Комплекс заземления нейтрали сети 35 кВ

1. Общая характеристикаспособов заземления нейтрали в сетях 35 кВ
1.1 Анализ нормативнойдокументации способов заземления нейтрали
Сегодня режим нейтралив сетях 6-35 кВ регламентируется п.1.2.16 ПТЭ, в котором отмечено, что «работаэлектрических сетей напряжением 3-35 кВ может предусматриваться как сизолированной нейтралью, так и нейтралью заземленной через дугогасящий реакторили резистор. Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применятьсяпри значениях этого тока в нормальных режимах:
— в сетях 3-20 кВ,имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линияхэлектропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ – более10 А;
— в сетях, не имеющихжелезобетонных и металлических опор на воздушных линиях электропередачи:
более 30 А принапряжении 6 кВ;
более 20 А принапряжении 10 кВ;
более 15 А принапряжении 35 кВ;
— в схемах генераторногонапряжения 6-20 кВ блоков генератор-трансформатор – более 5 А.»
В России, согласноп.1.2.16 последней редакции ПУЭ, введенных в действие с 1 января 2003 г.,«… работа электрических сетей напряжением 3-35 кВ может предусматриваться какс изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящийреактор или резистор». Таким образом, сейчас в сетях 6-35 кВ в России формальноразрешены к применению все принятые в мировой практике способы заземлениянейтрали, кроме глухого заземления. Отметим, что, несмотря на это, в Россииимеется опыт применения глухого заземления нейтрали в некоторых сетях 35 кВ(например, кабельная сеть 35 кВ электроснабжения г. Кронштадта).
Все способы и средстваповышения надёжности работы высоковольтных сетей направлены на предотвращениеэлектро- и пожароопасных ситуаций, вызванных однофазными замыканиями на землю.Эксплуатационные качества электрических сетей, способы локализации аварийныхповреждений и условия бесперебойного электроснабжения потребителей в значительноймере определяются режимом заземления нейтрали. Это обусловлено тем, что неменее 75 % всех аварийных повреждений в электрических сетях 6-35 кВ связаны соднофазными замыканиями на землю (ОЗЗ). Причины возникновения ОЗЗ в воздушных икабельных сетях весьма многообразны. Это электрические и механическиеразрушения изоляции, дефекты в изоляторах и изоляционных конструкциях, ихувлажнение и загрязнение, обрыв проводов и тросов, разрывы токоведущих частей ифаз кабелей в соединительных муфтах при смещениях почвы, частичные поврежденияизоляции при строительных и монтажных работах, воздействие грозовых ивнутренних перенапряжений. Замыкание фазы на землю в сетях такого напряжениямогут привести к следующим неприятным последствиям. В сети появляютсяперенапряжения порядка 2,4 – 3,5 кратных по сравнению с фазным, что можетпривести к пробою изоляции неповреждённых фаз и переходу ОЗЗ в «двухместное»или двойное замыканий на землю по своим характеристикам близкое к двухфазнымкоротким замыканиям. Риск возникновения таких двойных замыканий заметно вырос впоследнее время в связи со старением изоляции электрических машин и аппаратовмногих энергетических объектов и отсутствием средств на их модернизацию изамену.
Возможны явленияферрорезонанса, от которых в рассматриваемых сетях чаще всего выходят из строятрансформаторы напряжения. Иногда повреждаются и слабо нагруженные силовыетрансформаторы, работающие в режиме, близком к холостому ходу.
На воздушных ЛЭПоднофазные замыкания на землю часто происходит при обрыве провода и падении егона землю. При этом возникает опасность поражения людей и животных электрическимтоком. Особенно велика такая опасность, если ЛЭП проходит по густонаселённымрайонам, например, по городу. Пробои изоляции статорной обмотки двигателей на металлстатора часто происходят через дугу и могут привести к значительнымповреждениям не только самой обмотки, но и железа статора (вызвать «пожаржелеза»). «Пережог» изоляции приводит к появлению опасных витковых илимеждуфазных коротких замыканий. Неоднократно отмечалось, что «вторичные» пробоиизоляции, возникающие после появления в сети 3-10 кВ ОЗЗ происходят именно надвигателях, поскольку качество их изоляции обычно уступает качеству изоляцииЛЭП и другого оборудования. Характер процессов, протекающих в сети при ОЗЗ, вбольшой степени зависит от режима заземления нейтрали.
В настоящее время вРоссии используются три способа заземления нейтрали в рассматриваемых сетях:изолированная, компенсированная и резистивно-заземлённая, начинает применятьсяи четвёртый – с резистором и дугогасящим реактором в нейтрали.
Установлено чтосуществует 4 вида заземления нейтрали- это:
изолированная(незаземленная);
глухозаземленная(непосредственно присоединенная к заземляющему контуру);
заземленная черездугогасящий реактор;
заземленная черезрезистор (низкоомный или высокоомный).
Рассмотрим подробнееспособы заземления нейтрали и дадим им общую характеристику.
1.1.1 Изолированнаянейтраль
Режим изолированнойнейтрали достаточно широко применяется в России. При этом способе заземлениянейтральная точка источника (генератора или трансформатора) не присоединена кконтуру заземления. В распределительных сетях 6-10 кВ России обмотки питающихтрансформаторов, как правило, соединяются в треугольник (рис. 1.1), поэтому нейтральнаяточка физически отсутствует.
/>
Рис. 1.1 Схемадвухтрансформаторной подстанции с изолированной нейтралью.
Его достоинствамиявляются:
отсутствиенеобходимости в немедленном отключении первого однофазного замыкания на землю;
малый ток в местеповреждения (при малой емкости сети на землю).
Недостатками этогорежима заземления нейтрали являются:
возможностьвозникновения дуговых перенапряжений при перемежающемся характере дуги с малымтоком (единицы–десятки ампер) в месте однофазного замыкания на землю;
возможностьвозникновения многоместных повреждений (выход из строя несколькихэлектродвигателей, кабелей) из-за пробоев изоляции на других присоединениях,связанных с дуговыми перенапряжениями;
возможность длительноговоздействия на изоляцию дуговых перенапряжений, что ведет к накоплению в нейдефектов и снижению срока службы;
необходимостьвыполнения изоляции электрооборудования относительно земли на линейноенапряжение;
сложность обнаруженияместа повреждения;
опасностьэлектропоражения персонала и посторонних лиц при длительном существованиизамыкания на землю в сети;
сложность обеспеченияправильной работы релейных защит от однофазных замыканий, так как реальный токзамыкания на землю зависит от режима работы сети (числа включенныхприсоединений).
Недостатки режимаработы с изолированной нейтралью весьма существенны, а такое достоинство, какотсутствие необходимости отключения первого замыкания, достаточно спорно. Так,всегда есть вероятность возникновения второго замыкания на другом присоединениииз-за перенапряжений и отключения сразу двух кабелей, электродвигателей иливоздушных линий.
1.1.2 Нейтраль,заземленная через дугогасящий реактор
Она также достаточночасто применяется в России. Этот способ заземления нейтрали, как правило,находит применение в разветвленных кабельных сетях промышленных предприятий игородов. При этом способе нейтральную точку сети получают, используяспециальный трансформатор (рис.1.2).
/>
Рис. 1.2 Схемадвухтрансформаторной подстанции с нейтралью, заземленной через дугогасящийреактор.
С точки зренияисторической последовательности возникновения этот способ заземления нейтралиявляется вторым. Он был предложен немецким инженером Петерсеном в 20-х годахпрошлого столетия (в европейских странах дугогасящие реакторы называют по имениизобретателя «Petersen coil» – катушка Петерсена).
В России режимзаземления нейтрали через дугогасящий реактор применяется в основном вразветвленных кабельных сетях с большими емкостными токами. Кабельная изоляцияиз сшитого полиэтилена в отличие от воздушной не являетсясамовосстанавливающейся. То есть, однажды возникнув, повреждение не устранится,даже несмотря на практически полную компенсацию (отсутствие) тока в местеповреждения. Соответственно для этих кабельных сетей самоликвидация однофазныхзамыканий как положительное свойство режима заземления нейтрали черездугогасящий реактор не существует.
Достоинствами этогометода заземления нейтрали являются:
отсутствиенеобходимости в немедленном отключении первого однофазного замыкания на землю;
малый ток в местеповреждения (при точной компенсации – настройке дугогасящего реактора врезонанс);
возможностьсамоликвидации однофазного замыкания, возникшего на воздушной линии илиошиновке (при точной компенсации – настройке дугогасящего реактора в резонанс);
исключениеферрорезонансных процессов, связанных с насыщением трансформаторов напряжения инеполнофазными включениями силовых трансформаторов.
Недостатками этогорежима заземления нейтрали являются:
возникновение дуговыхперенапряжений при значительной расстройке компенсации;
возможностьвозникновения многоместных повреждений при длительном существовании дуговогозамыкания в сети;
возможность переходаоднофазного замыкания в двухфазное при значительной расстройке компенсации;
возможностьзначительных смещений нейтрали при недокомпенсации и возникновениинеполнофазных режимов;
возможностьзначительных смещений нейтрали при резонансной настройке в воздушных сетях;
сложность обнаруженияместа повреждения;
опасностьэлектропоражения персонала и посторонних лиц при длительном существованиизамыкания на землю в сети;
сложность обеспеченияправильной работы релейных защит от однофазных замыканий, так как токповрежденного присоединения очень незначителен.
В России режимзаземления нейтрали через дугогасящий реактор применяется в основном вразветвленных кабельных сетях с большими емкостными токами. Кабельная изоляцияв отличие от воздушной не является самовосстанавливающейся. То есть, однаждывозникнув, повреждение не устранится, даже несмотря на практически полнуюкомпенсацию (отсутствие) тока в месте повреждения. Соответственно для кабельныхсетей самоликвидация однофазных замыканий как положительное свойство режимазаземления нейтрали через дугогасящий реактор не существует.
1.1.3 Нейтраль,заземленная через резистор (высокоомный или низкоомный)
Этот режим заземленияиспользуется в России очень редко, только в некоторых сетях собственных нуждблочных электростанций и сетях газоперекачивающих компрессорных станций. В тоже время, если оценивать мировую практику, то резистивное заземление нейтрали –это наиболее широко применяемый способ.
Резистор вотечественных сетях 6-10 кВ может включаться так же, как и реактор, в нейтральспециального заземляющего трансформатора (рис. 1.3).

