Режим заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ Нужно ли отказываться от компенсации емкостного тока замыкания на землю? Выбор режима заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ – вопрос серьезный, и при его обсуждении необходимо очень взвешенно рассматривать все аргументы «за» и «против» . В прошлом номере журнала мы начали разговор на эту тему с кандидатами технических наук Сергеем Титенковым и Леонардом Эткиндом, предлагающими применение резистивного заземления нейтрали. Не все специалисты согласились с их доводами. Сегодня в дискуссию вступает Игорь Миронов, который, опираясь на примеры из опыта работы различных предприятий, показывает, что заземление нейтрали через дугогасящий реактор — проверенный, надежный способ и отказываться от него неразумно. С автором не совсем согласен Сергей Титенков, чьи возражения мы публикуем на следующих страницах. Затем свои предложения по режиму заземления нейтрали изложит Георгий Евдокунин. Очередной (но не последний!) раунд этой технической баталии завершит по просьбе редакции авторитетный эксперт в данной области Владимир Фишман.

Игорь Миронов, начальник цеха электрических сетей ОАО «Фирма ОРГРЭС» , г. Москва

Принятый в России режим заземления нейтрали через дугогасящий реактор (ДГР) – это исторически сложившаяся реальность, а не просто чья-то прихоть. Еще в 30-е годы прошлого столетия было принято решение о внедрении в сетях 6-35 кВ компенсации емкостного тока и определены предельные токи замыкания на землю, при которых в сети должны устанавливаться дугогасящие реакторы. Эти нормы почти без изменений дошли до наших дней, и сейчас в России примерно 80% сетей 6-35 кВ работают с компенсацией емкостного тока замыкания на землю.
В предыдущем номере журнала «Новости Электротехники» была поднята несколько подзабытая тема преимуществ и недостатков одних режимов заземления нейтрали над другими. Авторы статей [1,2] на основе анализа процессов, возникающих в сетях 6-35 кВ, пришли к одинаковому выводу – более широкому внедрению режима резистивного заземления нейтрали. В другом материале [3] в качестве панацеи от многих видов перена-пряжений в сетях 6-35 кВ было предложено широкое внедрение ограничителей перенапряжений.
Но не рано ли хоронить давно зарекомендовавшую себя компенсацию емкостного тока? Рассмотрим доводы авторов, и постараемся развеять некоторые устоявшиеся мифы о пользе и вреде дугогасящих реакторов.

Феррорезонансные процессы в сетях
Во-первых, рассмотрим вопрос повреждаемости трансформаторов напряжения типа НТМИ-6(10), ЗНОЛ-6(10), ЗНОМ-35. В первую очередь надо отметить, что повреждаемость данных ТН связана с их термической неустойчивостью при сверхтоках в первичных обмотках, которые возникают при феррорезонансных процессах в сетях 6-35 кВ с малыми емкостными токами. Внедрение компенсации емкостного тока в данных сетях резко уменьшает вероятность возникновения феррорезонансных процессов в ТН. Это объясняется тем, что дугогасящие реакторы имеют более низкие сопротивления нулевой последовательности, чем трансформаторы напряжения с подключенной к земле нейтральной точкой, что приводит к более быстрому стеканию заряда в землю при дуговых замыканиях на землю.
Резисторы для защиты ТН старых типов от феррорезонансных процессов применяются примерно на протяжении последних 30 лет. Сегодня отечественной промышленностью налажен выпуск антирезонансных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 1983-2001 [4]. Приведенные в материале [2] примеры повреждения ТН относятся к очень специфическим и нетипичным для энергетики схемам питания заводских подстанций, с каждой из которых надо разбираться в отдельности и не переносить частные случаи на всю энергетику.
Так, например, в 1986 г. в сети 10 кВ завода промышленных тракторов (г. Чебоксары) [2] фирмой ОРГРЭС была проведена экспериментальная работа по выявлению причин повреждения ТН. Эксперименты показали, что причиной возникновения феррорезонанса являются соотношения емкости сети и индуктивности ТН и что феррорезонанс возникает после отключения замыкания на землю (металлического или дугового) при включенной и отключенной батарее конденсаторов. Низкая прочность изоляции заземляющих выводов трансформаторов ЗНОЛ-10 не позволила установить в их цепь защитные резисторы 3-5 кОм. Поэтому в сети 10 кВ были установлены дугогасящие устройства типа ТАДТМ-30/10. Проведенные исследования показали отсутствие каких-либо феррорезонансных процессов при самых различных режимах работы сети.
Что касается перенапряжений при коммутациях вакуумными вы-ключателями, упомянутых в [2], то данный вид перенапряжений вообще не имеет никакого отношения к режиму заземления нейтрали.

Реактор или резистор
Следует также отметить некоторое заблуждение в отношении горения заземляющих дуг в кабельных сетях [1]. Заземляющие дуги в сетях 6-35 кВ можно разделить на две категории:

• открыто горящие (растягивающиеся) дуги, к которым можно отнести дуги, возникающие в результате перекрытий линейной изоляции по поверхности;
• закрытые (нерастягивающиеся) дуги, которые возникают в концевых и соединительных муфтах, внутри кабелей, а также при щелевых дефектах вводов и изоляторов.

