ГКД 34.20.172-95 Типова інструкція з компенсації ємнісного струму замикання на землю в електричних мережах 6 - 35 кВ
Подождите немного. Документ загружается.
Міністерство енергетики та електрифікації України
ГКД 34.20.172-95
ТИПОВА ІНСТРУКЦІЯ З КОМПЕНСАЦІЇ ЄМНІСНОГО СТРУМУ
ЗАМИКАННЯ НА ЗЕМЛЮ В ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖАХ 6 - 35 кВ
НДІ
Енергетики
Київ 1998
Передмова
1 РОЗРОБЛЕНО НІЦ «Електромережа» НДІ Енергетики УНВО «Енергопрогрес»
2 ВИКОНАВЕЦЬ A.M. Скрипник
3 ЗАТВЕРДЖЕНО 1995-06-02 Міністерством енергетики та електрифікації України, О.М.
Шеберстов
4 ЗАМІСТЬ РД 34.20.179 Типовая инструкция по компенсації емкостного тока
замыкания на землю в электрических сетях 6-35 кВ: ТИ 34-70-070-87. -Затв.
Головтехуправлінням Міненерго СРСР 06.06.87
5 СТРОК ПЕРЕВІРКИ 2000 р.
Цей нормативний документ не може бути повністю чи частково відтворений, тиражований і
розповсюджений без дозволу НДІ Енергетики УНВО «Енергопрогрес»
УДК 621.3.014.7 ГКД 34.20.172-95
Зміст
Інструкція з компенсації ємнісного струму замикання на землю
Основні характеристики електричних мереж
Дугогасні реактори
Вибір місць установлення та потужності дугогасних реакторів
Вибір трансформаторів для вмикання дугогасних реакторів
Схеми вмикання, сигналізації та контролю
Вимірювання напруг несиметрії, зміщення нейтралі та струмів замикання на землю
Настроювання та експлуатація дугогасних реакторів
Заходи безпеки під час експлуатації дугогасних реакторів
Основні технічні характеристики дугогасних реакторів
Ємнісні струми замикання на землю
Трансформатори для увімкнення дугогасних реакторів
Про регулятори автоматичного настроювання компенсації струму замикання на
землю
ТИПОВА ІНСТРУКЦІЯ 3 КОМПЕНСАЦІЇ ЄМНІСНОГОСТРУМУ ЗАМИКАННЯ НА ЗЕМЛЮ
В ЕЛЕКТРИЧНИХМЕРЕЖАХ 6 - 35 кВ
ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО КОМПЕНСАЦИИ ЕМКОСТНОГО ТОКА ЗАМЫКАНИЯ НА
ЗЕМЛЮ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6 - 35 кВ
Чинний від 1998-03-01
1 Галузь використання
Ця типова інструкція (далі - інструкція) поширюється на виконання робіт з компенсації ємнісного
струму замикання на землю в електричних мережах з компенсованою нейтраллю, а також проведення
спеціальних вимірювань і розрахунків з метою настроювання дугогасних реакторів (ДГР) зі
ступінчастим і плавним регулюванням індуктивності (струму компенсації) для компенсації ємнісного
струму на підприємствах Міненерго України.
Вимоги цієї інструкції обов'язкові для персоналу підприємств галузі, який займається експлуатацією
електричних мереж з компенсованою нейтраллю (6 - 35 кВ).
2 Нормативні посилання
У цій інструкції є посилання на такі нормативні документи:
1. ГОСТ 24291-90 Электрическая часть электростанций и электрической сети. Термины и
определения;
- РД 34.20.501 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - Затв.
Міненерго СРСР 20.02. 89;
- Правила устройства электроустановок , 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатом издат, 1986. - Зі
змінами та доповненнями.
3 Загальні положення
3.1 Відповідно до існуючою стандарту (ГОСТ 24291) трифазні електричні мережі залежно від їх режиму
нейтралі поділяються на мережі з ізольованою та уземленою нейтралями. Якщо в мережі жодна із
нейтралей генераторів, синхронних компенсаторів і силових трансформаторів не має з'єднання із
землею (за винятком з'єднань через прилади вимірювання, захисту, сигналізації, дугогасні реактори та
подібні їм пристрої), така мережа вважається мережею з ізольованою нейтраллю.
Якщо ж в мережі хоча б одну із нейтралей генераторів, синхронних компенсаторів або силових
трансформаторів уземлено безпосередньо або через вимірювальні трансформатори струму, то така
мережа вважається мережею із уземленою нейтраллю.
Електрична мережа з компенсацією ємнісного струму замикання на землю за допомогою дугогасних
реакторів є мережею з компенсованою нейтраллю.