/>
Рис.1. 3 Схемадвухтрансформаторной подстанции с нейтралью, заземленной через резистор.
Возможны два вариантареализации резистивного заземления нейтрали: высокоомный или низкоомный.
При высокоомномзаземлении нейтрали резистор выбирается таким образом, чтобы ток, создаваемыйим в месте однофазного повреждения, был равен или больше емкостного тока сети. Какправило, суммарный ток в месте повреждения при высокоомном заземлении нейтралине превышает 10 А. То есть высокоомным заземлением нейтрали является такоезаземление, которое позволяет не отключать возникшее однофазное замыканиенемедленно. Соответственно высокоомное заземление нейтрали может применятьсятолько в сетях с малыми собственными емкостными токами до 5-7 А. В сетях сбольшими емкостными токами допустимо применение только низкоомного заземлениянейтрали.
При низкоомномзаземлении нейтрали используется резистор, создающий ток в пределах 10-2000 А.Величина тока, создаваемого резистором, выбирается исходя из несколькихконкретных условий: стойкость опор ВЛ, оболочек и экранов кабелей к протеканиютакого тока однофазного замыкания; наличие в сети высоковольтныхэлектродвигателей и генераторов; чувствительность релейной защиты.
Достоинствамирезистивного заземления нейтрали являются:
отсутствие дуговыхперенапряжений высокой кратности и многоместных повреждений в сети;
отсутствие необходимостив отключении первого однофазного замыкания на землю (только для высокоомногозаземления нейтрали);
исключениеферрорезонансных процессов и повреждений трансформаторов напряжения;
уменьшение вероятностипоражения персонала и посторонних лиц при однофазном замыкании (только длянизкоомного заземления и быстрого селективного отключения повреждения);
практически полноеисключение возможности перехода однофазного замыкания в многофазное (только длянизкоомного заземления и быстрого селективного отключения повреждения);
простое выполнениечувствительной и селективной релейной защиты от однофазных замыканий на землю,основанной на токовом принципе.
Недостаткамирезистивного режима заземления нейтрали являются:
увеличение тока в местеповреждения;
необходимость вотключении однофазных замыканий (только для низкоомного заземления);
ограничение на развитиесети (только для высокоомного заземления).      
Отсутствие дуговыхперенапряжений при однофазных замыканиях и возможность организации селективнойрелейной защиты являются неоспоримыми преимуществами режима резистивногозаземления нейтрали. Именно эти преимущества способствовали широкомураспространению такого режима заземления нейтрали в разных странах.
1.1.4 Глухозаземленнаянейтраль
Как уже было сказано, вотечественных сетях 6-35 кВ не используется. Этот режим заземления нейтралишироко распространен в США, Канаде, Австралии, Великобритании и связанных сними странах. Он находит применение в четырехпроводных воздушных сетях среднегонапряжения 4-25 кВ. В качестве примера на рис.1.4 приведен участок сети 13,8 кВв США. Воздушная линия на всем своем протяжении и ответвлениях снабженачетвертым нулевым проводом. Концепция построения сети заключается в том, чтобымаксимально сократить протяженность низковольтных сетей напряжением 120 В.Каждый частный дом питается от собственного понижающего трансформатора13,8/0,12 кВ, включенного на фазное напряжение. Основная воздушная линияделится на участки секционирующими аппаратами – реклоузерами. Трансформаторы каждогоотдельного потребителя и ответвления от линии защищаются предохранителями. Наотпайках от линии используются отделители, обеспечивающие отключение вбестоковую паузу.
Этот способ заземлениянейтрали не используется в сетях, содержащих высоковольтные электродвигатели.Токи однофазного замыкания в этом случае достигают нескольких килоампер, чтонедопустимо с позиций повреждения статора электродвигателя (выплавление сталипри однофазном замыкании).
/>
Рис. 1.4 Схемавоздушной четырехпроводной распределительной сети 4-25 кВ США.

Применение глухогозаземления нейтрали в сетях среднего напряжения в России вряд ли необходимо ивероятно в обозримом будущем. Все отечественные линии 6-35 кВ трехпроводные, атрансформаторы потребителей трехфазные, то есть сам подход к построению сетисущественно отличается от зарубежного. Указанный выше случай глухого заземлениянейтрали в кабельной сети 35 кВ, питающей г. Кронштадт, является исключением.Такое решение было сознательно принято проектным институтом в связи с тем, чтоток однофазного замыкания в этой сети составляет около 600 А. Компенсация вданном случае малоэффективна, а надежных высоковольтных низкоомных резисторовна момент реализации решения в России не существовало.
1.2 Характеристикапроцессов при замыканиях на землю в сети 35 кВ
Замыкания на линиях,однофазные и междуфазные, можно подразделить на дуговые и металлические. Придуговых замыканиях соединение токоведущих частей между собой или землейпроисходит через малое сопротивление дугового канала. Такие замыкания могутвозникать вследствие воздействия грозовых или внутренних перенапряжений (присильном загрязнении гирлянд, изоляторов), либо вследствие механических воздействий.
Рассмотримвозникновение перенапряжений в трехфазной сети на примере изолированнойнейтрали. На рис. 5а приведена расчетная схема трехфазной сети. На этой схемепоказаны фазные ЭДС ес, еь, еа, индуктивностии сопротивления фаз LиR, а также емкости фаз на землю С имеждуфазовые См.

