В материале отмечалась особая сложность расчета, связанная с динамикой процесса КЗ в низковольтной сети, которая обусловлена изменением величины активного сопротивления проводников при росте их температуры. Для расчета параметров в таких условиях была разработана специальная программа для ПЭВМ.
Выполненные расчеты позволили сделать некоторые полезные выводы, о которых в продолжении материала рассказывают наш постоянный автор и его коллеги – Елена Михайловна Бондарева и Лариса Вячеславовна Здобнова.
При оценке надежности работы максимальной токовой защиты, в том числе в сети 0,4 кВ, согласно ПУЭ п. 3.1.8, в качестве критерия рассматривается её чувствительность, определяемая кратностью тока КЗ по отношению к номинальному току тепловых и току срабатывания электромагнитных расцепителей автоматов. В последнем, 7-м издании ПУЭ, п. 1.7.79, введен новый критерий, а именно максимально допустимое время автоматического отключения повреждения.
Как было указано в первой части статьи, в условиях изменяющегося сопротивления и тока КЗ время срабатывания защиты не может быть определено, как это обычно делается, по заводской времятоковой характеристике расцепителя автомата. При значительном изменении тока КЗ становится неопределенным и понятие чувствительности защиты, особенно выполняемой тепловыми расцепителями.
Исключения составляют максимальные токовые защиты без выдержки времени, выполняемые с помощью электромагнитных расцепителей автоматов. Чувствительность таких защит можно оценить по начальным значениям тока КЗ.
При оценке чувствительности защит с независимой от тока выдержкой времени следует рассматривать величину тока КЗ в момент отключения повреждения, т.е. с учетом спада тока.
Для защит с обратнозависимой от тока выдержкой времени (тепловые и полупроводниковые расцепители автоматических выключателей) оценка чувствительности и определение времени срабатывания производятся путем решения на ПЭВМ системы графоаналитических зависимостей по специально разработанной программе.
Одной из основных задач является определение точного времени срабатывания защиты и конечной температуры токоведущей жилы проводника в условиях изменения параметров КЗ (температуры, активного сопротивления, тока).
За основу при разработке алгоритма расчета были приняты следующие принципиальные положения:
при изменяющемся во времени токе КЗ нарастание теплового импульса происходит по сложной зависимости:
, (2)
где i – текущее значение тока КЗ, соответствующее текущему значению времени – t.
Значение тока в каждый момент времени рассчитывается в соответствии с изменяющейся величиной активного сопротивления, зависящего от температуры токоведущей жилы кабеля, по которой протекает ток КЗ.
Расчет времени срабатывания теплового расцепителя выполняется на ПЭВМ с использованием метода итерации и графоаналитических зависимостей, о которых говорилось в 1-й части статьи.
Как показывает кривая Г, с учетом спада тока в процессе КЗ нарастание теплового импульса происходит медленнее, чем при неизменной величине тока КЗ, и время отключения повреждения оказывается соответственно больше (t2 > t1).
Точное определение времени срабатывания защитного аппарата важно не только при расчетах кабелей на невозгорание, но и для обеспечения требования п. 1.7.79 ПУЭ относительно времени отключения, а также селективности работы защит.
В данном случае следует обратить внимание на то, что селективность необходима не только между вводным автоматом и автоматами отходящих от щита 0,4 кВ фидеров, но и между вводным и секционным автоматом. Иначе при срабатывании АВР на неустраненное КЗ все потребители СН могут потерять питание.
Возможные технические решения при выявлении неустойчивых к возгоранию кабелей
Расчеты показывают, что наибольшие температуры токоведущих жил оказываются у кабелей малого сечения и достаточно большой длины, когда точка КЗ располагается за пределами зоны действия отсечки вводного автомата на щит 0,4 кВ.
В таких случаях повреждение отключается действием теплового расцепителя этого автомата, поэтому время отключения возрастает на порядок. В подобных условиях на подстанциях оказываются, в частности, кабели питания обогрева электроприводов коммутационной аппаратуры, расположенной на ОРУ (выключателей, разъединителей), кабели питания электродвигателей заводки пружин их электроприводов и т.п.
