СПОСОБЫ ЗАЗЕМЛЕНИЯ НЕЙТРАЛИ В СЕТЯХ 6-35 кВ
Точка зрения проектировщика

Владимир Фишман, главный специалист, Группа компаний «Электрощит-ТМ-Самара»,
Филиал «Энергосетьпроект-НН-СЭЩ», г. Нижний Новгород

Дискуссия среди специалистов о проблемах заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ, развернувшаяся на страницах нашего журнала в последние несколько лет (www.news.elteh.ru), в конечном счете свелась к вопросу о целесообразности применения резистивного заземления нейтрали.
Запись о возможности такого решения появилась в 7-й редакции ПУЭ, однако никаких конкретных указаний относительно величин сопротивлений резисторов, а также области их применения, как это сделано в отношении дугогасящих реакторов, ПУЭ не содержит.
Сегодня к этой теме в качестве независимого эксперта обращается Владимир Семенович Фишман. Как подчеркивает сам автор, он не ставит себе целью продвигать определенные технические решения, но надеется, что его мнение будет полезно специалистам.

УНИВЕРСАЛЬНОГО РЕШЕНИЯ НЕ СУЩЕСТВУЕТ

В мире вопрос выбора способа заземления нейтрали в сетях среднего напряжения решается по-разному. Этот факт сам по себе говорит о том, что ни один из известных способов не имеет абсолютного преимущества перед другими. Каждый из них имеет свои достоинства и недостатки, и необходимо решать, какие из них в данном конкретном случае являются более важными.
В нашей стране исторически сложилось и нормативно закреплено в [1], что сети среднего напряжения 6–35 кВ должны работать с изолированной или заземленной через большое сопротивление нейтралью. В качестве такого сопротивления до последнего времени использовались дугогасящие реакторы (ДГР), предназначенные для решения задачи компенсации емкостных токов замыкания на землю.
Целесообразность компенсации емкостных токов замыкания на землю путем применения ДГР доказана весьма убедительно в целом ряде научных трудов, например [2].
При этом ставилась цель – уменьшить объем повреждения оборудования при протекании тока однофазного замыкания на землю (ОЗЗ), сохранить в работе поврежденный элемент, повысить уровень безопасности. На первом этапе развития сетей это решение, безусловно, сыграло свою положительную роль. Вместе с тем накапливался и отрицательный опыт, т.е. стали проявляться недостатки использования ДГР.
Главный вопрос о том, насколько уже поврежденный при ОЗЗ элемент целесообразно сохранять в дальнейшей работе, является дискуссионным. Очевидно, что вероятность повторных пробоев такого элемента выше, что всегда приводит к появлению перенапряжений в сети и к угрозе повреждения другого электрооборудования. Поэтому в каждой ситуации этот вопрос необходимо решать индивидуально.
В тех случаях, когда сеть разветвленная, труднодоступна для ремонта (например, кабельная сеть в городских условиях), отсутствует автоматическое резервирование поврежденного фидера, при этом заранее известно, что ток повреждения весьма невелик (при постоянной автоматической подстройке ДГР), тогда немедленное отключение повреждения нецелесообразно. Ради сохранения электроснабжения потребителей поврежденный, но восстановивший свои свойства фидер можно временно сохранить в работе.
Это позволит подготовиться к ремонту, включить дополнительные аварийные перемычки, чтобы для потребителя это событие прошло с наименьшим ущербом.
Другое дело, если сеть сравнительно коротка, хорошо доступна для ремонта, все основные питающие линии и другие элементы зарезервированы, при этом предъявляются высокие требования к надежности электроснабжения и ограничению перенапряжений (например, при наличии высоковольтных электродвигателей, генераторов). В этих случаях более предпочтительным является селективное отключение поврежденного при ОЗЗ элемента действием релейной защиты. Такие отключения необходимы также при повышенных требованиях к безопасности.

ЕСЛИ ОТКЛЮЧЕНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНО ИЛИ НЕОБХОДИМО

Отключение поврежденного элемента и его своевременный ремонт повышают надежность работы всей сети, а электроснабжение потребителей при отключении поврежденного присоединения обеспечивается устройствами АВР, АПВ, внедрением самозапуска ответственных электродвигателей. Попутно следует заметить, что АВР при ОЗЗ на питающем фидере может быть выполнено быстродействующим, при котором потребитель практически не почувствует перерыва в питании. Решения об отключении повреждения при ОЗЗ релейной защитой применяются, в частности, в системах собственных нужд отечественных атомных электростанций.
С целью селективного отключения поврежденного присоединения применяется резистивное заземление нейтрали сети 6–10 кВ. Величина сопротивления резистора выбирается из соображений четкой работы релейной защиты. Такие резисторы принято называть низкоомными. Они не рассчитаны на длительную работу, имеют сравнительно небольшие габариты, позволяющие размещать их в ячейках КРУ.
Применение такого способа заземления нейтрали в значительной мере снимает актуальность проблемы перенапряжений и феррорезонанса и во многих случаях не требует применения сложных релейных защит.

ВЫБОР СОПРОТИВЛЕНИЯ РЕЗИСТОРА

Исходные нормативы

Величина сопротивления заземляющего резистора прежде всего должна быть достаточной для надежного действия релейных защит.
Причем желательно, чтобы это были более простые токовые ненаправленные защиты, т.к. направленные защиты при перемежающейся дуге могут работать неправильно. Разъяснения и рекомендации по выбору защит в условиях ОЗЗ приведены в [3].
С другой стороны, сопротивление резистора не должно быть слишком малым, т.к. это приводит к увеличению тока ОЗЗ, увеличению напряжения на заземляющем устройстве (ЗУ) и напряжения прикосновения (рис. 1, позаимствованный из [4]).
Допустимые значения напряжений прикосновения нормируются ГОСТ 12.1.038-82 [5] и ГОСТ Р 50571.18-2000 [6]. Согласно этим документам допустимые значения напряжений прикосновения определяются в зависимости от времени их воздействия на человека, которое в свою очередь зависит от времени действия релейных защит и выключателя.
Кроме того, требования к сопротивлению ЗУ электроустановок содержатся в гл. 1.7 ПУЭ [1].
Требования вышеупомянутых двух ГОСТов, к сожалению, отличаются. Так, согласно [5] для электроустановок выше 1 кВ с изолированной нейтралью, а также до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью допустимое напряжение прикосновения при времени воздействия свыше 1 с составляет U_пр = 20 В. В то же время согласно [6] в интервале времени воздействия от 1 до 10 с допустимое напряжение прикосновения меняется соответственно от 58 до 50 В (рис. 2).
Имеются также расхождения между требования ГОСТ и ПУЭ, о чем будет сказано далее. При практическом использовании этих документов возникает ряд проблем.

Проблемы проектирования

На стадии проектирования РП-6(10) кВ и ТП-6(10)/0,4 кВ сложность состоит в отсутствии, как правило, достоверных данных об удельном электрическом сопротивлении грунта, об его изменении от верхнего слоя к нижнему.
Изыскательские работы сами по себе весьма дороги и отдельно для таких небольших объектов, как РП-6(10) кВ и ТП-6(10)/0,4 кВ, их не проводят. Удельные электрические сопротивления принимают в зависимости от характера грунта по данным из справочников, в которых разброс сопротивлений достаточно велик.
О высокой точности расчетов при этом говорить не приходится. Даже в тех случаях, когда первоначальные данные по сопротивлению грунта имеются, эти характеристики могут измениться в процессе работ по выравниванию площадки для строительства, сопровождающихся частичным снятием существующих и подсыпкой новых слоев грунта.
Другая сложность расчета по методу напряжений прикосновения состоит в определении точного времени воздействия напряжения прикосновения при ОЗЗ, сопровождающихся периодически возникающей и гаснущей перемежающейся дугой. В таких случаях время воздействия напряжения прикосновения отличается от времени действия защиты, да и само принятое при проектировании время действия защиты от ОЗЗ, как показывают проведенные исследования [3], в процессе наладки может измениться.
Определенную сложность представляет и построение зависимостей распределения потенциала на территории (для ОРУ) и по периметру таких электроустановок. Без применения мощных компьютеров и специально разработанных программ выполнить это невозможно.
Из всего вышеизложенного становится очевидно, что для таких небольших объектов расчеты ЗУ по допустимому напряжению прикосновения, выполняемые на стадии проектирования, представляют довольно сложную процедуру с малодостоверным результатом.
Поэтому для подобных электроустановок должен существовать альтернативный, более простой вариант расчета, а именно расчет по соблюдению требований к сопротивлению растекания ЗУ, по аналогии с тем, как это предусмотрено в гл. 1.7 ПУЭ для электроустановок с эффективно заземленной нейтралью.