/>
Рис.1.5Исходная (а) и преобразованная (б) схемы сети
с изолированной нейтралью источника при замыканиях одной из фаз на землю
Пустьна фазе А возникает однофазное замыкание через неустойчивую дугу. Тогда длярасчета возникающих перенапряжений схему на рис. 1.5.а можно представить в видесхемы на рис. 1.5.б. После зажигания дуги на поврежденной фазе А емкости С и Смнеповрежденных фаз соединяются параллельно, как это видно из рис. 1.5.б ипроисходит перераспределение зарядов между емкостями. Перераспределениесвободных зарядов на емкостях С и См приводит к снижению амплитудысвободных колебаний напряжения в соответствии с соотношением С/(С+ См).Примерные значения соотношения С/(С+ См) для линий электропередачи35 составляют 0,744.
Значенияперенапряжения при повторном зажигании дуги можно определить по формуле
/>                                                   (1.1)
гдеUн– начальное значение напряжения на неповрежденных фазах в момент повторногозажигания;
Uк– значение установившегося напряжения колебаний;
/> – коэффициент,учитывающий затухание высокочастотных колебаний, который принимается обычноравным 0,9.
Еслипринять, что при перовом повторном зажигании в момент максимума напряженияповрежденной фазы в сети нет остаточных зарядов, то максимальное перенапряжениена поврежденной фазе, достигаемое в переходном процессе, будет равно:
/>                                        (1.2)
Кратковременныеперенапряжения порядка 3Uфне опасны для нормальной изоляции при рабочих напряжениях до 35 кВвключительно. Однако длительные перенапряжения могут привести к тепловомупробою изоляции. Кроме того, на процесс развития перенапряжений в сетях частодействуют дополнительные факторы, повышающие кратность перенапряжений.Замечено, в частности, что при неустойчивых дугах на неповрежденных фазах частосрабатывают разрядники, имеющие пониженную кратность разрядного напряжения прирабочей частоте. Работа разрядников может привести к появлению перенапряжений,опасных для изоляции. Действительно, если происходит гашение дуги разрядникомна неповрежденной фазе, а поврежденная фаза заземлена, то восстанавливающеесянапряжение изменяется от нуля до 2Uл= 3,46Uф.Поэтому каждый раз, когда происходит срабатывание разрядников, на изоляциюздоровых фаз воздействует перенапряжение 3,46Uф.
Прикомпенсации емкостных токов воздушные и кабельные сети могут длительно работатьс замкнувшейся на землю фазой. В сети с изолированной нейтралью трансформатороводнофазное замыкание может существовать, если емкостной ток замыканияпрепятствует самопогасанию дуги в месте замыкания. При включении в нейтральтрансформатора реактора (рис.1.6) через место замыкания вместе с емкостнымтоком проходит индуктивный ток, обусловленный индуктивностью реактора Lк.
/>
Рис.1.6. Схема сети с дугогасящей катушкой при однофазном замыкании на землю
Подбираясоответствующее значение индуктивности реактора Lк,можно добиться равенства емкостной и индуктивной составляющих тока замыкания(осуществить компенсацию емкостного тока замыкания). Компенсация наступит, есливыполняется условие
/>                                                                                    (1.3)
гдеw= 314 рад–1 – промышленная частота.
Реакторв сети играет двойную роль. При компенсации снижение тока до остаточногозначения Iост,обусловленного активными потерями в сети, способствует самопогасанию дуги вместе замыкания. Кроме того, реактор резко снижает скорость восстановлениянапряжения на дуге.
Значениеостаточного тока Iостможно определить по схеме замещения (рис. 1.7). В этой схеме Lк– индуктивность замыкающего реактора; g– активная проводимость, учитывающая активные потери в реакторе и сети;источник напряжения имеет значение фазного напряжения Uфв трехфазной сети.
/>
Рис. 1.7 Расчетнаясхема для определения восстанавливающегося напряжения  на дуговом промежуткепри однофазном замыкании на землю
в сети с дугогасящей катушкой
Отношениетоков в индуктивности Lки емкости 3С0носит название настройки заземляющего реактора
/>                                               (1.4)
где/>.
Остаточныйток в дуге (рис. 1.7)
/>                                             (1.5)
гдеIa = Uфg– активная составляющая тока в месте замыкания;
IС= 3UфwС0– емкостная составляющая тока, равная току замыкания в отсутствии заземляющегореактора.
Каквидно из (1.5), остаточный ток Iосттем меньше, чем ближе значение kнк единице. При kн= 1 (точная настройка реактора) через место замыкания протекает только малыйактивный ток (g»0).
Погасаниедуги происходит при прохождении тока Iостчерез нулевое значение. Этому соответствует разрыв цепи между зажимами 1 и 2(рис. 1.7), при котором потенциал точки 2 изменяется с промышленной частотой w;потенциал точки 1 с частотой w0собственных колебаний контура Lк– 3С0. Напряжение, восстанавливающееся на поврежденной фазе, равноразности потенциалов точек 1 и 2 и описывается следующим соотношением:
/>                                           (1.6)
гдеj– фазовый угол напряжения в момент погасания дуги;
d– коэффициент затухания свободных колебаний.
Таккак dмало и множитель /> близок к единице, то придостаточно точной настройке (kн»1) напряжение uв(t)нарастает медленно, так как w » w0.
Малыйостаточный ток и малая скорость восстановления напряжения способствуют гашениютока дуги замыкания на землю, что очень важно при грозовых перекрытиях изоляциина линиях электропередачи. Самоликвидация грозовых перекрытий улучшаетэлектрозащитные характеристики линий. Однако в тех случаях, когдасамоликвидация дуги невозможна, как, например, в случаях пробоя или разрушенияизоляторов, падения проводов на землю и т.д., дуга замыкания на землю не гаснети может приобрести неустойчивый перемежающийся характер с повторными гашениямии зажиганиями. В этих случаях на емкостях неповрежденных фаз при очередномгашении дуги могут сохраниться остаточные заряды, приводящие к появлениюнапряжения смещения Uсм.Переход напряжения поврежденной фазы от нулевого значения к кривой Uсмcos(wt)+Uфcos(wt)происходит в результате колебаний, при которых формируется первый максимумнапряжения на дуге:
/>                                                                                   (1.7)

Дальнейшеенарастание напряжения в силу резонансной настройки заземляющего реакторапроисходит сравнительно медленно.
Повторноезажигание на поврежденной фазе при больших мгновенных значениях напряжениявозможно, однако вероятность его возникновения мала. Это обусловлено тем, чтодолжно произойти совпадение достаточно редких условий: устойчивое нарушениеизоляции (например, обрыв или падение провода) и повторное зажигание в самыйнеблагоприятный момент времени, что сопровождается большими перенапряжениями нанеповрежденных фазах.
Из изложенного следует,что необходимо стремиться к точной резонансной настройке дугогасящей катушки.
По установившейсяпрактике электрические сети напряжением до 35 кВ включительно имеютнезаземленную нейтраль. Если в такой сети произойдет дуговое замыкание наземлю, то через дугу будет протекать емкостной ток, величина которогоопределяется рабочей емкостью всех трех фазах по всей сети.
Как известно из курсаТОЭ, ток замыкания в любой линейной сети можно определить, включая в местезамыкания источник напряжения, равного напряжению фазы до замыкания, т.е. Uф,и полагая все остальные источники напряжения нулевыми. Величины индуктивныхсопротивлений, пренебрежимо малы по сравнению с емкостными. Емкостной токзамыкания на землю равен:
Iз= Uф3wСф                                                                                    (1.8)
где Сф –емкость фаз на землю.
Путем симметрированияфаз – транспозицией на линиях или на подстанциях добиваются равенства емкостейСф всех трех фаз системы. Для воздушных линий удельный емкостной токзамыкания на землю, т.е. ток на 1 км линии и 1 кВ номинального напряжения,равен в среднем
ICуд= 3 мА/км×кВ.                                                                        (1.9)
Удельный ток вкабельных линиях лежит в пределах 60…250 мА/км×кВв зависимости от сечения и напряжения кабеля. Большие цифры относятся к кабелямбольшего сечения и меньшего напряжения.
Если IС> IСпред,то возникает устойчивая дуга однофазного замыкания на землю, которая ведет ктермическому разрушению изоляторов, пережогу провода и обычно перебрасываетсяна междуфазные промежутки, т.е. ведет к междуфазным коротким замыканиям савтоматическим отключением участка сети. По этой причине дуговые замыкания наземлю стремятся погасить в начале их возникновения. Для этой цели служитдугогасящая катушка, включаемая в нейтраль трехфазной сети (рис. 1.6). Катушканастраивается в резонанс на суммарную емкость сети на землю (3Сф).Это означает, что индуктивность катушки должна примерно удовлетворять условию:
/>                                                                                    (1.10)
где w= 314 с–1, а w0– круговая частота собственных колебаний;
Сф – емкостьфазы по отношению к земле.
По определенномузначению емкостных токов для сети выбирается мощность реактора:
Q= nICUф                                                                                       (1.11)
где n– коэффициент, учитывающий развитие сети в ближайшие 5 лет (n = 1,25).
Выбор мощности сбольшими запасами может привести к неполному использованию дугогасящих катушеки затруднить установку наиболее целесообразных настроек. Малые запасы мощностимогут привести к необходимости работы сети при режимах недокомпенсации, прикоторых возможно появление опасных напряжений смещения нейтрали.
Мощности дугогасящихкатушек выбираются такими, чтобы ступени токов компенсации ответвленийпозволили устанавливать возможно полную компенсацию емкостного тока сети привозможных конфигурациях сети и отключениях отдельных линий.
Прирезистивном заземлении нейтрали ограничение перенапряжений при дуговыхзамыканиях осуществляется за счет разряда емкости здоровых фаз и снижениянапряжения на нейтрали до значений, исключающих последующие пробои ослабленнойизоляции аварийной фазы. Кроме того, практически исключаются опасныеферрорезонансные явления, что в свою очередь так же приводит к повышениюнадежности рассматриваемых сетей.
Теоретическиеисследования показывают, что уменьшить величину дуговых перенапряжений и числозамыканий на землю без значительного искусственного увеличения тока замыканияна землю можно за счет включения в нейтраль сети высокоомного резисторавеличиной от нескольких сотен Ом до нескольких кОм.
Высокоомныйрезистор с сопротивлением RN в нейтрали сети (как правило, внейтрали специального вспомогательного трансформатора) обеспечивает стеканиезаряда за время, равное полупериоду промышленной частоты (Т=0,01 сек).
Включениерезистора в нейтраль сети позволяет получить в месте повреждения активнуюсоставляющую тока, примерно равную емкостной:
IRN≈ IС                                                                                                                                                        (1.12)
Приэтом суммарный ток замыкания на землю возрастает в √2 раз.
Емкостнаясоставляющая тока замыкания на землю имеет вид:
Ic= 3ωCUф,                                                                                   (1.13)
гдеω — круговая частота равная 2πf,
С— фазная емкость сети на землю,
Uф— фазное напряжение сети
Активнаясоставляющая тока замыкания на землю равна:
IRN= Uф/RN,                                                                                   (1.14)
гдеRN — сопротивление резистора
Uф/RN= 3ωCUф                                                                             (1.15)
RN≈ 1/(900 С)
Однако,выбор резистора для конкретной сети производится индивидуально. При этом водних случаях по условию ограничения кратности дуговых перенапряжений до уровня(2,6-2,7)Uф активная составляющая замыкания на землю может быть в 1,5÷2раза меньше емкостной составляющей. В других случаях для повышенияселективности работы токовой защиты от замыкания на землю активная составляющаятока замыкания на землю может несколько превысить емкостную составляющую.
Что выбрать?
В России жесткиенормативные требования ПУЭ в отношении применения только изолированной нейтралине позволяли до последнего времени использовать заземление нейтрали черезрезистор. Даже сейчас, после внесения изменений в ПУЭ, проектные институтыпродолжают закладывать в новые объекты старую идеологию. По-видимому, необходимысовместные усилия заказчиков, производителей оборудования и проектныхинститутов для изменения существующей ситуации.
В заключение следуетотметить, что режим заземления нейтрали в сети среднего напряжения долженвыбираться в каждом конкретном случае с учетом следующих факторов:
уровня емкостного токасети;
допустимого токаоднофазного замыкания, исходя из разрушений в месте повреждения;
безопасности персоналаи посторонних лиц;
допустимости отключенияоднофазных замыканий с позиций непрерывности технологического цикла;
наличия резерва;
типа и характеристикиспользуемых защит.
Выводы
Для различных режимовнейтрали необходимо очертить границы их применения.
Для определенияпреимуществ того или иного режима заземления нейтрали необходимо собрать достоверныйстатистический материал об уровнях перенапряжений при дуговых замыканиях наземлю.
В сетях с компенсациейемкостного тока замыкания на землю необходимо применять плавнорегулируемыереакторы с микропроцессорными автоматическими регуляторами.
Необходимопредусмотреть резистивное заземление нейтрали электрических сетей 3-35 кВ.