3.2 «Правилами устройства электроустановок (ПУЭ)» передбачено роботу електричних мереж 6-35 кВ з
ізольованою або уземленою через ДГР нейтраллю. В цих мережах переважаючим видом пошкоджень
(не менше 75 % загальної кількості пошкоджень) є замикання струмо-провідних частин обладнання на
землю, небезпечність якого полягає в тепловій та іонізуючій дії виникаючих електричних дуг і
перенапруг, що сприяє руйнуванню міжфазової ізоляції та виникненню коротких замикань.
3.3 Компенсація ємнісного струму замикання на землю в мережах 6-35 кВ е безконтактним способом
гасіння уземлюючої дуги, мета якого - зменшення струму замикання на землю через місце
пошкодження до мінімальних значень і забезпечення надійного дугогасіння в місці пошкодження;
обмеження перенапруг, що виникають при дугових замиканнях на землю, до значень, безпечних для
ізоляції експлуатованого обладнання; плавне відновлення напруги на пошкодженій фазі (режим
перекомпенсації) після гасіння уземлюючої дуги, яке сприяє відновленню діелектричним властивостей
місця пошкодження; запобігання різкому зростанню реактивної потужності на джерела живлення під
час дугових замикань на землю і тим самим збереження якості електроенергії у споживачів.
3.4 Компенсація повинна застосовуватись із такими значеннями
ємнісного струму замикання на землю:
- в повітряних електричних мережах напругою 6-20 кВ, на металевих і (або) залізобетонних опорах і в
усіх мережах напругою 35 кВ -
більше 10 А;
-в повітряних мережах, які не мають металевих і залізобетонних опор, а також в кабельних мережах при
напрузі: 6 кВ - більше ЗО А; 10 кВ - більше 20 А; 15 - 20 кВ - більше 15 А;
- в схемах напругою 6-20 кВ на генераторній напрузі - більше 5 А Допускається застосовувати
компенсацію в мережах 6-35 кВ також
із значеннями ємнісного струму, меншими від вищенаведених.
Наведені значення струмів відповідають вимогам РД 34.20.501 «Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей (ПТЭ)».
3.5 Тривалість замикання на землю регламентується заводськими та місцевими інструкціями,
складеними на основі даної інструкції з урахуванням місцевих умов, і не повинна перевищувати
допустимої тривалості безперервної роботи ДГР. При ефективному використанні компенсації до 85 %
замикань на землю в електричних мережах 6-35 кВ ліквідуються без збитків для споживачів.
4 Основні характеристики електричних мереж із компенсованою нейтраллю
4.1 Під час роботи електричної мережі з вимкнутими ДГР і за відсутності замикання на землю на
нейтралі мережі виникає напруга несиметрії, яку зумовлено несиметрією ємностей фаз відносно землі:
4.3 Індуктивний струм дугогасного реактора для компенсації ємнісного струму замикання на землю
визначається за формулою:
4.4. Ступінь розстроювання компенсації - це відношення реактивної складової струму замикання на
землю до ємнісного струму мережі :
Величини V і к визначаються встановленими настройками компенсації.
4.5 При ввімкнутому ДГР на нейтралі мережі виникає напруга зміщення нейтралі, зумовлена наявністю
в мережі напруги несиметрії:
Для повітряних мереж з нормальним станом ізоляції коефіцієнт заспокоєння дорівнює від
2 до 6 %. При забрудненні і зволоженні ізоляції коефіцієнт може збільшуватись до 10 %.
Для кабельних мереж коефіцієнт дорівнює від 2 до 4 %, а для кабелів із застарілою ізоляцією може
досягати 6 %.
4.6 Електрична мережа з увімкнутим ДГР характеризується також ступенем зміщення нейтралі,
величина якого:
4.7 Під час замикання на землю в мережі із увімкнутим ДГР через місце пошкодження протікає струм
замикання:
в
землі або оболонках кабелів, Ом.
4.8 У випадку однофазної несиметрії, зумовленої зменшеною ємністю однієї фази (наприклад, фази В):
- ступінь однофазної несиметрії (у відносних одиницях) розраховують за формулою:
4.9 У мережах з компенсацією ємнісного струму ступінь несиметрії фазних напруг не повинен
перевищувати 0,75 % фазної напруги. За відсутності в мережі замикання на землю напруга зміщення
нетралі допускається не вище 15 % фазної напруги протягом тривалого періоду і не вище ЗО % -
протягом 1 год.
Під час замикання на землю в мережі напруга зміщення нейтралі допускається 100 % фазної напруги
протягом часу пошуку місця замикання на землю, обмеженого умовами 3.5.
