ОЦЕНКИ И ПРОГНОЗЫ. РОССИЙСКИЕ СПЕЦИАЛИСТЫ РАЗМЫШЛЯЮТ О РЕЗИСТИВНОМ ЗАЗЕМЛЕНИИ НЕЙТРАЛИ В СЕТЯХ БЕЛАРУСИ

Сергей Титенков, Игорь Миронов, «Новости электротехники», 2006, №3(39)

Сергей Титенков, к.т.н., заместитель генерального директора ООО «Энерган», г. Санкт-Петербург

        В России дискуссии по поводу режима заземления нейтрали сетей 6–35 кВ и применения резистивного заземления нейтрали идут уже 20 лет. В ПУЭ последней редакции появился пункт 1.2.16, разрешающий заземление нейтрали сетей 6–35 кВ через резистор: «…работа электрических сетей напряжением 3–35 кВ может предусматриваться как с изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор». Однако почему-то не в РАО ЕЭС, а именно в белорусской энергосистеме впервые введен ведомственный документ по резистивному заземлению нейтрали сетей 6–35 кВ.
На мой взгляд, наряду с несомненными достоинствами во «Временных методических указаниях…» есть некоторые недостатки.

        Не указаны области применения высокоомного, низкоомного и комбинированного режимов заземления нейтрали. Можно рекомендовать сделать это, исходя из величины емкостного тока сети. Отсутствие такого разграничения областей применения осложняет практику проектирования и эксплуатации.

        Не совсем справедливо утверждение авторов статьи о том, что при резонансной настройке дугогасящих реакторов невозможно создание селективной защиты, способной выявить поврежденное присоединение. Современные ДГР для сетей 6–35 кВ (например, реакторы ZTC, ASR чешской фирмы EGE) имеют вторичную силовую обмотку, в которую может коммутироваться резистор. При этом в поврежденном фидере кратковременно создается активный ток, определяемый величиной этого резистора. Такая конструкция позволяет селективно определять поврежденное присоединение с помощью токовых или направленных защит.

        Комбинированное заземление нейтрали (параллельное включение высокоомного резистора и реактора) при постоянно включенном резисторе имеет один существенный недостаток. При возникновении дугового замыкания напряжение на поврежденной фазе после погасания дуги восстанавливается значительно быстрее, чем при заземлении нейтрали только через реактор. Это уменьшает интервал времени между пробоями изоляции и увеличивает число воздействий перенапряжений на неповрежденные фидеры.

        Авторы статьи совершенно справедливо рекомендуют выбор резистора для ограничения перенапряжений при дуговых замыканиях по условию Iза Iс (активная составляющая тока замыкания больше емкостного тока сети). Однако далее они пишут, что «…при определенных трудностях выполнения условия Iза Iс допускается при выборе сопротивления резистора использовать менее жесткое условие Iза 0,5 • Iс». Непонятно, какие трудности выполнения условия Iза Iс могут возникнуть? В настоящее время потребителю предлагаются резисторы с током до 1000 А и резистивное заземление нейтрали может быть выполнено в сетях с любым емкостным током. Кроме того, на каких основаниях может быть допущено снижение активной составляющей тока замыкания в 2 раза? Такое снижение вызовет существенное увеличение дуговых перенапряжений при однофазных замыканиях и увеличит вероятность выхода из строя неповрежденных фидеров.

        Однозначно можно согласиться с авторами статьи в том, что режим изолированной нейтрали в сетях 6–35 кВ должен быть исключен. Однако мне кажется, что не следует полностью отказываться в сетях 6–35 кВ от режима компенсации емкостных токов с помощью ДГР, который при правильной реализации и использовании современного оборудования повышает надежность электроснабжения потребителей.
Решение о режиме заземления нейтрали должно приниматься для каждой конкретной сети на основе ряда факторов:

        Отмеченные недостатки не снижают ценности методических указаний и могут быть устранены в рабочем порядке при подготовке новой редакции документа. Важно то, что белорусские коллеги сделали первый шаг и от разговоров перешли к реализации резистивного заземления нейтрали сетей 6–35 кВ на практике.
Опыт эксплуатации этого режима заземления нейтрали на подстанциях подтвердит правильность принятых решений или даст информацию к размышлению о необходимости корректив. Мировая практика позволяет надеяться на то, что опыт эксплуатации сетей с резистивным заземлением нейтрали в Беларуси будет успешным.