2. Разработкарекомендаций по выбору режима нейтрали заданной сети 35 кВ.
2.1 Общаяхарактеристика сети 35 кВ и её конструктивного исполнения.
На рисунке 2.1представлена принципиальная однолинейная схема электроснабженияэлектроприемников 35 кВ первой и второй очереди литейно-прокатного завода.
Электроприемникаминапряжением 35 кВ являются дуговые сталеплавильные печи (ДСП) и сталеплавильныеагрегаты «печь-ковш» (АПК). Структурно схема электроснабжения разделяется на 3ступени:
1) главнаяпонизительная подстанция (ГПП) с установленными трансформаторами типа ТДНМ 63МВА напряжением 110/35 кВ
2) закрытоераспределительное устройство 35 кВ (ЗРУ-35) выполненное ячейками с элегазовойизоляцией и вакуумными выключателями. В ЗРУ-35 установленыфильтрокомпенсирующие устройства (ФКУ2-ФКУ4) и статический тиристорныйкомпенсатор реактивной мощности (СТК).
3) Печныеподстанции дуговых сталеплавильных печей (ДСП) и агрегатов «печь-ковш» (ПСАПК).
Распределительнаясеть напряжением 35 кВ выполнена кабелями с изоляцией из сшитого полиэтиленамарки ПвВнг с медной токоведущей жилой (одножильные).
Сеть от трансформаторовГПП до ЗРУ-35 кВ (линии Л1, Л2 на рис 2.1) выполнена двухцепной кабельнойлинией с использованием кабелей ПвВнг 1х185 с включением трех параллельныхкабелей на фазу с прокладкой их в кабельном канале уложенных в треугольник какпоказано на рисунке 2.2. Иначе говоря, на одну кабельную линию необходимо 9одножильных кабелей длиной L1или L2 (обозначениекабельной линии ПвВнг-3Х3 (1х185)).
Сеть от ЗРУ-35 доподстанций дуговых сталеплавильных печей (ПС ДСП) также выполняется кабелями сизоляцией из сшитого полиэтилена марки ПвВнг с медной токоведущей жилой (линии L3-L6рис 2.1).
/>
Рис 2.2 Вид прокладкикабелей в земле
2.2 Определение емкостныхтоков замыкания на землю
Аналитический расчетвеличины токов замыкания «на землю» в разветвленных сетях не дает большойточности и чаще применяется как вспомогательный метод для получения, например,величин тока по каждому фидеру отдельно или по всей сети. При этом задачаразбивается на ряд ступеней, каждая из которых может в последствиикорректироваться.
Токи можно рассчитатьесли располагать емкостью сети, которая зависит от её конструкции и параметров:
В распределительныхсетях используют 2 типа кабелей:
1) трехжильные кабели споясной изоляцией.
2) трехжильные сзаземленной металлической оболочкой вокруг каждого провода.
Емкость в плечеэквивалентной звезды (рабочая емкость) для нормального режима для кабелейпервого типа определяется по следующему уравнению
Сэ=С1э+3С12                                                                                   (2.1)
Где С1э-емкостьна землю одной фазы; С12-емкость между проводами (междуфазнаяемкость)
Эти параметрыопределяются из решения системы уравнений описывающих емкостные связи вмногопроводной системе.
Сумма трех статическихемкостей на землю составляет 1,5-1,7 емкости эквивалентной звезды, то есть
3С=(1,5-1,7)Сэкв, мкФ/км                                                               (2.2)
С=/> .Сэкв=(0,5-0,57)С+3(0,5-0,57)См,мкФ/км                       (2.3)
С=(3,0-3,97)См, мкФ/км                                                                (2.4)
Откуда: См=/>С=0,33С См=0,25СмкФ/км
Зарядный ток кабеляопределяется следующей зависимостью:
Iзар=/>.ω.Сэкв.L.10-6                                                                                                                            (2.5)
Где L-длинакабельной линии, км.
Емкостной ток замыканияна землю
Ic=10-6/>..ω.3С.L=10-6/>..ω.(1,5-1,7)Сэкв.L, А/км или                 (2.6)
Ic=Uн.(272-308)Сэкв.L,А/км                                                            (2.7)
Однако, для воздушныхЛЭП можно воспользоваться формулами 2 для расчета емкостных токов замыкания наземлю. В качестве примера по формуле (2.2) можно определить емкостной ток дляЛЭП различного напряжения
Ic=/> 
где Uн-номинальное напряжение воздушной ЛЭП, кВ ;
l-длиналинии ;
Ic-ток замыкания на землю, А
Появившиеся в настоящеевремя кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена не охвачены этими справочнымитаблицами.
Для этих кабелей токиможно рассчитать располагая емкостями С1э и С12, либоопределить эти емкости опытным путем.
В кабелях второго типа (сзаземленной оболочкой вокруг каждой жилы) нет других емкостей кроме емкостей наземлю, которая определяется емкостью как бы цилиндрического конденсатора,определяемого по следующей зависимости:
С=/> , мкФ/км                                                                        (2.8)
где r,Rрадиус соответственно жилы проводника и экрана; ξ диэлектрическаяпроницаемость диэлектрика для бумажной изоляции (3,7-4), для полиэтиленовой(3,6-4)
С- емкость, мкФ/км.
Ток замыкания на землютакого кабеля определяется:
Ic=Uн.√3.ω.С.10-6,А/км или                                                            (2.9)
Ic=Uн.544.С.10-6,А/км                                                                    (2.10)
Где С- мкФ/км- удельнаяемкость фазы на землю.
Значения емкостей длякабелей из СПЭ с различными сечениями жил и номинальными напряжениямипредставлены в таблице 2.1

