдавливания или ввинчивания. Если удельное сопротивление грунта с глубиной уменьшается, принимаются более длинные электроды.

Для механизации работ по прокладке протяженных лучевых заземлителей следует использовать специальные монтажные плуги или буровые грунторезные машины, а для погружения вертикальных электродов — вибропогружатели и сверлильные машины с редукторами.

Соединение элементов заземлителей между собой следует выполнять сваркой внахлест. При этом длина сварного шва должна быть не менее шести диаметров прутка. Для протяженных лучевых заземлителей обратную засыпку целесообразно выполнять однородным грунтом.

Заземление опор важнейший элемент ВЛ, требуется периодическая проверка его сопротивления и переходного сопротивления болтовых контактов (сварки) измерениями и проверка фактического состояния электродов вскрытием грунта после лет экс-плуатации и каждый раз после обнаружения места К. З. на опору

Тема 3.6 Защитные меры электробезопасности

в электроустановкахнапряжением до 35кВ

Способ заземления нейтрали сети является достаточно важной характеристикой. Он определяет:

- ток в месте повреждения и перенапряжения на неповрежденных фазах при однофазном замыкании;

- схему построения релейной защиты от замыканий на землю;

- уровень изоляции электрооборудования;

- выбор аппаратов для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений (ограничителей перенапряжений);

- электроснабжения;

- допустимое сопротивление контура заземления подстанции;

- безопасность персонала и электрооборудования при однофазных замыканиях.

В настоящее время в мировой практике используются следующие способы заземления нейтрали сетей среднего напряжения:

- изолированная (незаземленная);

- глухозаземленная (непосредственно присоединенная к заземляющему контуру);

- заземленная через дугогасящий реактор;

- заземленная через резистор (низкоомный или высокоомный).

В России, согласно п.1.2.16 последней редакции ПУЭ, введенных в действие с 1 января 2003 г., «...работа электрических сетей напряжением 3-35 кВ может предусматриваться как с изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор». Таким образом, сейчас в сетях 6-35 кВ в России формально разрешены к применению все принятые в мировой практике способы заземления нейтрали, кроме глухого заземления.

Режимы нейтралей	Область применения	Преимущества	Недостатки
Сети с изолированной нейтралью с малым током замыкания на землю	До 35 кВ	При замыкании на землю потребитель не отключается	Усиление изоляции межу фазой и землей; при замыкании фазы на землю возникает перемежающая дуга, это приводит к перенапряжениям в не поврежденных фазах
Сети с компенсированной нейтралью с малым током замыкания на землю	КЛ и ВЛ 35 кВ	Компенсация емкостного тока током индуктивной катушки, вероятность перенапряжений меньше, потребитель не отключается	Требуется установка дугогасящей катушки; усиление изоляции между фазой и землей

ПУЭ ограничивает применение режима изолированной нейтрали в зависимости от тока однофазного замыкания на землю сети (емкостного тока). Компенсация тока однофазного замыкания на землю (использование дугогасящих реакторов) должна предусматриваться при емкостных токах:

- более 30 А при напряжении 3-6 кВ;

- более 20 А при напряжении 10 кВ;

- более 15 А при напряжении 15-20 кВ;

- более 10 А в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ;

- более 5 А в схемах генераторного напряжения 6-20 кВ блоков «генератор–трансформатор».

Вместо компенсации тока замыкания на землю может применяться заземление нейтрали через резистор (резистивное) с соответствующим изменением логики действия релейной защиты.

Исторически режим изолированнойнейтрали был первым режимом заземления нейтрали, использовавшимся в электроустановках среднего напряжения. Его достоинствами являются:

отсутствие необходимости в немедленном отключении первого однофазного замыкания на землю;малый ток в месте повреждения (при малой емкости сети на землю).

Недостатками этого режима заземления нейтрали являются:

- , кабелей) из-за пробоев изоляции на других присоединениях, связанных с дуговыми перенапряжениями;

- возможность длительного воздействия на изоляцию дуговых перенапряжений, что ведет к - накоплению в ней дефектов и снижению срока службы;

- необходимость выполнения изоляции электрооборудования относительно земли на линейное напряжение;

- сложность обнаружения места повреждения;

- опасность электропоражения персонала и посторонних лиц при длительном существовании замыкания на землю в сети;

- сложность обеспечения правильной работы релейных защит от однофазных замыканий, так как реальный ток замыкания на землю зависит от режима работы сети (числа включенных присоединений).