Если в результате проведенных расчетов на невозгорание температура ряда кабелей оказывается больше предельно допустимой по [1], то следует рассмотреть несколько альтернативных технических решений:
- увеличение сечения кабелей;
- изменение кратности тока отсечки или замена вводного автомата на щите 0,4 кВ;
- изменение схемы электроснабжения потребителей СН.
При замене кабелей на большее сечение следует учитывать увеличение их стоимости. Причем для достижения необходимого результата сечение кабелей в ряде случаев приходится увеличивать на 2–3 интервала.
В результате, например, при замене кабеля ВВГнг – 3х2,5+1х1,5 мм2 на кабель той же марки сечением 3х10+1х6 мм2 стоимость увеличивается примерно на 25 тыс. руб. за 1 км. Поэтому такое решение целесообразно лишь при небольшом количестве кабелей, не устойчивых к возгоранию. Более эффективным может оказаться уменьшение кратности тока срабатывания отсечки вводного автомата на щите 0,4 кВ или замена самого вводного автомата.
Кратность тока отсечки вводного автомата следует принимать как можно меньше. Согласно ГОСТ Р 50030.2 кратность тока отсечки может быть в пределах: (3ё5)Iном; (5ё8)Iном; (10ё12)Iном. Следует учитывать, что надежное срабатывание отсечки происходит при верхнем значении кратности тока в указанных диапазонах, т. е. 5, 8, 12. При таких кратностях тока, как показывают расчеты, зона действия отсечки на подстанциях, имеющих развитые ОРУ, не распространяется на всю длину кабелей малого сечения.
Меньшую кратность тока отсечки допускают автоматы с полупроводниковыми расцепителями, например, серии ВА-55 или ВА-08 (ЗАО «Контактор», г. Ульяновск). К сожалению, автоматы серии ВА-55 имеют большие габариты и, по некоторым данным, работают недостаточно надежно. Серийный выпуск автоматов новой серии ВА-08 еще только налаживается.
Согласно [1], при проверке кабелей на невозгорание должно учитываться срабатывание АПВ и АВР на неустраненное КЗ, что дополнительно повышает температуру кабелей. Если по этой причине ряд кабелей оказывается неустойчивыми к возгоранию, то целесообразно предусматривать специальную блокировку действия АВР и АПВ на КЗ.
Если вышеперечисленные решения невозможны или не дают желаемого эффекта, то следует рассмотреть варианты изменения схемы питания собственных нужд.
Рис. 2.
Включение вводных автоматов по схеме неявного резерва
 |
Рис. 3.
Включение вводных автоматов по схеме явного резерва
 |
Может оказаться эффективным включение вводных автоматов по схеме явного резерва (рис. 3) вместо обычно применяемой схемы неявного резерва (рис. 2). Тогда номинальный ток вводного автомата может быть снижен до двух раз и соответственно в два раза повышена чувствительность и сокращено время срабатывания защиты.
Другим решением является применение принципа дробления секций щита СН, создание специальных подсекций (сборок) для кабелей малого сечения, защищенных на вводе отдельным автоматом (рис. 4). В этом случае функции резервного автомата выполняет автомат ввода на данную подсекцию (сборку), номинальный ток которого в несколько раз меньше номинального тока общего вводного автомата на щит 0,4 кВ. При такой схеме отсечка вводного автомата на подсекцию, как правило, охватывает всю длину кабелей малого сечения и проблема их устойчивости к возгоранию полностью снимается.
Рис. 4.
Щит собственных нужд с подсекциями, защищенными на вводе отдельным автоматом
 |
О применении трансформаторов СН
с различными схемами соединения обмоток
Говоря о работе защит в сетях собственных нужд подстанций, нельзя обойти вниманием вопрос о применении силовых трансформаторов 6(10)/0,4 кВ с различными схемами соединения обмоток и связанной с этим особенностью работы защит.
