1.Общая часть.
1.1. Настоящая инструкция составлена на основании:
«Инструкции. ГКД 34.20.507-2003 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей » издание первое, 2003 г».
«Инструкции. ДНАОП 1.1.10-1.01-97 «Правил безопасной эксплуатации электроустановок » издание второе, 2000 г».
«Инструкции. СОУ-Н МПЕ40.1.20.563:2004 «Ликвидации аварий и технологических нарушений режима на энергопредприятиях и в энергообъединениях», 2005 г.».
1.2. Знание настоящей инструкции обязательно для:
а) начальника ОДС;
б) зам. начальника ОДС;
в) диспетчеров ОДС;
г) начальников РЭСов;
д) главных инженеров РЭСов;
е) зам. начальников РЭС по оперативной работе;
ж) диспетчеров ОДГ;
з) мастеров РЭСов;
и) оперативного (дежурного) и оперативно-производственного персонала
РЭСов;
к) начальников групп подстанций;
л) мастеров групп подстанций;
м) оперативного (дежурного) и оперативно-производственного персонала
групп подстанций;
н) персонала СПС;
о) персонала СРС.
2. Признаки работы сети с замыканием «на землю».
2.1. В сетях 3 – 35кВ замыкание «на землю», получившее название «земля в сети», является наиболее частым видом повреждения и составляет 70 – 75 % всех случаев повреждений. Причинами возникновения замыкания «на землю» могут быть :
- электрические или механические повреждения изоляции;
- загрязнение или увлажнение изоляции;
- обрыв проводов или тросов;
- падение посторонних предметов на токоведущие части.
2.2. В зависимости от характера повреждений, «земля» в сети может быть: полной или частичной, устойчивой или перемежающейся.
2.3. Признаком работы сети в режиме замыкания «на землю» свидетельствует повышение фазного напряжения на неповрежденных фазах и снижение на поврежденной фазе по отношению к земле.
Показания приборов при однофазных повреждениях:
| Вид однофазного повреждения |
Показания прибора |
|
|
1 |
2 |
3 |
|
Замыкание фазы на «землю» без обрыва провода
Трансформатор потребителя |
а |
Полная «земля». Ua = 0 |
|
б |
Нормальное, симметричное |
|
|
Замыкание на «землю» оборваного провода со стороны питания Трансформатор потребителя |
а |
Полная «земля». Ua = 0 |
|
б |
Несимметричное , причем Uас наименьшее. |
|
|
Замыкание на «землю» обоих концов оборванного провода С
Трансформатор потребителя |
а |
Полная «земля». Ua = 0 |
|
б |
Из-за изменения контакта между концами оборванного провода и землей колеблется. |
|
|
Замыкание на «землю» оборванного провода со стороны потребителя
Трансформатор потребителя |
а |
Перекос показаний вольтметров контроля изоляции – «неполная земля». Вольтметр поврежденной фазы Uа дает большее показания, чем на остальных фазах Uв, Uc. |
|
б |
Несимметричное. Uас – наименьшее. |
|
|
Обрыв провода без замыкания на «землю»
Трансформатор потребителя |
а |
Перекос в показаниях приборов конт-роля изоляции – «неполная земля». |
|
б |
Несимметричное. Uас – наименьшее. |
Примечание:
а) показания контроля изоляции на питающем конце;
б) напряжение у потребителя.
2.4. При металлическом замыкании на “землю” одной из фаз показания прибора, контролирующего изоляцию этой фазы, равняются нулю, а показания приборов двух других фаз возрастают в 1.73 раза по отношению к фазному.В случае неполного замыкания на “землю”, т.е. при замыкании через некоторое сопротивление, показания прибора, контролирующего изоляцию поврежденной фазы, уменьшаются на величину DU-величина падения напряжения, а двух других увеличиваются на величину Uл-DU,где Uл- линейное напряжение сети где возникло замыкание на “землю”.При перемежающейся (неустойчивой) отклонения в показаниях приборов то уменьшается, то увеличиваются.
2.5. Контроль состояния изоляции в сетях 3 – 35кВ на подстанциях и в части РП осуществляется автоматически с выдачей сигнала на панель ЦС или ДП. Приборы контроля изоляции подключены к вторичным цепям напряжения соответствующих ТН. Учитывая то, что КИЗ на ПС и РП выполнен по схеме на реле минимального и максимального напряжений при появлении данного сигнала персонал обязан убедится по приборам КИЗ в том, что сеть действительно работает в режиме замыкания на «землю».
2.6. Персонал обязан уметь отличать по показаниям приборов КИЗ наличие “земли” в сети от других ненормальностей в работе оборудования и сетей, которые
могут привести к срабатыванию автоматического контроля изоляции:
2.6.1. Неполная “земля” – перекос может возникнуть при плановом или аварийном объединении сети с изолированной нейтралью с сетью с компенсированной нейтралью (имеющей дугогасящие катушки).
2.6.2. Перекос может возникнуть при перегорании провода ВЛ.
2.6.3. Перекос может возникнуть при неполнофазном отключении (включении) МВ.
2.6.4. В сетях с резонансной (точной) настройкой дугогасящих катушек (ДГК) при «земле» в соседней сети и наличии двухцепных ВЛ может возникнуть перекос.
2.6.5. При значительном отличии емкостей фаз сети по отношению к земле может возникать постоянный перекос.
2.6.6. При перегорании предохранителей на стороне высшего напряжения ТН фазы «А», показания приборов КИЗ будут в следующих пределах : Uа – от 0 до 0,5Uф; Uв, Uc равны Uф.
2.6.7. При перегорании предохранителей на стороне низкого напряжения ТН фазы “А”, показания приборов КИЗ будут в следующих пределах : Uа – от 0 до 0,1Uф; Uв, Uс равны Uф.
2.6.8. В сетях с резонансной настройкой дугогасящих катушек при замыканиях в соседней сети, электрически не связанной с первой, при наличии ВЛ в двухцепном исполнении, каждая из которых включена в соответствующую сеть.