Противоречия нормативных документов

В действительности такой вариант расчета ПУЭ как будто бы предусматривает. Требования к сопротивлению ЗУ электроустановок 6–35 кВ изложены в п. 1.7.96 ПУЭ следующим образом:

где I_р – расчетный ток ОЗЗ в сети.
Однако эта формула вызывает у специалистов ряд вопросов. Поскольку ПУЭ допускает в таких сетях длительное время существования ОЗЗ, то, согласно этой формуле, фактически допускается длительное существование напряжения 250 В на заземленных элементах этих электроустановок. Принимая во внимание, что в ПУЭ не оговорена необходимость выравнивания напряжений прикосновения на таких электроустановках, может оказаться, что на территории электроустановок (на ОРУ) или по их периметру будут длительно существовать напряжения прикосновения, превышающие требования [5, 6].
Кроме того, [6] ограничивает величину напряжения на ЗУ электроустановок напряжением до и выше 1 кВ при ОЗЗ в тех случаях, когда от них питаются находящиеся за пределами системы выравнивания потенциалов электроприемники до 1 кВ. По существу, здесь идет речь об ограничении выноса потенциала с территории РП и ТП.
Так, согласно кривой F этого ГОСТа (рис. 2) допустимое напряжение замыкания на землю при времени срабатывания защиты 10 с не должно превышать 67 В, а при напряжении 250 В время отключения должно быть около 0,3 с.
В противном случае ГОСТ требует, чтобы нейтральный проводник электроустановки до 1 кВ потребителя был бы заземлен через электрически независимый заземлитель (рис. 3), что не всегда выполнимо, например для КТП, представляющих собой единую конструкцию трансформатора 6(10) кВ и щита 0,4 кВ.
Таким образом, приходится констатировать, что нормативные требования вышеперечисленных документов отличаются, что затрудняет выбор величины сопротивления резистора заземления нейтрали.
С введением п.1.2.16 ПУЭ указания о возможности заземления нейтрали в сетях 3–35 кВ через резисторы необходимость корректировки и взаимного согласования нормативных документов становится особенно актуальной.

ЕСЛИ ОТКЛЮЧЕНИЕ НЕЦЕЛЕСООБРАЗНО

В тех случаях, когда отключение поврежденного присоединения при ОЗЗ по ряду причин нежелательно, необходимо принимать меры по минимизации возможных последствий повреждения.
Общепризнано, что компенсация емкостного тока ОЗЗ путем применения ДГР способствует решению вышеуказанной задачи.
В то же время теоретически и практически доказано, что максимальный эффект при применении ДГР достигается только при полной компенсации емкостного тока, при которой расстройка компенсации не превышает примерно ± 5%.
Это возможно при практически симметричной сети и требует применения надежных высокоточных автоматических регуляторов, осуществляющих постоянный контроль емкости фаз сети относительно земли и автоматически корректирующих уставки ДГР. Кроме того, дело осложняется тем, что в компенсированной сети требуется применение специальных устройств для автоматического определения поврежденного присоединения.
Поиск повреждения путем поочередного отключения фидеров, пока ещё применяемый на практике, при наличии в сети ОЗЗ связан с нарушением баланса компенсации емкостного тока (в сторону перекомпенсации) и, как следствие, возникновением перенапряжений. В силу ряда причин точной компенсации емкостного тока в сети удается достигнуть не всегда и тем более постоянно её поддерживать. Например, при наличии ВЛ емкости фаз относительно земли не одинаковы (если не предусмотрены специальные мероприятия по транспозиции фаз), а постоянные оперативные переключения в системе электроснабжения меняют эти соотношения. Автоматические регуляторы, как и устройства автоматического определения поврежденного присоединения, сами по себе достаточно сложны.
Поэтому на практике нередки случаи, когда сети среднего напряжения работают в режиме пере- или недокомпенсации.