Завершая эти заметки, хочу подчеркнуть, что в России назрела необходимость подготовки аналогичного документа по режиму заземления нейтрали сетей 6–35 кВ под эгидой РАО «ЕЭС России». Может быть, опыт соседнего государства подтолкнет к реальным действиям?

РЕШЕНИЯ ДОЛЖНЫ БЫТЬ ЭКОНОМИЧЕСКИ ОБОСНОВАНЫ

Игорь Миронов, филиал ОАО «Инженерный центр ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС», г. Москва

        Стремление белорусских энергетиков улучшить эксплуатацию сетей 6–35 кВ в целом понятно, однако хотелось бы отметить несколько спорных, на мой взгляд, моментов.

        Исследования, проводимые последние 50 лет [1–3], показывают, что в сетях с компенсацией емкостного тока замыкания перенапряжения при дуговых замыканиях на землю в случае резонансной настройки дугогасящего реактора (ДГР) снижаются с величины 3,0–3,2 Uф (для изолированной нейтрали) до 2,2–2,4 Uф. При этом повторные пробои возникают через 8–10 периодов 50 Гц.
При чисто резистивном заземлении нейтрали (без ДГР) переходный процесс при дуговом замыкании будет иметь апериодический характер и перенапряжения будут порядка 1,9–2,2 Uф (а не в 1,5–2 раза ниже, как указывают авторы статьи). Однако повторные зажигания дуги будут происходить раз в 1–2 периода.
Это объясняется тем, что напряжение на поврежденной фазе при резонансной компенсации растет очень медленно, уменьшение тока промышленной частоты через место повреждения уменьшает ионизацию дугового промежутка, что в совокупности и обуславливает более редкие повторные пробои. Ионизация дугового промежутка при резистивном заземлении происходит более интенсивно, напряжение на поврежденной фазе восстанавливается очень быстро и, следовательно, повторные зажигания дуги происходят чаще.
В результате, если поврежденное присоединение не отключается, интегральное энергетическое воздействие от перемежающейся дуги на изоляцию сети при резистивном заземлении нейтрали будет в несколько раз выше, чем при резонансной компенсации емкостного тока. В дальнейшем ускоренное старение изоляции в сети с резистивным заземлением нейтрали приведет к большему количеству повреждений, чем в сети с резонансной компенсацией.
Неясно, почему в сети с низкоомным резистором принято решение о работе защит от ОЗЗ только на отключение, а при высокоомном и комбинированном заземлении нейтрали – только на сигнал. Решение о работе защиты на сигнал или на отключение должно приниматься, исходя из наличия резервного питания для отключаемого потребителя. Многие ответственные потребители, имеющие питание от подстанций с разными режимами нейтрали, будут иметь и различную степень надежности электроснабжения.
Мощность высокоомных резисторов позволяет длительно рассеивать энергию при дуговых замыканиях на землю, но при металлическом замыкании на землю время их работы ограничено и поврежденное присоединение должно обязательно отключаться. Поэтому при отказе защит на поврежденном присоединении предлагается полностью гасить секцию, к которой относится поврежденное присоединение.
Это решение также снижает надежность электроснабжения потребителей. В странах с рыночной экономикой и развитой судебной системой именно эти факты заставили энергетиков вернуться к режимам с компенсацией емкостного тока, так как судебные иски за недоотпуск электроэнергии намного превысили эффект от внедрения резисторов.
Как показал опыт эксплуатации низкоомного заземления нейтрали в России, при параллельной работе секций с резистивным заземлением нейтрали с секциями с другим режимом нейтрали (с изолированной или компенсированной нейтралью) наблюдалась неселективная работа защит от ОЗЗ.