3.Оперативные действие при появлении замыкания “землю”.
3.1. При возникновении замыкания на землю персонал должен немедленно приступить к отысканию места повреждения и устранить его в кратчайший срок.
3.2. В зависимости от состояния оборудования допускается работа с заземленной фазой в сетях 6-10кВ, а также в сетях, к которым подключены электродвигатели высокого напряжения, если ток замыкания на “землю” меньше 5А, но не более 2 часов.
В исключительных случаях с разрешения главного инженера ЭС допускается работа сети с замыканием на «землю» продолжительностью до 6 часов.
Если установлено, что место замыкания на землю находятся не в обмотке статора электродвигателя, по усмотрению главного инженера предприятия эксплуатирующего электродвигатели, в исключительных случаях, допускается работа с «землей» в сети продолжительностью до 6 часов.
3.3. В сетях, имеющих дугогасящие катушки, время работы сети с замыканием на “землю” определяется условием работы ДКГ, а именно температура верхних слоев масла не должна превышать 90 0С, контролировать температуру масла следует через каждые 30 минут с записью в оперативном журнале. Отключение ДГК при работе сети с “землей” допускается лишь на время замера температуры масла ДГК.
Производить осмотры оборудования и оперативные переключения необходимо с применением защитных средств без напоминания диспетчера.
Следует помнить, что операции разъединителями находящимися под напряжением при наличии в сети «земли» ЗАПРЕЩЕНЫ. Это связано с тем что на ПС и РП отсутствует контроль величины тока замыкания на “землю”.
3.4. При явлениях феррорезонанса, появляющегося в некомпенсированных сетях при повышенных уровнях рабочего напряжения, может возникнуть длительный колебательный процесс (опасный для ТН). Это явление сопровождается ростом показаний приборов КИЗ Uа, Uв, Uс >> Uф. Либо может возникнуть мгновенное «опрокидывание» фазы при этом Uа > Uф.
При появлении феррорезонанса необходимо изменить емкость сети. Это достигается включением ШСМВ (СМВ), предварительно проверив отсутствие замыкания на “землю” или отключением ненагруженных линий.
3.5. Если появление замыкания на “землю” совпало по времени с включением выключателя какого-либо присоединения, оперативный персонал обязан немедленно отключить этот выключатель и убедиться, что “земля” исчезла.
3.6. Автоматическое отключение какой-либо линии с успешным АПВ и появление замыкания на “землю” в этот момент, в большинстве случаев является признаком наличия замыкания на этой линии.
4. Методы отыскания замыкания на “землю”
4.1. Руководство по отысканию и устранение замыкания на “землю” возлагается на лицо в оперативном управлении, которого находится данная часть электроустановки согласно диспетчерского распределения управления оборудованием (смотреть Приложение А), по согласованию с вышестоящим оперативным персоналом, в оперативном ведении которого находится оборудование.
4.2. Отыскание места замыкания на “землю” осуществляется путем производства целенаправленных оперативных переключений, сопровождаемых постоянным контролем показаний приборов КИЗ.
4.3. Метод последовательного деления и многократного перегруппирования сети на участки, электрически не связанные между собой: при этом перебираются варианты различной конфигурации этих участков, благодаря чему удается выявить элемент с поврежденной изоляцией или значительно уменьшить размер участка в котором этот элемент находится. Этот метод применим для участков сети которые могут иметь два или более источников питания.
4.3.1. При замыкании систем шин (секций) 6 – 10кВ, на которых имеются ДГК, оснащенные автоматическим регулированием (РАНК – 2), необходимо выводить из работы автоматику (снять питание с РАНК – 2 отключением автоматов) и вводить в работу только при нормальном режиме работы сети.
4.3.2. При объединении сети с компенсированной нейтралью с сетью с изолированной нейтралью возможно возникновение опасных колебательных процессов (режим отделения или подключения ДГК к сети с “землей” ).
Поэтому ЗАПРЕЩЕНО к сети без ДГК и наличии в ней “земли” подключать сеть с ДГК (необходимо предварительно ДГК отключать от сети).
4.3.3. Включение на параллельную работу двух секций шин 6кВ в РП, при наличии “земли” в сети 6кВ ЗАПРЕЩЕНО.
4.3.4. На подстанциях ЗАПРЕЩЕНО объединять две секции или системы шин 6-10кВ при замыкании на “землю” одновременно на обеих секциях или системах сборных шин.
4.3.5. Допускается при отыскании “земли” в сети 35кВ кратковременное объединение по стороне 6-10кВ для перевода нагрузок, т.е. через трансформаторную связь.
4.4. Метод поочередного отключения параллельно работающих объектов возможен, если:
4.4.1. Отключение не несет ущерб потребителю.
4.4.2. Не будут возникать недопустимые перегрузки на оборудовании.
4.4.3. Не произойдет недопустимое снижение напряжения.
4.5. Метод поочередного кратковременного отключения тупиковых ВЛ (продолжительностью не более 1-2 сек) возможен после того, как:
4.5.1. По первым двум методам круг поиска места замыкания сведен к наименьшему по размерам участку.
4.5.2. На всех подстанциях этого участка произведен осмотр оборудования, включая осмотр вводов ВЛ.
4.5.3. Получено согласие потребителя.
ПРИМЕЧАНИЕ:
- договоренность с потребителями на кратковременное обесточение (1 – 2 с) производится заранее и оформляется в письменном виде (должно быть отражено в инструкции по взаимоотношению с данными потребителями) . Список присоединений, которые можно кратковременно отключать должен находиться у соответствующего дежурного. Дежурный о кратковременном обесточении договаривается только с потребителями первой категории, а также с теми потребителями , письменной договоренности с которыми нет;
- кратковременное обесточение не рассматривается как недоотпуск электроэнергии потребителю;
- в случае отсутствия связи с потребителем принять все возможные меры по установлению связи с потребителем (по телефону, радио, письменно с нарочным);
- отсутствие связи с потребителем при работе сети с “землей” ограничено по времени согласно п.п. 3.2.