Таблица 2.1
Емкость кабеля сизоляцией из СПЭ мкФ/км
Номинальное сечение жилы, мм2 Емкость 1 км кабеля, мкФ Номинальное напряжение кабеля, кВ 6 6/10 10/10 15 20 35 50 0,28 0,24 0,23 0,20 0,17 0,14 70 0,32 0,27 0,26 0,23 0,19 0,16 95 0,35 0,30 0,29 0,25 0,21 0,18 120 0,38 0,32 0,31 0,27 0,23 0,19 150 0,41 0,35 0,34 0,30 0,26 0,20 185 0,45 0,38 0,37 0,32 0,27 0,22 240 0,51 0,43 0,41 0,35 0,29 0,24 300 0,55 0,47 0,45 0,38 0,32 0,26 400 0,56 0,53 0,50 0,42 0,35 0,29 500 0,62 0,59 0,55 0,47 0,39 0,32 630 0,71 0,67 0,61 0,52 0,43 0,35 800 0,80 0,76 0,68 0,58 0,49 0,40 1000 0,89 0,84 0,73 0,63 0,54 0,45
Кабели с пояснойизоляцией, когда три жилы симметрично расположены относительно свинцовой илиалюминиевой заземленной оболочки, рассчитываются по методике как ЛЭП и поформуле 2.1
Чаще всего емкость определяютизмерением. Для этого достаточно двух измерений. Приложив к выводамопределенное напряжение переменного тока и сохраняя условия равновесия, можемполучить по измеренному зарядному току эквивалентную емкость
Сэ1=С1е+2С12                                                                                                                                         (2.11)
Заземлив один из двухпроводов, т.е. соединив со свинцовой оболочкой, получим, что емкость можноизмерить
С1*=С1е+ С12                                                                                                                                         (2.12)
Соединяя два проводавместе и подавая напряжение между ними и свинцовой оболочкой, находимнепосредственное значение 2С12. Можно использовать и другие методыизмерения.
Сумма трех статическихемкостей на землю составляет 1,5-1,7 емкости эквивалентной звезды. Значенияемкостей между фазами в кабельных сетях с трехфазными кабелями составляетприблизительно треть емкостей относительно земли С12=1/3С1е,а для воздушных сетей С12=0,2С1е.
Для наиболеераспространенных трехжильных кабелей с бумажной пропитанной изоляцией значениеемкостных токов представлено в таблице 2.2
Если в сети имеютсякрупные электродвигатели напряжением 6 и 10 кВ, то следует учитывать ихсобственные емкостные токи. Емкостной ток электродвигателя при внешнем ОЗЗможно ориентировочно определить по следующим формулам
При Uн=6кВ Iсд=0,017.Sндв                                                                                                   (2.13)
При Uн=10кВ Iсд=0,03.SндвгдеSндв =Pн/(cosφн.ηн)
Таблица 2.2
Значение емкостныхтоков трехжильных кабелей с бумажной пропитанной изоляцией
Сечение жил кабеля мм2 Сеть 6 кВ Сеть 10 кВ
Uн=6кВ
Uн=10кВ 16 0,40 0,35 0,55 25 0,50 0,40 0,65 35 0,58 0,45 0,72 50 0,68 0,50 0,80 70 0,80 0,58 0,92 95 0,90 0,68 1,04 120 1,00 0,75 1,16 150 1,10 0,85 1,30 185 1,25 0,95 1,47 240 1,45 1,10 1,70
Емкостной ток замыканияна землю в трехфазной сети определяется следующим выражением
Ic=√3.Uн.ω.сф.10-6.L                                                                         (2.14)
Где Uн-номинальное напряжение сети 35 000 В
ω=2 .π.ƒ- угловая частота сети – 314
Сф — удельнаяемкость сети одной фазы мкФ/км
L-длина линии, км.
Для сети напряжением 35кВ при подстановке значений уравнение 1 примет вид
Ic=19.Сф .L                                                                                      (2.15)
Расчетные значенияемкости кабеля согласно техническим условиям (ТУ 3530-001-42747015-2005) накабели с изоляцией пероксидносшиваемого полиэтилена на напряжения 6,10,15,20 и35 кВ для сечений (1х150), (1х185) и (1х240) U=35кВ соответственно равны 0,2; 0,22; 0,24 мкФ/км.
Тогда удельныйемкостной ток (А/км) для этих сечений кабелей составит:
3,8 А- для (1х150);
4,18 А- для (1х185);
4,56 А- для (1х240).
Кроме этого в сетииспользуются RC- цепочки. Согласнопаспорту для них емкость на фазу одной цепи составляет С1ф=0,2 мкФ.
После реконструкциисети такие цепочки устанавливаются только на печных трансформаторах т.е. накаждую секцию будет приходиться дополнительная емкость С1ф=0,4 мкФна фазу, это увеличит емкостной ток на каждой секции на
Ic=19.C1ф=19.0,4=7,6А
Расчетные значенияемкостных токов по секциям сети 35 кВ приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 Расчетемкостных токов сети 35 кВ№ ячейки Число жил и сечение кабеля Удельное значение Длина кабельной линии, км Емкостной ток, А
С1ф мкФ/км
Ic, а/км 1 секция ячейка 2(ДСП-1) 6(1х150) 0,2
3,8(3,1*) 2х0,162
1,23(1,0*) ячейка 3(АПК-1) 3(1х150) 0,2
3,8(3,1*) 0,260
0,99(0,81*) ячейка 11(ФКУ-1) 3(1х150) 0,2
3,8(3,1*) 0,02
0,076(0,062*) ячейка 01(ФТК 1) 3(1х150) 0,2
3,8(3,1*) 0,07
0,266(0,22*) ячейка 04(секция выкл.) 6(1х240) 0,24
4,56(3,6*) 2х0,05
0,456(0,36*) Ячейка 06 (ввод Т1) 9(1х185) 0,22
4,18(3,3*) 3х0,14
1,756(1,39*) RC- цепочка (2 шт.) 2х0,2 3,8(-) 7,6 Итого по первой секции 12,37 А (3,85) А 2 секция ячейка 17(ТРГ) 9(1х185) 0,22
4,18(3,3*) 3х0,135
1,693(1,34*) ячейка 14(ФКУ 2) 3(1х150) 0,2
3,8(3,1*) 1х0,155
0,589(0,48*) ячейка 15(ФКЦ 3) 6(1х150) 0,2
3,8(3,1*) 2х0,160
1,216(1,00*) ячейка 16(ФКЦ 4) 6(1х150) 0,2
3,8(3,1*) 2х0,160
1,216(1,00*) ячейка 09(ДСП 2) 6(1х150) 0,2
3,8(3,1*) 2х0,300
2,28(1,86*) ячейка 10(АПК 2) 3(1х150) 0,2
3,8(3,1*) 1х0,300
1,14(0,93*) ячейка 12(ДГК 2) 3(1х150) 0,2
3,8(3,1*) 1х0,055
0,209(0,17*) ячейка 08 ячейка 13 9(1х185) 0,22
4,18(3,3*) 3х0,007
0,088(0,075*) ячейка 07(ввод от Т2) 9(1х185) 0,22
4,18(3,3*) 3х0,075
0,940(0,74*) RC- цепочка – 2 шт. 2х0,2 3,8(-) 3х0,075 7,6(-) Итого по второй секции 16,97 А, (7,59)А /> /> /> /> /> /> /> />
*- расчетное значениепо проекту реконструкции.
Суммарный емкостной токдвух секций 29,34 А. Как видно из расчетов согласно ПУЭ установка дугогасящихкатушек необходима на обеих секциях, т.к. Ic>10А.
2.3 Анализ режимовработы экранов кабельной сети 35 кВ при различных режимах работы сети
Распределительные сетивыполняются одножильными кабелями из сшитого полиэтилена типа ПвВнг цепнымилиниями. Все кабели прокладываются в одной траншее горизонтально, как показанона рис. 2.3, от механических повреждений кабели защищены кирпичом на протяжениивсех распределительных сетей.
Рассчитаем параметрыкабеля ячейки 3 (АПК-1) ПвВнг-150 и ячейки 6 на вводе Т1 ПвВнг-185 На рис. 2.3представлены геометрические размеры кабеля.
/>
Рис. 2.3 Геометрическиеразмеры кабеля

На ток и напряжения вэкране каждой фазы будет влиять не только ток жилы этой фазы, но и токи жил иэкранов соседних фаз. Учтем это, для чего обратимся к рис. 2.4
/>
Рис 2.4 Группа из треходнофазных кабелей
Уравнения фазы А,описывающие взаимодействия на рис 2.4, следующие:
∆Uжа=ZжIжА+ZжэIэА+Zк(IжВ+IэВ)+Zк(IжС+IэС),(2.16)
∆Uэа=ZэIэА+ZжэIэА+Zк(IжВ+IэВ)+Zк(IжС+IэС).                                      (2.17)
Ранее в однофазнойпостановке было получено, что для медных экранов Iэ≈ Iж.Таким образом, справедливо (IжВ+ IэВ)≈ 0 и (IжС+ IэС)≈ 0, т.е. фазы В, С не могут компенсировать влияние тока фазы А.Следовательно, рассмотренный на примере однофазного кабеля механизмвозникновения токов в экранах остается справедливым и для группы из треходнофазных кабелей.
Предположим, что имеетместо симметричный режим IжА+IжВ+ IжС=О, при котором все же нет токов в экранах (заземленных по концам) трехфазнойгруппы однофазных кабелей. Тогда из второго уравнения системы получим равенствокоторое может быть справедливо лишь в случае Zжэ= Zк.