        «Белэнергосетьпроект» предлагает при ОЗЗ разделять подстанции с разным режимом нейтрали. Но тогда нельзя говорить об отключении без выдержки времени поврежденного фидера на ПС с низкоомным заземлением нейтрали. Задержка в отключении будет складываться из времени работы межподстанционного выключателя и времени установления нормального режима (для исключения влияния переходного процесса при разделении сетей).

        Внедрение резисторов неизбежно повлечет за собой установку на большинстве подстанций специального трансформатора с выведенной нейтралью, потому что большая часть силовых трансформаторов имеет обмотку напряжением 6–35 кВ, соединенную в «треугольник».
В ряде стран Центральной Европы для подключения дугогасящих реакторов или резисторов используется выведенная нейтраль «звезды» обмотки среднего напряжения силового трансформатора.
Может оказаться, что затраты на реконструкцию подстанций будут намного выше эффекта от внедрения резистивного заземления нейтрали.

        Выбор резистора по условию электробезопасности на ПС 6–35 кВ предлагается проводить на основе ПУЭ-85 по норме на допустимое сопротивление ЗУ, а если оно не проходит по норме, то по допустимому напряжению прикосновения.
Согласно п. 1.7.88 ПУЭ 7-го изд. [4] заземляющее устройство выполняется по нормам к напряжению прикосновения в электроустановках напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью, т.е. в сетях 110 кВ и выше.
Для сетей напряжением 6–35 кВ, как уже отмечалось в [5], в п. 1.7.96 7-го изд. ПУЭ сопротивление заземляющего устройства рассчитывается по формуле R 250/I и должно быть не более 10 Ом. В качестве расчетного тока I в сетях без компенсации емкостных токов принимается ток замыкания на землю.
Представляется, что на старых подстанциях, учитывая износ ЗУ, при внедрении резисторов будет очень трудно выдержать эти условия.

        В качестве варианта комбинированной нейтрали необходимо рассмотреть ещё одно техническое решение. В сетях среднего напряжения с резонансным заземлением нейтрали во многих европейских странах (Германия, Чехия, Австрия, Словакия, Венгрия, Италия) эксплуатируются ДГР со специальной вторичной обмоткой, к которой может быть подключен низковольтный резистор. При дуговых замыканиях на землю проявляются все положительные стороны компенсации емкостных токов, то есть настроенный автоматикой в резонанс ДГР снижает перенапряжения до приемлемого с точки зрения эксплуатации уровня. При металлическом замыкании на землю к специальной дополнительной обмотке дугогасящего реактора подключается резистор на время, достаточное для срабатывания защит от замыкания на землю.

        В заключение отмечу, что перевод всех сетей 6–35 кВ на режим резистивного заземления нейтрали, как это предполагается сделать в Беларуси, можно осуществить только при финансовой и административной поддержке государства. В странах с рыночной экономикой такие решения должны приниматься, исходя из экономических соображений.
Думаю, что в России необходимо разработать документ, в котором регламентировалось бы применение всех видов заземления нейтрали.

1. Беляков Н.Н. Исследования перенапряжений при дуговых замыканиях на землю в сетях 6 и 10 кВ с изолированной нейтралью // Электричество. – 1957. – № 5.
2. Лихачев Ф.А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов – М.: Энергия, 1971.
3. Дударев Л.Е., Волошек И.В. Особенности дуговых замыканий фазы на землю в сетях с нейтралью, заземленной через резистор // Электрические станции. – 1992. – № 5.
4. Правила устройства электроустановок. Раздел 1. Общие правила. Главы 1.1, 1.2, 1.7, 1.9. Раздел 7. Электрооборудование специальных установок. Главы 7.5, 7.6, 7.10. – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.
5. Миронов И.А. Режим заземления нейтрали в сетях 6–35 кВ // Новости ЭлектроТехники. – 2003. – № 6(24).

Источник: news.elteh.ru