5. Последовательность действий персонала при отыскании места замыкания на “землю”.
5.1. При появлении специального сигнала о нарушении изоляции, осматриваются приборы КИЗ с целью установления причины его появления.
5.2. Сообщается диспетчеру о появлении “земли” с перечислением фазных напряжений.
5.3. Отдается указание соответствующим абонентам о необходимости осмотра принадлежащего им оборудования. Осматривается оборудование подстанции со-
ответствующего напряжения. Одним из перечисленных выше методов исходя из конфигурации сети производится определение поврежденного участка.
5.4. В сети РЭС отыскание “земли” выполняется под руководством диспетчера РЭС.
5.5. В случае если путем поочередного отключения присоединений 6-10кВ отыскать “землю” не удалось дальнейшее руководство действиями персонала по отысканию “земли” в сети 6-10кВ возлагается на диспетчера предприятия.
5.6. Отыскание “земли” в сети 35кВ персонал производит под руководством диспетчера.
5.7.1. При повреждении в точке 1 применяется метод кратковременного отключения МВ.
5.7.2. При повреждении в точке 2 применяется метод последовательного деления и перегруппирования сети на участки: в ТП-5 включается В-5 и отключается В-4.
«Земля» с ПС «А» переходит на ПС «Б».
5.7.3. При повреждении в точке 3 в ТП-8 кратковременно отключается В-9.
5.7.4. При повреждении в точке 4 в РП-1 включается В-11 и отключается В-10, в РП-2 включается В-14 и отключается В-13. На ПС “А” отключается В-3 и Р-1. На ПС “А” включается В-3, в РП-2 включается В-13 и отключается В-14.
5.7.5. При повреждении в точке 5 применяется метод поочередного отключения параллельно работающих объектов: на ПС “Г” отключается В-21 в РП-2 отключается В-19.
5.7.6. При повреждении в точке 6 ТН-1 на ПС “А” не указывает на наличие “земли” в сети .
5.12. Проверка силового трансформатора:
- выводится АВР, включается ШСМВ (СМВ) и выводятся защиты на нем;
- отключается МВ трансформатора;
- если “земля” не исчезла, а к ошиновке трансформатора попключен ТСН, то с трансформатора снимается напряжение и без напряжения отключается разъединитель ТСН, включается трансформатор и проверяется наличие “земли”.
5.13. Проверка трансформатора напряжения:
- отключаются все МВ отходящих присоединений и МВ трансформатора;
- без напряжения отключается разъединитель ТН;
- для контроля показаний приборов КИЗа включается ШСМВ (СМВ);
- если подстанция имеет одну секцию, то для контроля “земли” можно использовать смежную подстанцию.
5.14. Проверка ТСН, включенного на СШ (секцию) через разъединитель (без МВ):
- отключаются все МВ отходящих присоединений и МВ трансформатора;
- без напряжения отключается разъединитель ТСН;
- для контроля показаний приборов КИЗа включаются ТН и МВ трансформатора.
5.15. Проверка шинных разъединителей:
- отключаются все МВ отходящих присоединений и МВ трансформатора;
- без напряжения отключаются ШР;
- для контроля приборов КИЗа включается ШСМВ (СМВ);
- если подстанция имеет две системы шин, а “земля” после отключения ШР не исчезла, то присоединения включаются на здоровую СШ;
- если после отключения всех ШР “земля” на СШ (секции) не исчезла, то она на самой СШ (секции).
Приложение А
ПЕРЕЧЕНЬ
оборудования, распределяемого согласно диспетчерского управления его состоянием .
- Оборудование, находящееся в оперативном управлении диспетчера ОДС ЭС:
- На подстанциях 35,110кВ:
2.1.1. Силовые трансформаторы 35кВ.
2.1.2. Системы (секции) шин 3-35кВ
2.1.4. ТН 3 – 35кВ.
2.1.5. ТСН -35кВ.
2.1.6. ШСМВ (СМВ) 6 – 35кВ.
2.2. По ВЛ:
2.2.1. Все ВЛ-35кВ
- Оборудование, находящееся в оперативном управлении диспетчера ОДГ РЭС:
3.1. ВЛ-6 – 10кВ РЭС.
3.2. ТП, РП РЭС.
3.3. МВ, ЛР, ШР, ЗН на ЛР в сторону линии отходящих от шин ПС присоединений РЭС.
4. Оборудование, находящееся в оперативном управлении начальника (мастера) группы ПС:
4.1. Отходящие от шин ПС потребительские присоединения 3 – 10кВ.
ПРИМЕЧАНИЕ:
На потребительских ПС-35кВ и тупиковых ПС-110 кВ оборудование РУ на стороне высшего напряжения, силовые трансформаторы, системы (секции) шин 6 – 35кВ находятся в оперативном ведении диспетчера ОДС и оперативном управлении потребителя.
При авариях в сети 6-10 кВ линии отключаются от межфазного короткого, или на секции шин КРУН 6-10 кВ появится однофазное замыкание на землю.
Поскольку оба класса аварийных ситуаций происходят по одним и тем же причинам, и методика поиска повреждения во многом схожа – мы их объединим.
Далее перечень типовых повреждений сети 6-10 кВ, где они могут прятаться, и на что обращать особое внимание при поиске.
1. Обрыв вязки.
2. Схлест проводов.
3. Обрыв одного или нескольких проводов.
4. Из провода выплелась жила, которая касается арматуры, опоры или соседних проводов.
5. Ветки деревьев касаются одного, либо нескольких проводов. Если крона дерева/кустарника врастёт в провода то, при дожде и в сырую погоду линия может отключаться.
Будь внимателен к тополям: ветки этого дерева хрупкие и хорошо впитывают влагу – что предвещает много хлопот энергетикам, если вблизи проходит линия.
6. Слетел, лопнул, разбит изолятор.
Пункты 1-6 могут произойти как сами по себе, так и из-за сторонних причин. Например, падение дерева на провода, или если автомобиль/трактор сбил, либо зацепил опору.