Силовые трансформаторы для питания потребителей СН подстанций выпускаются с тремя видами схем соединения обмоток:
- «треугольник–звезда» – D/Yн-11;
- «звезда–зигзаг» – Y/Zн-11;
- «звезда–звезда» – Y/Yн-0,
Трансформаторы с этими схемами обладают разными по величине активными и реактивными сопротивлениями нулевой последовательности, что обуславливает различные величины токов однофазного КЗ за этими трансформаторами:
, (3)
где R1 и X1 – соответственно активное и реактивное сопротивления прямой последовательности трансформатора;
R0 и X0 – соответственно активное и реактивное сопротивления нулевой последовательности трансформатора;
U – линейное напряжение сети.
Величины сопротивлений нулевой последовательности трансформаторов со схемами соединения обмоток D/Yн-11 и Y/Zн-11 близки к величинам сопротивлений прямой последовательности (для схемы соединения обмоток Y/Zн-11 эти сопротивления несколько меньше).
У трансформаторов со схемами соединения обмоток Y/Yн-0 сопротивления нулевой последовательности намного больше сопротивлений прямой последовательности (до 10 и более раз). Соответственно ток однофазного КЗ за такими трансформаторами оказывается, как это следует из вышеприведенной формулы, в несколько раз меньше. В результате возникают трудности с обеспечением чувствительности защит от однофазных КЗ в сети 0,4 кВ. Это касается защит как с низкой, так и с высокой стороны.
Но главная проблема состоит в том, что данные по активным и реактивным сопротивлениям нулевой последовательности трансформаторов со схемами соединения обмоток Y/Yн-0 у отечественных заводов-изготовителей отсутствуют, а рассчитать их по каталожным данным на трансформаторы невозможно. Это связано с тем, что магнитные потоки нулевой последовательности таких трансформаторов, проходя через сердечник магнитопровода, замыкаются через корпус трансформатора и заполненные воздухом и маслом промежутки между корпусом и сердечником.
По этой причине сопротивления магнитному потоку нулевой последовательности рассчитать практически невозможно; соответственно активные и реактивные сопротивления таких трансформаторов можно определить только экспериментальным путем для каждой конкретно взятой конструкции силового трансформатора (ТМ, ТМГ и др.). Однако за последнее время отечественные производители такими замерами не занимаются, считая их излишними, что говорит о недопонимании важности этих данных. Характерно, что такое недопонимание существует не только у изготовителей, но и среди некоторых потребителей и проектных организаций, которые в своих расчетах пользуются справочными данными по устаревшим конструкциям таких трансформаторов, не учитывая произошедшие за последние годы значительные изменения их конструкции, что существенно влияет на величины R0 и X0.
Следует обратить внимание изготовителей, что отсутствие данных по сопротивлениям нулевой последовательности силовых трансформаторов со схемами соединения обмоток Y/Yн-0 фактически исключает возможность их грамотного применения для питания потребителей.
Выводы
Короткие замыкания в электросети следует считать не причиной, а лишь поводом для возможного возникновения пожара. Действительной причиной пожаров в таких случаях являются неправильные технические решения или несоответствие электрооборудования предъявляемым к нему техническим требованиям (в том числе по причинам физического старения и износа).
Методики расчета токов короткого замыкания, в т.ч. программа для ПЭВМ, разработанная в Нижегородском филиале ЭСП-НН-СЭЩ, предназначены для правильного выбора электрооборудования и, в частности, защитной аппаратуры, разработки и принятия надежных технических решений, предотвращающих развитие аварии и возникновение пожаров.
Литература
- Циркуляр РАО «ЕЭС России» № Ц-02-98(Э) «О проверке кабелей на невозгорание при воздействии тока короткого замыкания».
- РД 153-34.0-20.527-98 «Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования». Под ред. Б.Н. Неклепаева. – МЭИ, 2004.
- ГОСТ 28249-93 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ». 1994.
- Правила устройства электроустановок (гл. 3, 6-е изд.; гл. 1.7, 7-е изд.)
(прямая Б) , (1)