Недостатки метода преувеличены
Описанные в [1] недостатки компенсации емкостного тока несколько преувеличены, так как:

• возникновение значительных перенапряжений при дуговых замыканиях на землю может и должно быть исключено путем автоматической подстройки дугогасящих реакторов в резонанс с емкостью сети;
• внедрение резонансной настройки снижает перенапряжения на неповрежденных фазах при дуговых замыканиях на землю до безопасных для изоляции значений 2,2-2,4 Uф, что как раз снижает вероятность появления многоместных повреждений и, как следствие, переходы однофазных замыканий в двухфазные;
• резонансная настройка также уменьшает ток в месте замыкания и снижает опасность поражения током;
• в настоящее время существует множество защит для сетей с компенсацией емкостного тока, основанных не на определении абсолютного значения тока замыкания, а на использовании других его характеристик (гармонических составляющих, фазового угла между током и напряжением нулевой последовательности), типа УСЗ2/2, ЗЗН, ЗЗП, УЗС-01, ИМФ-10Т, УЦЗ-05.
• ряд современных микропроцессорных комплектов противоаварийной автоматики (УЗА-10А(В).2, ТЭМП2501-1(3)X, «Сириус» , МТЗ-610) как одну из функций имеют функцию защиты от замыканий на землю;
• сложность обнаружения места повреждения (особенно так называемых «заплывающих пробоев» в кабельных сетях) вообще нельзя отнести к проблеме режима нейтрали. Это скорее проблема методов и устройств для отыскания мест повреждения.

Работа ОПН
Экспериментальные исследования работы ограничителей перенапряжений при дуговых замыканиях на землю показывают, что в сетях с компенсацией емкостного тока при резонансной настройке дугогасящих реакторов для ОПН создаются как раз более комфортные условия работы. Если в сети с изолированной нейтралью (что равноценно расстройке компенсации более 5%) дуговые пробои могут происходить каждый полупериод (на положительной и отрицательной полуволне 50 Гц), а уровень перенапряжений может достигать 3,2 U_ф, то в сети с резонансной настройкой повторные пробои возникают примерно один раз в 10 периодов, а уровень перенапряжений снижается до 2,2 - 2,4 U_ф.
Это означает, что суммарная поглощенная ОПН энергия при дуговых замыканиях при резонансной настройке будет на два порядка меньше, чем в сети с изолированной нейтралью (степенью расстройки компенсации более 5%). То есть в сети с компенсацией емкостного тока и резонансной настройкой ДГР можно применять ОПН с более глубоким уровнем ограничения перенапряжений (наибольшим длительно допустимым рабочим напряжением).

Достоинства компенсации
Подводя итоги вышесказанного, еще раз отметим, что настроенная в резонанс компенсация емкостного тока обладает следующими достоинствами:

• снижает перенапряжения при дуговых замыканиях на землю до безопасных для изоляции значений 2,2-2,4 Uф;
• уменьшает ток в месте замыкания до минимального значения (в пределе до активной составляющей и тока высших гармоник);
• обеспечивает надежное гашение заземляющих дуг;
• снижает скорость восстановления напряжения на поврежденной фазе;
• предотвращает развитие феррорезонансных процессов;
• снижает опасность от растекания тока в земле;
• облегчает требования к заземляющим устройствам.

Два реактора вместо одного
Перед эксплуатирующими организациями сейчас встал вопрос: как быть со старыми ступенчатыми реакторами. Учитывая их малый износ по сравнению с силовыми трансформаторами, они могут работать и дальше. Поэтому было разработано техническое решение, которое заключается в подключении параллельно ступенчатому дугогасящему реактору плавнорегулируемого реактора малой мощности (рис.1).

Рис 1.

Например, для сети 10 кВ с пределами изменения емкостного тока от 30 до 70 А подошла бы следующая комбинация дугогасящих реакторов: РЗДСОМ-380/10 + РЗДПОМ-190/10. Ступенчатый реактор работает при этом на какой-то конкретной отпайке, а плавнорегулируемый реактор отслеживает все текущие изменения емкостного тока. Пределы регулирования дугогасящего реактора РЗДСОМ-380/10 – 25-50 А, а РЗДПОМ-190/10 – 5-25 А, что позволяет точную настройку в резонанс при любых режимах работы сети. При этом стоимость «добавочного» дугогасящего реактора малой мощности составляет примерно в 2-3 раза меньше стоимости нового плавнорегулируемого реактора.
Учитывая, что трансформаторы для подключения дугогасящих реакторов, как правило, не используются для собственных нужд, а мощность их выбирается с некоторым запасом, во многих случаях они проходят по мощности для подключения двух дугогасящих реакторов. Необходимо только подтвердить это соответствующими расчетами [8].
Как отмечалось выше, в предыдущем издании ПТЭ разрешалась настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю допускалась до 5 А. Учитывая, что 5 А реактивной составляющей тока замыкания соответствует 5% раскомпенсации для 100 А емкостного тока сети, а также тот факт, что почти половина сетей 6-35 кВ – это сети с емкостным током 50-100 А, то разрешение работать с раскомпенсацией в 5 А для этих сетей приводило к тому, что терялись все положительные стороны резонансной настройки компенсации.
Применение плавнорегулируемых реакторов с автоматическими регуляторами позволяет решить эту проблему полностью. Правда, следует отметить, что многие автоматические регуляторы, эксплуатируемые в энергосистемах, на сегодняшний день физически и морально устарели. В соответствии с требованиями времени необходимо внедрять автоматические регуляторы на основе микропроцессорной техники (типа МИРК) с функцией сбора, хранения и передачи информации о замыканиях на землю, настройках дугогасящих реакторов и т.п.