Был случай трактор К-700 “Кировец” распахивая поле, зацепил плугом опору ВЛ 10 кВ и утащил за собой два пролёта.
А однажды трактор едва задел ж/б опору колесом. Ей хоть бы что, только немного качнуло. Но этого хватило, чтобы один из проводов слетев вместе с изолятором лёг на траверсу.
Погодные условия: грозовой фронт, сильный ветер, мокрый снег и т. д. не дают грустить электромонтёрам. Будто говорят, да по отечески так: “Улыбнись, на тебе лица нет!”
Если молния прожгла изолятор ВЛ 10 кВ, с земли этого может быть не видно. Выводишь линию в ремонт, поднимаешься на опору, и при первом касании он рассыпается будто карамельный.
О том, как искать такие повреждения немного позже.
В жару после дождя часто не выдерживают фарфоровые подвесные изоляторы. При этом они не разлетаются как стеклянные. На юбке может быть едва заметна копоть.
На 100% убедиться что прошило именно здесь можно только поднявшись наверх, и отследив путь того как дуга шла от изолятора через траверсу в опору. Об этом скажут следы из оплавленного металла.
7. На разъединителе, линейном либо РТП, отгорел/отломился шлейф и касается траверсы или других проводов. Это также даёт однофазное замыкание на землю, либо межфазное короткое.
Ещё несколько причин аварийных отключений…
8. Проблемы с изоляцией в ТП 6-10/0,4 кВ. Пробой разрядника, проходного или опорного изоляторов. Влага + пыль в РУ 10 кВ – это чаще всего.
Если ВВ предохранитель выбран не правильно, то скорее сработает защита в голове линии, чем перегорит плавкая вставка предохранителя ТП-ушки.
При обрыве одного из медных волосков от переносного заземления, установленных вместо ВВ предохранителей (нестандартных ПК), он может лечь на корпус ТП и давать замыкание на землю.
9. Повреждения в КРУН 10 подстанций 35-110 кВ: пробой трансформаторов тока, изоляции ЛР или ШР 6-10, неисправности выключателей 6-10 кВ.
10. Наброс на провода: проволоки, воздушных змеев, стропов парашютов. Был ролик в интернете, где в проводах самолёт застрял, но это про ВЛ 110 кВ.
11. Птичка клюв об траверсу почесала.
Если линия после нескольких опробований включилась, а причину отключения так и не обнаружили, говорим: наверное электрон за электрон забежал.
Конечно это шутка. Чаще всего либо ветер стих и провода хлестать перестало, либо изоляция подсохла и однофазное замыкание на землю больше не даёт.
Обычно в таких случаях ВЛ 6-10 кВ запускается, но на отдельных ТП 6-10/0,4 кВ нет одной или всех фаз. Маячок звонки потребителей: “Почему у соседа появился свет, а у меня нет?”
Даже если после аварийного отключения ВЛ 6-10 включилась без проблем, то это всё равно повод провести внеплановый осмотр линии…
Ведь может быть так, что где-то на тупиковой отпайке провод оборвался от анкера в пролёт. И через трансформацию ТП 6-10/0,4 он будет под напряжением, а землю на секции шин КРУН-10 не покажет.
Как искать причины отключения / замыкание на землю в сети 6-10 кВ
1. Выявить линию с повреждением. Бывает что от короткого на одной из ВЛ отключается её соседка по секции шин.
Однофазное КЗ выпадает на всю секцию. Ищется поочерёдным отключением выключателей каждой из ВЛ 6-10 кВ.
Как только “земля” пропала повреждённая линия найдена – приступаем к осмотру.
2. Включая/отключая линейные разъединители (ЛР) определим повреждённый участок ВЛ 6-10 кВ.
Внимание! Разъединителями не отключают ток замыкания на землю, и не включают участки ВЛ на которых возможно межфазное КЗ.
Операции с разъединителями в аварийных ситуациях проводятся без напряжения. Которое снимается не массажем, баней или медитацией, а отключением выключателя в голове линии.
О порядке операций разъединителями 6-10, 35, 110 кВ, проверке их исправного состояния и защитных средствах необходимых для переключения в данный момент уже готовлю запись.
3. Осмотрим повреждённый участок линии. Где позволяет местность на автомобиле, где нельзя проехать дистанционно в бинокль. Если линия не просматривается идём пешком.
О том, как выполнять осмотры в правилах ОТ при эксплуатации электроустановок есть целая глава.
4. По пути осматриваем РУ 10 кВ закрытых трансформаторные подстанций (ЗТП). На КТП, МТП и т. п. время не тратим. На одной ВЛ их может быть 2 десятка.
ЗТП смотрим, потому что это не требует технических мероприятий. В РУ 10 кВ ЗТП линию можно поделить на участки. И то, что течь кровли ЗТП это частая причина отключений ВЛ.
5. Если поиск затягивается нужно запитать потребителей через кольцующиеся линии, после чего вернуться к осмотру.
6. Теперь, когда видимых повреждений не обнаружено надо глянуть ТП-ушки. Прежде чем совать нос в РУ 10 кВ выполни технические мероприятия.
Помни, что отключенный выключатель на ПС или РП не даёт видимого разрыва, и что даже если ВЛ отключена напряжение может быть подано внезапно, быть на одной из фаз, наведённым или обратной трансформации.
7. ВЛ, на которых разъединителей нет, деление на участки осуществляется снятием шлейфов на анкерных опорах. Это долго, выполняется в последнюю очередь, по распоряжению или наряду.
Отсоединяя шлейфы не забывай что тебе их потом обратно соединять, поэтому в идеале если они будут на болтовых ПА зажимах.
Как искать замыкание на землю в сети 6-10 кВ
Линии 6-10 кВ с изолированной нейтралью, поэтому при замыкании на землю одной из фаз линия не отключается. Вместе замыкания напряжение повреждённой фазы равно нолю, а напряжения двух оставшихся стремятся к линейным.