4.10 Вимірювання ємнісних струмів, напруг несиметрії та зміщення нейтралі з метою .настроювання
компенсації ємнісного струму повинні провадитись під час введення дугогасних реакторів в роботу та
при значних змінах схеми мережі, але не менше 1 разу в 6 років.
Вимірювання струмів ДГР і струмів замикання на землю при різних настроюваннях виконуються за
необхідності.
4.11 У мережах 6-35 кВ з ізольованою нейтраллю розрахунки ємнісних струмів замикання на землю
повинні провадитись під час введення даної мережі в експлуатацію, а також при змінах схеми мережі.
5 Дугогасні реактори, їх призначення та технічні характеристики
5.1 Дугогасний реактор являє собою котушку індуктивності, призначену для компенсації ємнісного
струму замикання на землю та обмеження перенапруг при повторних запалюваннях дуги.
За способом регулювання індуктивності (струму компенсації) ДГР, що застосовуються в електричних
мережах, поділяються на кілька видів:
- зі ступінчастим регулюванням індуктивності перемиканням відгалужень обмоток без напруги
(ступінчасті);
- з плавним регулюванням індуктивності зміною зазора в магнітній системі (плавнорегульовані);
- з плавним регулюванням індуктивності поздовжнім, поперечним або поздовжньо-поперечним
підмагнічуванням (керовані) та ін.
5.2 В енергосистемах України * найбільше застосовуються:
*) Тепер - енергетичні компанії. (Ред.)
- ДГР зі ступінчастим регулюванням індуктивності (ЗРОМ - уземлюючі реактори однофазні масляні та
РЗДСОМ - реактори уземлюючі дугогасні ступінчасті однофазні масляні);
- ДГР з плавним регулюванням індуктивності зміною зазора магнітопроводу (РЗДПОМ - реактори
уземлюючі дугогасні плавнорегупьовані однофазні масляні, КДР - котушки дугогасні регульовані та
ін.).
Основні технічні характеристики ДГР наведено в додатку А (таблиці А.1-А.З).
5.3 Для компенсації ємнісного струму замикання на землю з мережах з компенсованою нейтраллю
рекомендується застосовувати ДГР з плавним регулюванням індуктивності і автоматичним
настроюванням, також допускається застосовувати ДГР зі ступінчастою зміною індуктивності.
5.4 Дугогасні реактори настроюються на струм компенсації, що дорівнює ємнісному струму замикання
на землю (резонансне настроювання). Допускається настроювання ДГР з перекомпенсацією, при якій
індуктивна складова струму замикання на землю не перевищує 5 А, а ступінь розстроювання
компенсації - 5 %, за умови, що напруга несиметрії даної ділянки мережі не перевищує 0,75 % Uф.
У мережах 6-10 кВ з ємнісним струмом замикання на землю, меншим ніж 10 А, ступінь розстроювання
компенсації не нормується. В мережах 35 кВ при ємнісному струмі менше ніж 15 А допускається
ступінь розстроювання до 10 %.
За наявності в мережах 6-10 кВ дугогасних реакторів зі ступінчастим регулюванням індуктивності і
великою різницею струмів компенсації суміжних відгалужень допускається настроювання з
індуктивною складовою струму замикання на землю не більше 1C А.
6 Вибір місць установлення та потужності дугогасних реакторів
6.1 Дугогасні реактори повинні встановлюватись на живильних підстанціях, зв'язаних із компенсованою
електричною мережею не менше
ніж двома лініями електропередачі. Встановлення реакторів на тупикових підстанціях недопустиме, так
як обрив провода на живильній лінії (неповнофазний режим живлення трансформатора з ДГР) може
призвести до неповнофазної компенсації ємнісних провідностей фаз мережі індуктивними
провідностями ДГР. При цьому напруга зміщення нейтралі може досягти небезпечних величин.
6.2 Вибір підстанції для встановлення дугогасних реакторів необхідно провадити з урахуванням
конфігурації мережі, можливого поділу мережі на частини, можливих аварійних режимів і впливу на
лінії зв'язку. Реактори необхідно розміщувати так, щоб після поділу Мережі в кожній її частині
зберігалась можливість настроювання компенсації ємнісного струму, наближеної до резонансної.
6.3 Потужність дугогасних реакторів повинна вибиратись за величиною повного ємнісного струму
замикання на землю електричної мережі з урахуванням її розвитку на найближчі 10 років. За
відсутності інформації про розвиток мережі потужність ДГР вибирається за величиною повного
ємнісного струму, збільшеного на 25 %.