Кроме того, значительное число повреждений трансформаторов напряжения типа НТМИ-6(10), ЗНОЛ-6(10), ЗНОМ-35 в отечественных сетях 6-35 кВ с изолированнойнейтралью при однофазных замыканиях на землю также связано с состоянием нейтрали сетей среднего напряжения.

Недостатки режима работы с изолированной нейтралью весьма существенны, а такое достоинство, как отсутствие необходимости отключения первого замыкания, достаточно спорно. Так, всегда есть вероятность возникновения второго замыкания на другом присоединении из-за перенапряжений и отключения сразу двух кабелей, электродвигателей или воздушных линий. Такое развитие событий в эксплуатации не так редко, как кажется на первый взгляд. Именно по этой причине во многих странах, таких, как США, Канада, Англия, Австралия, Бельгия, Португалия, Франция и другие, отказ от режима изолированной нейтрали произошел еще в 40–50-х годах прошлого века. В настоящее время из промышленно развитых стран режим изолированнойнейтрали применяют только Италия, Япония и Финляндия. Причем в Италии сейчас рассматривается возможность перехода к работе с заземлением через дугогасящий реактор, а в Японии – с заземлением через резистор.

В России до последнего времени режим изолированной нейтрали был закреплен в ПУЭ. Именно этим объясняется сложившееся положение, когда даже в сетях с высоковольтными электродвигателями, где защита от однофазных замыканий выполнена с действием на отключение без выдержки времени, применяется режим изолированной нейтрали.

Нейтраль, заземленная через дугогасящий реактор

Она также достаточно часто применяется в России. Этот способ заземления нейтрали, как правило, находит применение в разветвленных кабельных сетях промышленных предприятий и городов. При этом способе нейтральную точку сети получают, используя специальный трансформатор.

С точки зрения исторической последовательности возникновения этот способ заземления нейтрали является вторым. Он был предложен немецким инженером Петерсеном в 20-х годах прошлого столетия (в европейских странах дугогасящие реакторы называют по имени изобретателя «Petersencoil» – катушка Петерсена).

Достоинствами этого метода заземления нейтрали являются:

- отсутствие необходимости в немедленном отключении первого однофазного замыкания на землю;

- малый ток в месте повреждения (при точной компенсации – настройке дугогасящего реактора в резонанс);

- возможность самоликвидации однофазного замыкания, возникшего на воздушной линии или ошиновке (при точной компенсации – настройке дугогасящего реактора в резонанс);

- исключение феррорезонансных процессов, связанных с насыщением трансформаторов напряжения и неполнофазными включениями силовых трансформаторов.

Недостатками этого режима заземления нейтрали являются:

- возникновение дуговых перенапряжений при значительной расстройке компенсации;

- возможность возникновения многоместных повреждений при длительном существовании дугового замыкания в сети;

- возможность перехода однофазного замыкания в двухфазное при значительной расстройке компенсации;

- возможность значительных смещений нейтрали при недокомпенсации и возникновении неполнофазных режимов;

- возможность значительных смещений нейтрали при резонансной настройке в воздушных сетях;

- сложность обнаружения места повреждения;

- опасность электропоражения персонала и посторонних лиц при длительном существовании замыкания на землю в сети;

- сложность обеспечения правильной работы релейных защит от однофазных замыканий, так как ток поврежденного присоединения очень незначителен.

В России режим заземления нейтрали через дугогасящий реактор применяется в основном в разветвленных кабельных сетях с большими емкостными токами. Кабельная изоляция в отличие от воздушной не является самовосстанавливающейся. То есть, однажды возникнув, повреждение не устранится, даже несмотря на практически полную компенсацию (отсутствие) тока в месте повреждения. Соответственно для кабельных сетей самоликвидация однофазных замыканий как положительное свойство режима заземления нейтрали через дугогасящий реактор не существует.