Подробней о работе сетей с изолированной нейтралью читай ПУЭ, заодно разберёшься в отличиях ВЛ 0,4 от ВЛ 6-10 кВ.
Важно понимать, раз линия с «землёй» не отключается, значит к месту замыкания нельзя приближаться. Безопасное расстояние в помещениях 4, а на ОРУ и ВЛ 8 метров.
На ВЛ однофазное короткое даёт провод лежащий на земле. Или, например из-за обрыва вязки, провод оказался на траверсе. Или земля идёт через ветки дерева касающиеся проводов.
Соответственно к оборванным проводам, опорам и деревьям в близи ВЛ не подходим, и следим за тем, чтобы в опасную зону не входили другие люди, либо животные.
Работа сети с однофазным замыканием на землю связана с перегрузкой трансформатора напряжения (ТН) в КРУН 10 кВ на подстанции.
ТН-10 один из источников оперативного тока. Если держать его «под землёй» больше часа он сгорит, и у диспетчера пропадут телеизмерения и контроль изоляции с подстанции.
Землю в сети 6-10 кВ можно найти с помощью приборов Зонд, Квант, Гармоника и т. д.
Как исключить ошибки, невнимательность, человеческий фактор при осмотре
1. Выпить кофе перед осмотром (взбодриться, собраться).
2. Осмотр ВЛ выполняют 2 человека, по одному не ходим.
На ВЛ 0,4 у нас хорошо работает, когда двое пошли в одну сторону фидера, двое в другую. Если повреждение не найдено, то мы меняемся и проходим линию ещё раз.
К коротким ВЛ 10 кВ и отпайкам это тоже применимо.
3. Хорошо если на ВЛ есть ЛР и кольцующие разъединители (КР). С их помощью можно сузить район поиска повреждения и обеспечить потребителей электроэнергией.
4. Пользуйся приборами для отыскания замыкания на землю. Они сэкономят время и силы при поиске, и абсолютно не заменимы если повреждения невидно.
5. Ночью при пробных включениях в автомобиле не сидим, а внимательно смотрим по сторонам, с безопасного удаления от ВЛ естественно. Вспышка укажет направление.
6. Информация от местных жителей. Кто-то что-то мог видеть, бывает помогают. Но в основном, конечно люди за холодильники переживают, интересуются когда электричество будет.
7. По темноте, в тяжёлых погодных условиях, если повреждение не явное, запитать сколько возможно потребителей от других линий, отпустить бригаду домой и продолжить поиск утром.
В комментариях скажи как по твоему: почему в сети 6-10 кВ когда алюминиевая жилка, выплетшаяся из провода, или волосок от нестандартного ПК касаются траверсы, либо корпуса ТП, они не сгорают, а дают землю?!
Всем добра.
Энергодиспетчер
Продолжим разборы основных оперативных ошибок. Рассмотрим случай поиска однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) на секции подстанции. При появлении сигнала с подстанции : «замыкание на землю в сети 10 кВ секция №1» бригада ОВБ выезжает на подстанцию, и если отсутствуют специальные устройства поиска ОЗЗ , например УЗГ, то бригада по командам диспетчера сетей начинает искать ОЗЗ путем последовательного отключения ( и включения) выключателей отходящих линий. При этом один член бригады производит переключения, а второй смотрит на показания вольтметров контроля изоляции секции. При отключении выключателя линии на которой находится ОЗЗ контроль изоляции приходить в норму.
Какие могут встретиться нюансы на этом этапе и какие могут быть ошибки?
1. При определении последовательности отключения выключателей, диспетчеру необходимо определить эту последовательность в зависимости от категорийности потребителей ( в первую очередь бытовые, затем неответсвенные предприятия, затем объекты инфраструктуры, и затем только больницы и ответсвенные потребители, которых нужно предупреждать.)
2. Особое внимание следует уделять выключателям линий которые питают РП (распредпункты) с АВР ( автоматическим вводом резерва). Тут многие оперативные руководители совершают ошибку. Ошибка следующая. Отключение/включение выключателя такой линии нужно делать так быстро чтобы не успел проработать АВР на РП, потому что ОЗЗ может «перебросится» на другую секцию РП. Почему? Да очень просто:
Если взглянуть на пример, то при отключении выключателя ф404 на ПС Южная, и при срабатывании АВР-10 на РП-304 отключится выключатель в сторону ф404 и включится СВ-10 кВ, при этом ОЗЗ появится на секции ПС «Северная». А это снятие проблемы с больной головы на здоровую. Так делать нельзя.
3. Вариант второй: в сети 1 секции РП-304 ОЗЗ нет , а ОВБ отключила включатель ф404 так , что на РП-304 сработал АВР ( ну промедлили монтеры немного, или привод «стромозил»). Тогда ни в коем случае НЕ НУЖНО включать выключатель ф404 ,потому что, если в РП-304 схема АВР собрана с восстановкой нормального режима (ВНР, а это довольно распространено), то эта схема включит СВ-10 и соберет в параллель ф 404 и ф112 , что НЕДОПУСТИМО при ОЗЗ!
Работайте и не допускайте ошибок!)
P.S. Теперь немного о деревообработке. Те кто работает в данной сфере, наверняка знают как много значит хороший деревообрабатывающий станок. Если задумывались о приобретении такового, то обратите внимание на корвет 320 который способен выпонлнять операции поперечнго и продольнго пиления с регулировкой вылета пильного диска, а также строгания с направляющей, сверление отверстий, и даже операции которые связанны с фрезеровкой.
Поделись
⇐ ПредыдущаяСтр 21 из 25Следующая ⇒
Отыскание однофазного замыкания осуществляется при помощи специального прибора или методом поочередных отключений.
В данном случае производится поочередное отключение присоединений, запитанных от секции (системы) шин, где ТН показывает наличие повреждения, а также присоединения участков электрической сети, которая электрически связана с этой секцией (системой) шин.