О=∆UэА=ZжэIжА+ZкIжВ+ZкIжС                                                                                                 (2.18)
Иными словами, фазы В иС могли бы полностью компенсировать ток в экране фазы А лишь только в томслучае, когда они влияли бы на ток экрана фазы А так же хорошо, как это делаетток жилы фазы А.
Итак, токи и напряженияв экранах группы однофазных кабелей зависят от расстояниямежду кабелями, снижаясь с уменьшением этого расстояния. Размещать соседниекабели вплотную друг к другу нежелательно исходя из вопросов живностиохлаждения кабеля. Поэтому заметные токи и напряжения в экранах присущи всемтрехфазным группам однофазных кабелей в том случае, когда экраны заземлены собоих концов кабеля.
Радикальными жеспособами снижения токов в экранах могут быть названы:
- применениетрехфазных кабелей вместо однофазных;
- частичноеразземление экранов;
- заземлениеэкранов по концам кабеля с одновременным применением транспозицией экранов.
Частичное разземлениеэкранов.
Самый простой способборьбы с токами в экранах — это разземление экрана в одном из концов кабеля,как это показано на рис.2.5 В случае разземления экрана на его незаземленномконце относительно земли в нормальном режиме и при коротких замыканиях будетнапряжение промышленной частоты. Пусть Uэ-наибольшееиз всех режимов напряжение на экране относительно земли.
/>
Рис. 2.5 Схемасоединения экранов группы из трех однофазных кабелей в случае, когда экранзаземлен только с одной стороны.
Если для конкретногокабеля исключено прикосновение человека к экрану, то в качестве допустимогонапряжения на экране можно принять то напряжение, которое отвечает прочностиизоляции экрана, т.е. во всех режимах кабеля, имеющего незаземленный конецэкрана, должно выполняться условие
Uэ
где Uэдоп-1-допустимое напряжение промышленной частоты для изоляции экрана с точки зренияее прочности.
Предположим, что всхеме рис. 2.5 имеет место превышение напряжением экрана допустимого значения.В этом случае можно предложить разделить экран кабеля на К несоединенных друг сдругом секций равной длины, в каждой из которых экран заземлить лишь один раз(см. рис. 2.6, где показано К=2).
/>
Рис 2.6. Схемасоединения экранов группы из трех однофазных кабелей в случае, когда экранразделен на секции, заземленные один раз.
При большом числесекций К схема рис.2.6 теоретически эффективна, но практически труднореализуема. Дело в том, что если по концам кабельной линии. как правило,имеются заземляющие устройства, к которым можно присоединить экраны кабеля, тона трассе таких устройств нет, и их надо предусматривать тем большемколичестве, чем больше К. Поэтому более удобной следует признать схему рис.2.7, которая:
- требуетменьшего количества заземляющих устройства;
- безопаснеедля персонала.
/>
Рис. 2.7 Схемасоединения экранов группы из трех однофазных кабелей в случае, когда экранразделен на две секции, заземленные один раз со стороны концевых подстанций
С учетом справочныхданных определим расчетные параметры кабеля и сведем их в таблицу.
Таблица 2.5 Данные длярасчета параметров кабеля ПвВнгВеличина  (150х1) (185х1) (240х1)
внешний радиус жилы, r1 м
8 • 10-3
9 • 10-3
10 • 10-3
внутренний радиус экрана, r2 м
19,3 • 10-3
20,3 • 10-3
21,3 • 10-3
внешний радиус экрана, r3 м
19,5 • 10-3
20,5 • 10-3
21,5 • 10-3
внешний радиус кабеля, r4 м
21 • 10-3
22 • 10-3
23• 10-3
относительная диэлектрическая проницаемость изоляции между жилой и экраном, εг (о.е.) 24 24 24
относительная диэлектрическая проницаемость изоляции экрана, ε2 (о.е.) 24 24 24 расстояние между осями соседних фаз в случае расположения в вершинах равностороннего треугольника, S м
42 • 10-3
44 • 10-3
46 • 10-3 глубина заложения кабеля, h м 1 1 1 длина кабеля, м 260 140 50 частота напряжений и токов,F Гц 50 50 50
удельное сопротивление материала, рж и рэ (Ом • м)
2 •10-8
2 •10-8
2 •10-8
Сечение жилы, Fж м2
0,15 •10-3
0,185 •10-3
0,24 •10-3
Сечение экрана, F3 м2
0,025 • 10-3
0,025 • 10-3
0,025 • 10-3 Абсолютная магнитная проницаемость вакуума, μо Гн/м
12,56 • 10-7
12,56 • 10-7
12,56 • 10-7 Круговая частота напряжений и токов, ω рад/с 314 314 314

Таблица 2.6 Основныеэлектрические параметры кабеля ПвВнгВеличина  (1х150) (1х185) (1х240)
Активное сопротивление жилы(Ом/м) Rж=ρ. />
1,3 • 10-4
1,1 • 10-4
0,83 • 10-4
Активное сопротивление экрана(Ом/м) Rэ=ρ. />
8 • 10-4
8 • 10-4
8 • 10-4
Активное сопротивление земли(Ом/м) Rз=/>.μо.f
4,92 • 10-5
4,92 • 10-5
4,92 • 10-5
Собственная индуктивность жилы(Гн/м) Lж=/>
2,6 • 10-6
2,6 • 10-6
2,6 • 10-6
Эквивалентная глубина (м) Dз 3566 3566 3566
Собственная индуктивность экрана(Гн/м) Lэ=/>
2,4 • 10-6
2,4 • 10-6
2,4 • 10-6
Взаимная индуктивность между жилой (экраном) и соседним кабелем(Гн/м) Мк=/>
18 • 10-7
18 • 10-7
18 • 10-7
Взаимная индуктивность между жилой и экраном одного и того же кабеля. Мжэ=/>
3,2 • 10-6
3,2 • 10-6
3,2 • 10-6
Емкость между жилой и экраном(Ф/м) Сжэ=/>
1,51 • 10-10
1,64 • 10-10
1,76 • 10-10
Емкость между экраном и землей(Ф/м) Сэ=/>
18 • 10-10
19 • 10-10
19,8 • 10-10
В таблице 2.7представлены расчеты собственных и взаимных погонных сопротивлений кабеля.
Таблица 2.7 Собственныеи взаимные погонные сопротивления кабеляВеличина Формула ПвВнг(1х150) ПвВнг(1х185) ПвВнг(1х240) Собственное сопротивление жилы (Ом / м)
Z*ж = R*3+R*ж+j.ω.L*ж
0,83.10-3
0,83.10-3
0,83.10-3 Собственное сопротивление экрана (Ом / м)
Z*э = R*з + R*э + j.ω.L*э
1,16.10-3
1,11.10-3
1,08.10-3 Взаимное сопротивление жилы (экрана) и соседнего кабеля (Ом / м)
Z*к=R*з+ j.ω.М*к
5,67.10-4
5,67.10-4
5,67.10-4 Взаимное сопротивление между жилой и экраном одного и того же кабеля (Ом / м)
Z*жэ= R*3+ j.ω.М*эж
1.10-3
1.10-3
1.10-3

При определениипараметров кабеля (табл. 2.6-2.7) были сделаны следующие допущения:
- геометриярасположения в пространстве трехфазной системы кабелей такова, что s»гЗ;
- экранкабеля упрощенно считаем таким, что г3 » (г3 — г2),это позволяет пренебречь конечной толщиной экрана и в расчетах использоватьлишь его внутренний радиус;
- пренебрегаемтоками смещения в земле;
- пренебрегаемэффектом близости на промышленной частоте, считая активные сопротивления жил иэкранов как на постоянном токе.
Дляопределения погонных продольных активно-индуктивных сопротивлений трехфазнойсистемы однофазных кабелей, которые используются в расчетах нормальных иаварийных режимов работы сети, необходимо указать состояние экрана кабеля(граничные условия), от которого эти параметры зависят (табл. 2.8): пренебрегаятоками в начале кабеля и сопротивлением заземления экрана.
Таблица2.8Состояние экрана Граничные условия 1. Разземлен
IЭА = 0 Iэв = 0 Iэс = 0 2. Заземлен с одной стороны
IЭА = 0 Iэв = 0 Iэс = 0 3. Заземлен с двух сторон
∆UЭА=0
∆UЭВ=0
∆UЭС=0
При этом дополнительныеусловия определяются расчетом и заносятся в таблицу 2.9

Таблица 2.9 Расчетныедополнительные условияРешаемая задача Дополнительные условия Определение токов и напряжений в экране кабеля в нормальном режиме
IЖА + Iжв + IЖС= 0
IЭА + Iэв + IЭС= 0 Определение токов и напряжений в экране кабеля в аварийном режиме (внешнее по отношению к кабелю трехфазное короткое замыкание)
IЖА + Iжв + IЖС= 0
IЭА + Iэв + IЭС= 0
Исходя из заданныхусловий примем для расчета Iж=10кА а напряжение экрана относительно земли равным испытательному напряжениюзащитной оболочки экрана Uэ=5кВ
Напряжение (В)наводимое на экран кабеля относительно земли в нормальном режиме работыприведено в таблице 2.10
Таблица 2.10
Значение наведенныхнапряжений экрана относительно землиСостояние экрана Формула ПвВнг(1х150) ПвВнг(1х185) ПвВнг(1х240) Разземлен
/> . Uж 387 В 395 В 408 В Заземлен с одной стороны
(Zжэ-Zк).l.lж 63 В 34 В 12 В Заземлен с двух сторон 0 В 0 В 0 В
Напряжение (В)наводимое на экран кабеля относительно земли в аварийном режиме трехфазногозамыкания вне кабеля приведено в таблице 2.11
Таблица 2.11
Величина напряженияэкрана относительно земли при внешнем к.зСостояние экрана Формула ПвВнг(1х150) ПвВнг(1х185) ПвВнг(1х240) Разземлен
/> . Uж 387 В 395 В 408 В Заземлен с одной стороны
(Zжэ-Zк).l.lж 1131 В 609 В 218 В Заземлен с двух сторон 0 В 0 В 0 В