Расчет сопротивления заземления
Еще один вопрос, который совершенно ускользнул от внимания сторонников резистивного заземления нейтрали, – вопрос сопротивления контура заземления. На него не обратили внимание и разработчики новой редакции ПУЭ. Наверное, это в значительной степени связано с тем, что главы 1.2 и 1.7 ПУЭ писали разные организации. В п.1.7.96 нового издания ПУЭ сопротивление заземляющего устройства для сетей напряжением выше 1 кВ рассчитывается по формуле: R Ј 250/I, где в качестве расчетного тока I в сетях без компенсации емкостных токов принимается ток замыкания на землю, а в сетях с компенсацией емкостных токов – ток, равный 125% номинального тока наиболее мощного реактора.
Требования к заземляющим устройствам электроустановок напряжением выше 1 кВ для сетей с заземлением нейтрали через резистор вообще отсутствуют. Необходимо либо трактовать термин «сети без компенсации емкостных токов» как сети с изолированной нейтралью и с резистивным заземлением нейтрали, либо просить разработчиков нового ПУЭ согласовать соответствующие положения глав 1.2 и 1.7.

Есть еще один вид заземления нейтрали
И в заключение хотелось бы рассмотреть еще один вид заземления нейтрали – активно-индуктивный. Смысл его заключается в том, что сеть работает с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор, и при дуговых замыканиях на землю проявляются все положительные стороны компенсации емкостных токов. При металлическом замыкании на землю параллельно дугогасящему реактору подключается резистор на время, достаточное для срабатывания защиты от замыкания на землю. Данный тип заземления нейтрали наиболее легко внедрить в действующих сетях, так как он не потребует значительных затрат по реконструкции подстанций.

Выводы

1. Для различных режимов нейтрали необходимо очертить границы их применения.
2. Для определения преимуществ того или иного режима заземления нейтрали необходимо собрать достоверный статистический материал об уровнях перенапряжений при дуговых замыканиях на землю.
   Для этой цели подошли бы современные микропроцессорные регистраторы событий.
3. В сетях с компенсацией емкостного тока замыкания на землю необходимо применять плавнорегулируемые реакторы с микропроцессорными автоматическими регуляторами.
4. Пункт 1.7.96 нового издания ПУЭ необходимо дополнить требованиями к заземляющим устройствам сетей напряжением выше 1 кВ с резистивным заземлением нейтрали.
5. Необходимо рассмотреть возможность применения активно-индуктивного способа заземления нейтрали.

Литература

1. Титенков С. Четыре режима заземления нейтрали // Новости Электротехники. - 2003. - N 5(23).
2. Эткинд Л. Защита трансформаторов напряжения в сетях 3-35 кВ // Новости Электротехники. - 2003. - N 5(23).
3. Абрамович Б., Кабанов С., Сергеев А., Полищук В. Перенапряжения и электромагнитная совместимость оборудования электрических сетей 6-35 кВ // Новости Электротехники. - 2002. - N 5(17).
4. Зихерман М.Х. Об антирезонансных трансформаторах напряжения 6-10-35 кВ. // Энергетик. - 2003. - N 10.
5. Лихачев Ф.А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и компенсацией емкостных токов. - М.: Энергия, 1971.
6. Ефимов Ю.К., Шилов В.И., Шишкина О.Г. Опыт эксплуатации сетей собственных нужд блоков 500 МВт с заземлением через резистор // Электрические станции. - 1992. - N 5.
7. Иванов А.М., Мингалев А.М., Скорябкин Ю.А., Шишкина О.Г. Режимы заземления нейтрали сетей 3-6-35 кВ/ Опыт эксплуатации сетей собственных нужд блоков 500 МВт Рефтинской ГРЭС: Доклады НТК. - Новосибирск, 2000.
8. Типовая инструкция по компенсации емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях 6-35 кВ (ТИ 34-70-070-87). - М.: СПО Союз-техэнерго, 1988.
9. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, РД 34.20.501-95. - 15-е изд. - М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
10. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, РД 34.20.501-2003. - М.: СПО ОРГРЭС, 2003.