Если после отключения линии сигнал «земля» пропал, то это свидетельствует о том, что замыкание на «землю» было на данной линии. Данное присоединение можно ввести в работу только после выяснения причины возникновения однофазного замыкания и устранения.
Если методом поочередных отключений отходящих присоединений поврежденный участок найти не удалось, то следует отключить все присоединения участка сети, где появилась «земля», убедиться в том, что сигнал при однофазном замыкании устранился. Затем необходимо поочередно включить отходящие присоединения. Если включение одной из отходящих линий совпало с появлением сигнала «земля», то данное присоединение необходимо отключить и не вводить в работу до выяснения причины срабатывания сигнала «земля». Соответственно, если при включении в работу предварительно выведенного в ремонт присоединения появилась «земля», данное присоединение должно быть немедленно отключено. Бывают также ситуации, когда при отключении всех отходящих линий сигнал «земля» не устраняется. Это свидетельствует о том, что возникло повреждение на оборудовании подстанции, например, на участке от силового трансформатора до секции шин включительно. Прежде всего, необходимо определить, повреждение находится на секции шин или на другом оборудовании (вводной выключатель, ошиновка от силового трансформатора до вводного выключателя). Для этого включаем секционный выключатель, а затем отключаем вводной выключатель данной секции. Если по секции, к которой присоединен этот участок сети, появился сигнал «земля», то повреждение находится на секции шин. Поврежденная секция должна быть выведена в ремонт для устранения повреждения.
Если сигнал «земля» отсутствует, то повреждение находится на участке от силового трансформатора до вводного выключателя секции включительно. В данном случае необходимо произвести осмотр оборудования данного участка распределительного устройства на предмет наличия повреждений. Если причиной возникновения «земли» является пробой изоляции, то, скорее всего, визуально повреждение найти не удастся.
Для отыскания повреждения необходимо вывести данный участок распределительного устройства в ремонт. Отыскание дефекта изоляции производится электролабораторными испытаниями оборудования.
Перечислите категории и группы взрывоопасных смесей по « Правилам изготовления взрывозащищенного электрооборудования » . Укажите категорию и группу нефти .
Таблица П 1.3 Группы взрывоопасных смесей по ПИВЭ
| Группа | Температура самовоспламенения, ºС |
| А | Более 450 |
| Б | 300 до 450 |
| Г | 175 до 300 |
| Д | 120 до 175 |
Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров нефти с воздухом — IIA-T3 по ГОСТ Р 51330.11.
Таблица П 1.3
Группы взрывоопасных смесей по ПИВЭ
| Группа | Температура самовоспламенения, ºС |
| А | Более 450 |
| Б | » 300 до 450 |
| Г | » 175 до 300 |
| Д | » 120 до 175 |
Таблица П 1.4
| Категория взрывоопасной смеси по классификации ПИВРЭ и ПИВЭ | Категория взрывоопасной смеси по ГОСТ 12.1.011-78, для которой электрооборудование является взрывозащищенньм |
| 1 | IIА |
| 2 | IIА |
| 3 | IIА, IIB |
| 4 | IIА, IIB, IIС |
Согласно ПУЭ и ГОСТ Р 51330.5-99, действует следующая классификация по температуре самовоспламенения:
Таблица 1.2
| Группа смеси | Температура самовоспламенения, °С | Группа смеси | Температура самовоспламенения, °С | Группа смеси | Температура самовоспламенения, °С |
| По ПИВЭ [ 7 ] | По ПИВРЭ [ 8 ] | По ПУЭ или ГОСТ 12.1.011-78 | |||
| А | Свыше 450 | Т1 | Свыше 450 | Т1 | Свыше 450 |
| Б | Свыше 300 до 450 | Т2 | Свыше 300 до 450 | Т2 | Свыше 300 до 450 |
| Г | Свыше 175 до 300 | Т3 | Свыше 200 до 300 | Т3 | Свыше 200 до 300 |
| Д | Свыше 120 до 175 | Т4 | Свыше 135 до 200 | Т4 | Свыше 135 до 200 |
| Т5 | Свыше 100 до 135 | Т5 | Свыше 100 до 135 | ||
| Т6 | Свыше 85 до 100 |
Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров нефти с воздухом — IIA-T3 по ГОСТ Р 51330.11.
Температура самовоспламенения нефти согласно (ГОСТ 51330.5 -2500С) (222до252 0С-для МН) ??
Билет № 9
⇐ Предыдущая21Следующая ⇒
Рекомендуемые страницы:
Глухозаземленная нейтраль
Более прогрессивным способом считается режим глухозаземленной нейтрали. В этом случае нейтраль генератора или трансформатора непосредственно соединяется с заземляющим устройством. В некоторых случаях соединение осуществляется с использованием малого сопротивления, например, трансформатора тока. В отличие от защитного, такое заземление нейтрали называется рабочим. Значение сопротивления заземляющих устройств, соединенных с нейтралью, не должно превышать 4 Ом в электроустановках с напряжением 380/220 вольт.
В электроустановках, где используется глухозаземленная нейтраль, поврежденный участок должен быстро и надежно отключаться в автоматическом режиме в случае возникновения замыкания между фазой и заземляющим проводником. С связи с этим, при напряжении до 1000 вольт, корпуса оборудования должны обязательно соединяться с заземленной нейтралью установок. Таким образом, обеспечивается быстрое отключение поврежденного участка в случае короткого замыкания с помощью реле максимального тока или предохранителя.
Расчет тока однофазного замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью
В данном примере рассмотрим расчет тока однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) для подстанции 10 кВ (Схема подстанции представлена на Рис.1). Релейная защита и автоматика всех фидеров выполнена на микропроцессорных терминалах SEPAM S40 (фирмы Schneider Electric).