Аналогично определяемтоки в экранах при различных режимах работы сети:
Ток в экранах фазкабеля в нормальном режиме
Таблица 2.12 Величинатока в экранах фаз кабеляСостояние экрана Формула  (1х150)  (1х185)  (1х240) Разземлен
  Заземлен с одной стороны
IэА=j.ω.(Cжэ.l).UжА
IэВ=j.ω.(Cжэ.l).UжВ
IэС=j.ω.(Cжэ.l).UжС 0,06 А 0,036 А 0,002 А Заземлен с двух сторон
IэА= -/> .IжА
IэВ= -/> .IжВ
IэС= -/> .IжС 286 А 308 А 319 А
Токи в экранах фазкабеля в аварийном режиме представлены в таблице2.13
Таблица 2.13 Величинатока в экранах фаз кабеляСостояние экрана Формула  (1х150)  (1х185)  (1х240) Разземлен
  Заземлен с одной стороны
IэА=j.ω.(Cжэ.l).UжА
IэВ=j.ω.(Cжэ.l).UжВ
IэС=j.ω.(Cжэ.l).UжС 0,06А 0,036 А 0,002 А Заземлен с двух сторон
IэА= -/> .IжА
IэВ= -/> .IжВ
IэС= -/> .IжС 5111 А 5491 А 5699 А
Вывод: в нормальномрежиме (по таблице 2.10) напряжение наводимое на разземленном конце кабелямарки ПвВнг составляет 387 В для сечения жилы 150 мм2, 395 В длясечения жилы 185 мм2 ,408 В для сечения жилы 240 мм2, что допустимо для изоляции экрана. В аварийном режиме получили 1131 длясечения жилы 150 мм2, 609 для сечения жилы 185 мм2, 218для сечения жилы 240 мм2, что не допустимо для изоляции экрана.
Если экран кабелязаземлен на обоих его концах, то (по таблице 2.12) получим токи: 286 А длясечения жилы 150 мм2, 308 А для сечения жилы 185 мм2,319А для сечения жилы 240 мм2. Что недопустимо при малом сечении экрана25 мм2 по сравнению с сечением жилы 240 мм2.
Если кабель разземлитьс обеих сторон то при этом нужно выполнить дополнительную изоляцию экранов. Притаком способе заземления экранов ток в экране отсутствует, а значит иотсутствует дополнительный нагрев кабеля.
Если кабель разземлитьс одной стороны, то в этом случае нужно выполнить дополнительную изоляциюэкранов на разземленном участке. Ток при этом способе практически отсутствует иего можно не учитывать.
2.4 Выбор оптимальногорежима нейтрали сети
Способ заземлениянейтрали сети является достаточно важной характеристикой. Он определяет:
ток в месте поврежденияи перенапряжения на неповрежденных фазах при однофазном замыкании;
схему построениярелейной защиты от замыканий на землю;
уровень изоляцииэлектрооборудования;
выбор аппаратов длязащиты от грозовых и коммутационных перенапряжений (ограничителейперенапряжений);
бесперебойность электроснабжения;
допустимоесопротивление контура заземления подстанции;
безопасность персоналаи электрооборудования при однофазных замыканиях.
Расчетные значенияемкостных токов по секциям сети 35 кВ

Таблица 2.14 Емкостной ток, А Итого по первой секции 12,37 А Итого по второй секции 16,97 А
Суммарный емкостной токдвух секций 29,34 А. Как видно из расчетов согласно ПУЭ установка дугогасящихкатушек необходима на обеих секциях, т.к. Ic>10А.
Для заданной сети определенанейтраль, заземленная через дугогасящий реактор.
Этот способ заземлениянейтрали, как правило, находит применение в разветвленных кабельных сетяхпромышленных предприятий и городов. При этом способе нейтральную точку сетиполучают, используя специальный трансформатор. ВРоссии режим заземления нейтрали через дугогасящий реактор применяется восновном 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 напрактически полную компенсацию (отсутствие) тока в месте повреждения.