О ВЫСОКООМНЫХ РЕЗИСТОРАХ

Учитывая вышеизложенное, возникло предложение об использовании высокоомного резистора для создания дополнительной активной составляющей в токе замыкания на землю. Такие резисторы подключаются параллельно ДГР.
Авторы этого предложения утверждают, что активный ток, создаваемый резистором при ОЗЗ, способствует ускорению гашения дуги и снижению перенапряжений в сети.
Так, в [7] говорится об опыте эксплуатации комбинированного способа заземления нейтрали в системе электроснабжения металлургического предприятия. Активные резисторы были подключены параллельно существующим ДГР со ступенчатым (не автоматическим) регулированием. В качестве доказательства преимуществ такого способа заземления нейтрали сети 6 кВ приводятся осциллограммы фазных напряжений при ОЗЗ до и после установки в сети резисторов. К сожалению, сравнения получились не совсем корректными.
Дело в том, что записи осциллограмм до и после установки резисторов производились при замыканиях в разных точках сети и в разные периоды времени, отдаленные друг от друга достаточно большим интервалом (с апреля по декабрь 2005 г.). За это время условия в сети могли существенно измениться.
Как отмечают сами авторы, в системе электроснабжения предприятия постоянно происходят оперативные переключения, а поскольку токи ОЗЗ в процессе измерения не фиксировались, то возможно, что при выполнении замеров они существенно отличались. Кроме того, в системах электроснабжения металлургических предприятий, как правило, присутствуют высшие гармонические, активно влияющие на процессы, происходящие при ОЗЗ. Уровень высших гармонических определяется мощностью их источников: прокатных станов, различного вида преобразователей, электродуговых печей и т.п. Эта мощность также меняется во времени. Не исключено, что и этим отчасти объясняются разные результаты.
Кроме того, следует обратить внимание на то, что процесс горения дуги во многом зависит и от точки ОЗЗ, её удаления от источника питания, от активного сопротивления контура нулевой последовательности току ОЗЗ. Эти величины, как следует из приведенных авторами рисунков, при выполнении измерений тоже отличались.
В течение нескольких десятилетий прошлого века ОРГРЭС при участии Ф.А. Лихачева были проведены обширные экспериментальные исследования процессов, происходящих при ОЗЗ в сетях 6–35 кВ. Результаты этих исследований были проанализированы, обобщены и изложены в работе [2], получившей положительную оценку со стороны члена-корреспондента АН СССР М.В. Костенко. При обсуждении проблемных вопросов ОЗЗ мимо этой работы никак нельзя пройти, поэтому ниже будут приведены выдержки из нее, которые позволяют лучше понять и оценить результаты [2]. Для определения влияния различных параметров сети на процессы, происходящие при ОЗЗ, в [2] предлагается следующая модель (рис. 4).
Поскольку не все изображенные на рисунке параметры схемы в равной степени влияют на переходные процессы при ОЗЗ, то далее автор приводит формулы для практических расчетов, в которых участвуют только основные определяющие параметры.
Максимальный бросок тока, возникающий при пробое изоляции в момент максимального значения фазного напряжения, определяется в основном емкостной составляющей:

U_M – амплитуда установившегося значения фазового напряжения.

Емкость всей сети определяется по величине емкостного тока замыкания на землю, т.е.