Рис.1 — Схема подстанции 10 кВ
1. Чтобы повысить точность наших расчетов при определении ОЗЗ используем метод, основанный на определении удельного емкостного тока замыкания на землю. (Также значения удельного емкостного тока замыкания на землю, можно использовать из справочных данных из таблицы 1, либо же взять из технических характеристик кабеля, которые предоставляет Завод-изготовитель)
где:
- Uф — фазное напряжение сети, кВ;
- ω = 2Пf = 314(рад/с);
- Со — емкость одной фазы сети относительно земли (мкФ/км);
2. После того как мы определили удельный емкостной ток замыкания на землю, рассчитываем собственный емкостной ток кабельной линии:
Таблица 1 — Удельное значения емкостных токов в кабельных сетях (А/км)
Результаты расчетов заносим в таблицу 2. Таблица 2 — Результаты расчетов
| Наименование присоединения | Тип реле защиты | Марка кабеля, сечение, мм.кв | Длина, км | Удельный емкостной ток замыкания на землю Iс, А/км | Собственный емкостной ток кабельной линии Iс.фид.макс,А |
| КЛ-10 кВ №1 | SEPAM S40 | АПвЭВнг-3х120 | 0,5 | 1,89 | 0,945 |
| КЛ-10 кВ №2 | SEPAM S40 | АПвЭВнг-3х95 | 0,3 | 1,71 | 0,513 |
| КЛ-10 кВ №3 | SEPAM S40 | АПвЭВнг-3х70 | 0,7 | 1,55 | 1,085 |
| КЛ-10 кВ №4 | SEPAM S40 | АПвЭВнг-3х95 | 0,3 | 1,71 | 0,513 |
| КЛ-10 кВ №5 | SEPAM S40 | АПвЭВнг-3х70 | 0,2 | 1,55 | 0,31 |
| КЛ-10 кВ №6 | SEPAM S40 | АПвЭВнг-3х95 | 0,6 | 1,71 | 1,026 |
3. Рассчитываем ток срабатывания защит, при этом отстраиваемся от собственного емкостного тока по формуле (данное условие обеспечивает несрабатывание защиты при внешнем однофазном замыкании на землю):
где:
- Кн – коэффициент надежности (принимаем равным 1,2);
- Кбр – коэффициент «броска», который учитывает бросок емкостного тока в тот момент, когда возникает ОЗЗ;
- Ic.фид.макс– максимальный емкостный ток защищаемого фидера.
Для электромеханических реле рекомендуется принимать Кбр= 2–3. При этом защита выполняется без выдержки времени. При использовании для защиты от ОЗЗ современных цифровых реле, можно принимать значения Кбр=1–1,5 (обращаю Ваше внимание, что данный коэффициент лучше уточнить у фирмы-изготовителя). Для SEPAM S40 рекомендуется принимать Кбр= 1-1,5. Первичный ток срабатывания защит составляет:
- КЛ-10 кВ №1 Iсз = 1,134 А;
- КЛ-10 кВ №2 Iсз = 0,62 А;
- КЛ-10 кВ №3 Iсз = 1,3 А;
- КЛ-10 кВ №4 Iсз = 0,62 А;
- КЛ-10 кВ №5 Iсз = 0,37 А;
- КЛ-10 кВ №6 Iсз = 1,23 А
4. Проверяем чувствительность защит, с учетом, что будет включено минимальное количество включенных линий, в нашем случае это все присоединения, которые находятся на секции.
Обращаю Ваше внимание, что коэффициент чувствительности согласно ПУЭ пункт 3.2.21 равен: для кабельных линий — 1,25, для воздушных линий — 1,5. В книге «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М.А. Шабад -2003 г» приводиться Кч=1,5-2,0. В данном расчете, я принимаю коэффициент чувствительности по ПУЭ. Какой коэффициент чувствительности принять, выбирайте уже сами.
где: IсΣmin — наименьшее реальное значение суммарного емкостного тока.
В моем случае наименьшее реальное значение суммарного емкостного тока, является суммарный емкостной ток по секциям:
- I секция — IсΣmin = 2,543 (А);
- II секция — IсΣmin = 1,849 (А);
5. Определяем время срабатывания защит от ОЗЗ: Для всех отходящих кабельных линий 10 кВ время срабатывания защит принимаем равным 0,1 сек. Таблица 3 — Результаты расчетов срабатывания защит от ОЗЗ
| Наименование присоединения | Тип реле защиты | Первичный ток срабатывания Iсз, А | Время срабатывания защиты, сек | Коэффициент чувствительности, Kч |
| КЛ-10 кВ №1 | SEPAM S40 | 1,134 | 0,1 | 1,4 > 1,25 |
| КЛ-10 кВ №2 | SEPAM S40 | 0,62 | 0,1 | 3,27 > 1,25 |
| КЛ-10 кВ №3 | SEPAM S40 | 1,3 | 0,1 | 1,12 < 1,25 |
| КЛ-10 кВ №4 | SEPAM S40 | 0,62 | 0,1 | 2,2 > 1,25 |
| КЛ-10 кВ №5 | SEPAM S40 | 0,37 | 0,1 | 4,2 > 1,25 |
| КЛ-10 кВ №6 | SEPAM S40 | 1,23 | 0,1 | 0,67 < 1,25 |
Для присоединений КЛ-10 кВ №3 и №6 чувствительности защиты недостаточно, поэтому мы должны применить вместо терминала Sepam S40 → терминал Sepam S41 или S42, который позволит выполнить направленную защиту нулевой последовательности.
Для того что бы не тратить много времени на расчет вручную, была сделана: «Программа по расчету уставок защиты от замыканий на землю.
Литература:
- Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М.А. Шабад -2003 г.
- РД 34.20.179 Типовая инструкция по компенсации емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях 6-35 кВ — 1993 г.
- Замыкания на землю в сетях 6–35 кВ. Расчет уставок ненаправленных токовых защит. Шалин А.И. // Новости ЭлектроТехники. – 2005 г.
Всего наилучшего! До новых встреч на сайте Raschet.info.
Что является определением изолированной нейтрали
В правилах эксплуатации электроустановок (ПЭУ)существует определение, что собой представляет схема с изолированной нейтралью. Рассмотрим, чем называют IT схемой. Это система, в которой нулевой провод генератора или трансформатора не подключается к заземлителю. Он может быть подключен к контуру заземления путем соединения приборов сигнализации, средств измерения, защиты или аналогичных приборов к нулю. Все эти устройства должны обладать большим сопротивлением.