3. Выбор оборудованиякомплекса заземления нейтрали сети 35 кВ
3.1 Методика выборапараметров комплекса заземления нейтрали
Методика выбора числа имощности компенсирующих аппаратов
После определенияемкостного тока замыкания на землю электрически соединенных частей системырешается вопрос выбора числа компенсирующих катушек.
Задача выбора числакомпенсирующих катушек является многовариантной и зависит от сложности системыи от эксплуатационных требований.
В небольших системахчаще рассматривается вариант установки одного компенсирующего аппарата (КА) сподключением его к подходящей нейтрали трансформатора и если нет подходящейнейтрали трансформатора применяют заземляющий трансформатор.
В более сложныхсистемах рекомендуется применять несколько катушек. При этом учитываютсявозможности разделения системы (автоматически или оперативными переключениями).Катушки должны быть установлены так, чтобы автоматически сохраняласьудовлетворительная компенсация отдельных частей системы в этих случаях.
Иногда распределениекомпенсирующей мощности между отдельными аппаратами целесообразно поэксплуатационным соображениям. В данном случае это решение будет более важным, чемнекоторая экономия, получаемая при концентрации всей мощности в одной единице.
Мощность КАопределяется минимальной и максимальной величиной компенсирующего тока, которыйзависит от изменения конфигурации системы и учета будущего развития системы.
Дугогасящие катушкивыпускаются регулируемые (с переключением отпаек и с непрерывным регулированиемтока) и нерегулируемые. Ранее отдельные катушки выполнялись с соотношениемминимального и максимального значений токов 1:2 и интервалом между отпайкамипримерно 10%. Сейчас выпускаются катушки с соотношением 1:4 и более. В данныймомент в распределительных сетях используются такие реакторы как:
1. Чешскиеплавнорегулируемые дугогасящие реакторы (ДГР) ZTC.ЭтиДГР отличаются следующими качествами:
Точной настройкой наемкостный ток сети;
Высоким качествомисполнения узлов и механизмов;
Широким диапазономрегулирования токов.
2. Нарядус ДГР типа ZTCприменяютсяв эксплуатации отечественные плавнорегулируемые ДГР типа РЗДПОМ. Однакодиапазон токов регулирования отечественных ДГР значительно меньше, а учитываязначительные колебания емкостных токов в течение суток, это являетсясдерживающим фактором их применения.
3. Такжев энергосистемах применяются дугогасящие реакторы с под- магничиванием типаРУОМ с соответствующими устройствами автоматики САНК. По эксплуатации этих ДГРможно отметить следующее:
- отследитьправильную работу САНК и соответственно РУОМ крайне затруднительно, если вообщеэто возможно в эксплуатации, в отличие от плавнорегулируемых плунжерных ДГР и соответствующихустройств автоматики, работающих на «фазовом принципе»;
- каких-либоданных о генерировании РУОМ высших гармоник, описанных в различной литературе,нет, т.к. исследования в сети, в которой они установлены, не проводилось;
Целесообразно рассматриватьвариант установки двух дугогасящих катушек в различные номинальные точки, но ссуммарным значением полного тока.
Реакторы с плавнымрегулированием тока устанавливаются только в узловых точках, где контролируетсянастройка всей системы и тем самым полностью используется преимущества плавногорегулирования.
Мощность дугогасящихкатушек оценивается временем работы с номинальной нагрузкой, т.е. временемработы системы с заземленной фазой.
В Европе часторассчитывают на двухчасовую продолжительность, имея ввиду, что только в редкихслучаях замыкание на землю не ликвидируется за это время.
Если работа сустойчивым замыканием на землю не предполагается, обычно принимается10-минутная продолжительность, которая дает достаточный запас термическойустойчивости, даже если замыкания на землю повторяются через короткиепромежутки времени.
По европейскимстандартам номинальная мощность катушек определяется условием длительной и двухчасовой работой с полной нагрузкой, предполагая при этом возможность появлениямаксимальной допустимой температуры нагрева, но с принятием мер чтобы такиеслучаи были редкими и непродолжительными. Так по стандарту IEC289тепловойрежим определяют по условиям работы ДГР с номинальной мощностью не более 90дней в году. Поэтому допустимая граница температур принимается выше чем длятрансформаторов работающих длительно с номинальной нагрузкой Европейскаяпрактика устанавливает верхние границы температуры +70°С для масла и +80°С длямеди, а окружающая температура не должна превышать +35°С.
Дугогасящая аппаратура,как правило, выполняется с естественным масляным охлаждением. Длянепродолжительного режима работы ДА с большой нагрузкой выполняют интенсивноеохлаждение при помощи вентиляторов, которые включают, когда система находится вработе с замыканием на землю. Это специализированные дугогасящие аппаратыбольшой мощности.
По Европейскимстандартам работа ДГР с номинальной нагрузкой установлена в 10 минут длясистем, снабженных средствами для обнаружения места замыкания на землю иотключения поврежденного участка. Определение мощности по более короткомувремени работы не рекомендуется, во-первых, потому, что дугогасящий аппаратдолжен выдерживать несколько следующих друг и другом замыканий на землю,во-вторых, потому, что возможна работа такого аппаратав системе, имеющей смещение нейтрали до 15 % номинального фазного напряжения.Это постоянно действующее напряжение вызывает протекание тока через ДГР.Дугогасящая катушка, которая может продолжительно пропускать 3% ее номинальноготока на любой отпайке без превышения допустимой температуры, будетавтоматически пригодна для работы со 100%-ным током в течение 10 мин.Предельные температуры при этом имеют следующие величины: для масла превышение55-60°С (в зависимости от сорта масла); для меди — до 125°С над температуройокружающей среды. В нормальном режиме (до замыкания на землю) температураобмоток ДГР не должна превышать 55°С. Это исходная температура учитывается прирасчетах 10-минутной мощности. Опыт эксплуатации показывает, что этитемпературы обеспечивают нормальный срок службы аппаратов, если в среднемаппарат работает с полной нагрузкой 5 раз в год.
Мощность заземляющих идругих вспомогательных аппаратов рассчитываются исходя из выше описанныхрежимов работы ДГР, с учетом дополнительных увеличений токов при использованиишунтирующих резисторов для надежного срабатывания защиты от замыканий на землю.Обычно это время не превышает нескольких секунд, но с учетом возможных рядапоследовательных замыканий на землю на различных линиях расчетное времядействия повышенных токов принято 1 минута.
Класс изоляциидугогасящего аппарата должен соответствовать линейному напряжению системы, азаземляющего вывода компенсирующего устройства для систем напряжения ниже 25 кВне менее 8,66 кВ, а для систем UH>25 кВ не ниже 15 кВ.
Мощность реакторовдолжна выбираться по значению емкостного тока сети с учетом ее развития вближайшие 10 лет.
При отсутствии данных оразвитие сети мощность реакторов следует определять по значению емкостного токасети, увеличенному на 25%.
Расчетная мощностьреакторов QK(кВхА)определяется по формуле
Qk= Ic/>                                                                                      (3.1)
где Uном- номинальное напряжение сети, кВ
1С — емкостный ток замыкания на землю, А.
При применении в сетидугогасящих реакторов со ступенчатым регулированием тока количество и мощностьреакторов следует выбирать с учетом возможных изменений емкостного тока сети стем, чтобы ступени регулирования тока позволяли устанавливать настройку,близкую к резонансной при всех возможных схемах сети.
При емкостном токезамыкания на землю более 50 А рекомендуется применять не менее двух реакторов.
Вспомогательноеоборудование (линейные выключатели, шунтирующие сопротивления, трансформаторынапряжения, разъединители, шины и др.) должны иметь ту же изоляцию, что идугогасящий аппарат.
Схема включениякомпенсирующих устройств и вспомогательного оборудования.
Подключение дугогасящихкатушек осуществляется двумя способами:
- Кнейтрали силовых трансформаторов или к нулевой шине на которую подключенынулевые выводы одного или нескольких силовых трансформаторов.
- Посхеме с использованием заземляющего трансформатора с соединением обмоток взигзаг или звезда-треугольник.
3.2 Выбор схемы иоборудования комплекса заземления нейтрали
В соответствии с«Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РоссийскойФедерации режим заземления нейтрали сетей 6-35 кВ через дугогасящие реакторычетко прописан. Так в пункте 5.11.10 четко сказано:
«Дугогасящие аппаратыдолжны иметь резонансную настройку. Допускается настройка с перекомпенсацией,при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю должна быть неболее 5 А, а степень расстройки не более 5%. Работа с недокомпенсациейемкостного тока, как правило, не допускается».
А в п. 5.11.12 ПТЭсказано, что: «В сетях 6-10 кВ, как правило, должны применятьсяплавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматической настройкойкомпенсации.
При компенсациидугогасящих реакторов с ручным регулированием тока показатели настройки должныопределяться по измерителю расстройки компенсации».
На основании этого ирекомендаций по результатам исследования приведенных ранее для условийрассматриваемой подстанции выбираем дугогасящие реакторы плунжерного типаобеспечивающие плавное регулирование компенсируемого тока ASRчешского производства, которые хорошо себя зарекомендовали при эксплуатации вусловиях распределительных сетей России.
Так как враспределительной сети нет точки возможного подключения к нейтрали сети 35 кВ,т.к. питающий трансформатор имеет схему соединения «звезда-треугольник», трансформаторысобственных нужд со схемой соединения «звезда-звезда с нулем» не имеет выводанейтрали на стороне 35 кВ и имеет ограниченную мощность, то предусматриваемустановку дополнительного трансформатора для подключения дугогасящей катушки.Наиболее полно отвечает требованиям к этому трансформатору конструкция сосхемой соединения «зигзаг» с выведенным нулем. Поскольку наша промышленность невыпускает таких трансформаторов то выбираем трансформатор типа TEGEфирмыEGE, т.к. эта жефирма выпускает комплект оборудования по компенсации емкостных токов, включая иавтоматический регулятор типа REG-DPнемецкойфирмы a-eberle,обеспечивающийавтоматическую настройку ДГК в резонанс с емкостным током замыкания на землю.
Подключение ДГК кнейтрали с использованием трансформатора осуществляется кабелем марки ПвВнг.
Заземление ДГКвыполняется путем присоединения заземляющего проводника от общего контуразаземления подстанции к болтам заземления ДГК через кабельную вставку кабелеммарки ПвВнг.
Дугогасящий реактор ивспомогательный трансформатор в соответствии с требованиями ПУЭ должны иметьсплошное сетчатое ограждение высотой не менее 2 м, расстояние от элементовконструкции комплекса до ограждения должно быть не менее указанного в ПУЭ. Приэтом ДГК и трансформатор должны устанавливаться на фундаменте с небольшимпревышением над уровнем планировки.
Присоединительныйтрансформатор ДГК включается на резервные ячейки РУ-6кВ, оборудованные выключателями, с помощью кабелей марки ПвВнг, докладываемогов кабельных каналах подстанции или открыто в лотках. Для подключения приводаДГК, автоматического регулятора и связей и контактных цепей ДГК,трансформатора, регулятора осуществляется контрольными кабелями марки ПвВнг.
Мощность дугогасящегореактора должна быть не менее:
SДГК=Ic.Uн/√3=16,97.35/√3=343кВА.
Выбираем плавнорегулируемыйавтоматический дугогасящий реактор ASR1.035 кВ:
Таблица 3.1Тип реактора Мощность реактора, кВА Номинальное напряжение сети, кВ Номинальное напряжение реактора, кВ Диапазон тока компенсации, А ASR 1.0 500 35 20,2 2-21
Измерительныйтрансформатор тока:
Трансформатортока обеспечивает измерение тока через дугогасящий реактор. Он размещен назаземляемом выводе главной обмотки и подключен к проходным изоляторам на крышкебака. (обозначены k, I). Параметры трансформатора тока:
•номинальный ток 5 A или 1 A
• класс1
•мощность 30 ВА
РелеБухгольца
Реле Бухольцапредназначено для контроля состояния оборудования с жидкой изоляцией(трансформаторы, дугогасящие реакторы), оснащенного расширительным бачком. Релереагирует на газообразование (разложение изоляции) внутри защищаемогооборудования. Реле Бухольца, установленное на реакторе, изготовлено согласноDIN 42566.
Таблица 3.2Номинальное напряжение 12В… 250В перем. или пост. ток Номинальный ток 0,05A до 2,00A перем. или пост. ток Температура окружающей среды -45°С до +55°С Степень защиты IP 54 Отзыв отключающей системы в случае
Накопления газа: 200 см3 … 300 см3 Поток изолирующей жидкости: 0,65 м/с ± 15%… 3,00 м/с ± 15%
Мощностьприсоединительного трансформатора
Как ранее установлено,присоединительный трансформатор со схемой соединения «зигзаг» выбираетсямощностью 1,15 SДГК,т.е.
S3T=1,15SДГК=1,15.343=394,5 кВА
По каталогу фирмы EGEвыбираемтрансформатор типа TEGE-500 кВАТехнические характеристики.
Масляный трансформатор TEGEмощностью500 кВА на напряжение 35 кВ. Предназначен для эксплуатации:
в районах с умереннымклиматом;
при температуреокружающего воздуха в диапазоне от — 40 °С до + 40 °С;
на открытом воздухе;
при относительнойвлажности воздуха до 80%;
на высоте не выше 1000м над уровнем моря;
в окружающей среде, несодержащей токопроводящей пыли и агрессивных газов и паров в концентрациях,вызывающих разрушение изоляции и металлических частей. Габаритные размерыпредставлены на рис. 3.1
/>
Рис. 3.1 Габаритныеразмеры заземляющего трансформатора.
Выбор сечения кабелейсоединения ДГК и вспомогательного трансформатора.
Сечения кабелейвыбираем по допустимому току и условию Iд>IР.За расчетный ток принимаем номинальный ток присоединительного трансформаторадля кабеля подключающего трансформатор к РУ-35кВ:
SH=394,5кВА
Iнт=/> =/> 6,5А
По стойкости к Iк.з.
Iкз=/>=/>=113 А
По табл. 1.3.6 ПУЭпринимаем кабель ПвВнг 3x25 с 1д = 140 А, с учетом устойчивоститокам КЗ.
Для подключения ДГК ктрансформатору и к заземляющему устройству подстанции принимается одножильныйкабель по расчетному току равному номинальному току дугогасящей катушки:
Ip=SДГК/Uф=343./> = 17 А
По табл. 1.3.6 ПУЭпринимаем кабель ПвВнг 1x1,5 с 1д =23 А > 1Р.
Схема подключениякомпенсирующих аппаратов и вспомогательного оборудования представлена нарисунке 3.2.
Выбранный по проектуреактор дугогасящий плунжерный с плавным регулированием ASR-10/500кВА с диапазоном регулирования емкостного тока 2-21 А может быть использован всетях 35 кВ.

/>
Рис 3.2 Схемаподключения компенсирующих аппаратов и вспомогательного оборудования