КАБЕЛИ И ЗАЗЕМЛЕНИЕ НЕЙТРАЛИ

В последние годы в сетях 6 и 10 кВ вместо кабелей с бумажной пропитанной изоляцией (БПИ-кабели) стали активно применять кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ-кабели), как трехфазные, так и однофазные. Имея целый ряд технических преимуществ (на которых в данной статье останавливаться нет возможности), эти кабели в отношении реакции на ОЗЗ имеют существенные недостатки по сравнению с кабелями с бумажной пропитанной изоляцией.
Так, в статье, посвященной этим кабелям [8], автор делает следующие выводы: «Таким образом, наряду с неоспоримыми преимуществами кабели с полиэтиленовой изоляцией имеют существенный недостаток, заключающийся в отсутствии эффекта самозалечивания СПЭ-изоляции. Именно это обстоятельство необходимо принимать во внимание, заблаговременно предусмотреть и создать такие условия эксплуатации КПИ, которые минимизировали бы их каскадный выход из строя».

Итак, принципиальное отличие СПЭ-кабелей от БПИ-кабелей состоит в отсутствии эффекта самовосстановления изоляции после её пробоя при ОЗЗ, что не может не оказать влияние на принятие решений по действию защит при ОЗЗ и выбору способа заземления нейтрали в сети.
Очевидно, что защита при возникновении ОЗЗ в этих кабелях должна действовать на отключение. Если этого не предусмотреть, то может произойти следующее:

• в трехфазных кабелях ОЗЗ из однофазного постепенно перейдет в многофазное, что сопровождается выделением большого количества тепла, при этом авария может распространиться на соседние кабели, особенно при их большом скоплении в кабельных сооружениях;
• в однофазных кабелях ОЗЗ может продолжаться неопределенно долгое время (поскольку изоляция не восстанавливается) и сопровождаться постепенным выгоранием кабеля с переходом системы питания соответствуюших потребителей в неполнофазный режим.

ВЫВОДЫ

1. В протяженных и труднодоступных для ремонта сетях, выполненных кабелями с бумажной пропитанной изоляцией, когда полноценное резервирование линий, питающих потребителей, затруднено, отсутствует или не эффективно АВР, целесообразно применение регулируемых дугогасящих реакторов в сочетании с надежно работающими автоматическими регуляторами их настройки.
2. В кабельных и воздушных сетях сравнительно небольшой протяженности, доступных для ремонта, при наличии устройств АВР, обеспечивающих (при необходимости) непрерывность технологического процесса, а также в сетях, выполненных кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена, целесообразно применять заземление нейтрали сети 6(10) кВ через низкоомные резисторы с автоматическим отключением поврежденного фидера.
3. Целесообразность применения высокоомных резисторов, включаемых параллельно ДГР, требует дополнительных обоснований.
4. Следует провести дополнительное изучение процессов ОЗЗ в трехфазных и однофазных кабелях 10(6) кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена, поскольку от этого зависит выбор типа защит и способа заземления нейтрали в кабельных сетях 6–35 кВ.
5. Требования упомянутых в статье нормативных документов нуждаются во взаимоувязке.

ЛИТЕРАТУРА.

1. Правила устройства электроустановок, 7-е изд., глава 1.7.
2. Лихачев Ф. А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов. – М.: Энергия, 1971.
3. Шалин А.И. Замыкания на землю в сетях 6–35 кВ. Влияние электрической дуги на направленные защиты // Новости ЭлектроТехники. – 2006. – № 1.
4. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. – 3-е изд. – М.: Высшая школа, 1986 г.
5. ГОСТ 12.1.038-82 «Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов».
6. ГОСТ Р 50571.18-2000 «Защита электроустановок до 1 кВ от перенапряжений, вызванных замыканиями на землю в электроустановках выше 1 кВ».
7. Ильиных М., Сарин Л., Ширковец А. Компенсированная и комбинированно заземленная нейтраль. Опыт эксплуатации сети 6 кВ металлургического комбината // Новости ЭлектроТехники. – 2007. – № 2.
8. Лавров Ю.А. Кабели 6–35 кВ с пластмассовой изоляцией. Факторы эксплуатационной надежности // Новости ЭлектроТехники. – 2006. – № 6(42); 2007. – № 1(43).