Систему с изолированной нейтралью можно представить трехфазной сетью, обмотка трансформатора, в которой соединена треугольником, но может быть и звездой. А от линии отходят резисторы, подключенные к заземлению и параллельно сопротивлению стоят конденсаторы. Через которые в кабельной или воздушной линии протекают токи утечки, их можно представить двумя составляющими. Одна из которых активная, а вторая реактивная.
Так как сопротивление не поврежденной изоляции имеет величину около мегаома. При таком сопротивлении ток утечки очень маленький и рассчитывается по закону Ома. I=U/R, а при величине сопротивления 0,5 Мом и напряжении 220 В, составляет 0,44 Ма. Реактивную составляющую представляют в виде конденсатора. Одной обкладкой служит провод линии, а второй земля.
Когда имеется исправная трехфазная сети с изолированной нейтралью нагрузка между фазами распределяется равномерно. При возникновении пробоя одной фазы на землю, т. е. возникают однофазные замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью.
В этом случае возникает аварийный ток однофазного замыкания. Чаще всего замыкание происходит на корпус электрического потребителя. В качестве последнего могут выступать электродвигатели или металлические конструкции.
Если они не заземлены, то на корпусе прибора возникает фазное напряжение или близкое к нему. Прикосновение человека к корпусу будет равносильно прикосновению к фазе. Что смертельно опасно. Когда возникает однофазное КЗ в сети с изолированной нейтралью, ток замыкания небольшой, его значение составляет миллиамперы. При таких токах невозможно установить защитные устройства.
Поэтому для обеспечения отключения используются приборы, которые автоматически контролируют состояние изоляции. Такие системы устанавливают, когда необходима защита от замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью.
Распределительные сети 6-35 кВ работают в режиме с изолированной нейтралью. Электроснабжение потребителей осуществляется по трехпроводной системе, по средствам воздушных или кабельных линий. Такой режим работы нейтрали позволяет повысить надежность питания потребителей при некоторых видах повреждений в электрических сетях.
Так например, при однофазном замыкании на землю (такие повреждения занимают самый большой процент среди других), в сетях с изолированной нейтралью аварийного отключения поврежденного фидера не происходит. Линейные напряжения остаются такими же как и до замыкания одной фазы на землю.
Однако при однофазных замыканиях в сетях с изолированной нейтрали происходят процессы, влияющие на режим работы электрической сети в целом. Напряжение на поврежденной фазе, в зависимости от вида замыкания стремится к нулю. В случаях когда, измерительные приборы показывают, что напряжение на фазе равно нулю, говорят, что это «полная земля», а замыкание называется «металлическим».
Симметрия линейных напряжений при этом не нарушается, а вот фазные напряжения, двух “здоровых” фаз поднимаются до уровня линейных. Наглядно такое перераспределение напряжений можно увидеть на векторной диаграмме треугольника напряжений. При уменьшении вектора напряжения, к примеру ф. А, вектора напряжений ф. В и ф. С стремятся к векторам напряжений ВА и СА.
Величина тока, протекающего в месте замыкания, находится в прямой пропорциональной зависимости от величины емкости линии и приложенного напряжения. Емкость линии зависит от ее протяженности и разветвленности. Этот ток имеет небольшие значения, однако опасность такого режима, заключается в периодическом зажигании перемежающейся дуги.
При горении дуги, во-первых, увеличивается фазное напряжение, во-вторых появляются апериодические составляющие токов, которые негативно сказываются на состоянии изоляции воздушных и кабельных линий. Кроме того, емкостный характер дуги сопровождается выделением теплоты, что порождает благоприятные условия для перехода однофазного замыкания в междуфазное.
Повышение фазных напряжений «здоровых» фаз до уровня линейных напряжений, грозит пробоем ослабленной фазной изоляции других линий, подключенных к этим шинам. Поэтому, согласно правилам техники эксплуатации электрических сетей, к отысканию и отключению поврежденного фидера необходимо приступать незамедлительно.
Для ограничения токов замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью применяют дугогасящие реакторы (ДГР). Иначе их называют дугогасящая катушка или катушка Петерсена. Подключение катушки осуществляется к нейтрали трансформатора, подключенного к шинам компенсируемой сети. Принцип гашения дуги основан на взаимной компенсации токов емкостного и индуктивного характера.
С нарушением симметрии фазных напряжений, в нулевом выводе трансформатора катушки появляется потенциал, величина которого зависит от характера замыкания на землю: чем ниже напряжение на фазном проводе, тем выше напряжение в нейтрали, а соответственно и напряжение приложенное к катушке. Теоретически, самой идеальной компенсации емкостного тока замыкания на землю, можно достичь резонансной настройкой ДГР.
При такой настройке, ток катушки будет равен емкостному току замыкания на землю, и находится в противофазе, при этом достигается полная компенсация тока замыкания. На практике резонансной настройки ДГР достичь получается не всегда, однако и не всегда есть необходимость такой компенсации.
Дело в том, что емкости фаз воздушных линий различаются из-за расположения в пространстве, относительно друг друга. Линии, питающие потребителей с однофазными электроприемниками могут быть загружены неравномерно, это приводит к нарушению симметричности системы и появлению потенциала в нулевом проводнике трансформатора катушки.
Такие несимметричные режимы могут привести к излишней работе дугогасящих реакторов, и даже к возникновению резонансных контуров. Для исключения подобных ситуаций, допускается работа сети в недокомпенсированном режиме.
Компенсация токов замыкания на землю предусматривается при следующих уровнях токов: 6 кВ — 30 А, 10 кВ — 20 А, 35 кВ — 10 А. При более низких уровнях токов однофазного к.з. считается, что дуга не загорается, или гаснет самостоятельно, применение компенсации в этом случае не обязательно.