6.4 Розрахункова величина потужності дугогасного реактора визначається за формулою:
6.5 Для визначення величини повного ємнісного струму замикання на землю можуть
використовуватись:
а) розрахункові значення ємнісного струму повітряної лінії електропередачі, які обчислюються за
наближеними формулами:
1. для одноланцюгових ліній електропередачі
Для ліній 6-10 кВ і ліній 35 кВ без тросів приймається коефіцієнт 2,7, для ліній 35 кВ на дерев'яних опорах з
тросами - 3,3, на меіалевих опорах з тросами - 3,0;
2) для дволанцюгових ліній електропередачі
Якщо середньогеометрична відстань між проводами дволанцюгової лінії дорівнює 5 м, то коефіцієнти
збільшення ємнісного струму дволанцюгової лінії відносно одноланцюгової приймаються: при
горизонтальному розташуванні проводів - 1,2; при розташуванні проводів прямою або оберненою
«ялинкою» - 1,3; при вертикальному розташуванні проводів - від 1,35 до 1,4.
Під час вимкнення та уземлення одного із ланцюгів лінії наведені вище коефіцієнти збільшуються за
рахунок збільшення ємнісного струму залишеного в роботі ланцюга і відповідно дорівнюють 1,25; 1,4 і
1 5 - 1,6.
Ємність підстанційного обладнання може збільшувати ємкісний струм повітряних і кабельних мереж 6-
10 кВ - на 10 %, повітряних мереж
35 кВ - на 12 %. Збільшення ємнісного струму кабельних мереж 35 кВ за рахунок ємності обладнання
підстанції не враховується;
3) для ділянок повітряних мереж 35 кВ значення ємнісного струму рекомендується визначати за
експериментальною формулою, запропонованою НІЦ «Донбасенерготехнологія»:
Формула враховує матеріал опор, наявність тросових ділянок і кількість розподільних пристроїв
(підстанцій), ввімкнутих лініями електропередачі даної ділянки мережі. Роздільно працюючі системи
шин однієї підстанції враховуються як окремі розподільні пристрої;
б) значення питомих ємнісних струмів повітряних і питомих ємнісних струмів замикання на землю
кабельних ліній електропередачі
(додаток Б , таблиці Б.1 - Б.4);
в) виміряні інтегральні характеристики ємнісних струмів замикання на землю (розділ 9).
6.6 При застосуванні дугогасних реакторів зі ступінчастим регулюванням струмів компенсації кількість і
потужність реакторів вибирається з урахуванням можливої зміни ємнісного струму мережі з тим, щоб ступені
регулювання струму давали можливість встановлювати настроювання, наближене до резонансного з боку
перекомпенсації при всіх можливих змінах схеми мережі з урахуванням її розвитку.
При значенні ємнісного струму замикання на землю більше ніж 50 А рекомендується застосовувати не менше
двох паралельно працюючих ДГР - базисного нерегульованого і підстроювального регульованого.
6.7 За наявності в мережі паралельно працюючих базисного нерегульованого і підстроювального регульованого
ДГР необхідно керуватися співвідношенням:
6.8 Діапазон регулювання, який характеризується відношенням граничних струмів ДГР, повинен
вибиратись з урахуванням можливих в експлуатації змін ємності мережі відносно землі. Важливою
експлуатаційною вимогою до регульованих ДГР є їх забезпечення автоматичним дистанційним
настроюванням, у тому числі і в режимі однофазного замикання на землю.
7 Вибір трансформаторів для вмикання дугогасних реакторів
7.1 Для вмикання дугогасних реакторів повинні використовуватись силові трансформатори зі схемою
з'єднання обмоток «зірка з виведеною нейтралью - трикутник».
У мережах 35 кВ можуть використовуватись трьохобмоткові трансформатори 110/35/10(6) кВ з
обмоткою 10(6) кВ, з'єднаною в трикутник.
У мережах 6-10 кВ допускається використання ненавантажених трансформаторів або трансформаторів
власних потреб (ТВП) підстанції
з обмоткою 0.4(0.23) кВ, з'єднаною в трикутник. При цьому ТВП повинні перевірятись на тривале
допустиме навантаження:
Перелік трансформаторів, рекомендованих для вмикання дугогасних реакторів, наведено в додатку В
(таблиця В.1).
7.2 Використання трансформаторів броньового типу і груп однофазних трансформаторів зі схемою
з'єднання обмоток «зірка - зірка» для вмикання дугогасних реакторів недопустиме.
7.3 При експлуатації силових трансформаторів і ввімкнених до них дугогасних реакторів необхідно
керуватись такими співвідношеннями:
- потужність дугогасного реактора повинна складати не більше 55 % потужності трансформатора, якщо
навантаження трансформатора дорівнює його номінальній потужності;
- потужність дугогасного реактора може бути більшою від потужності трансформатора на 40 %, якщо
трансформатор використовується тільки як пристрій для вмикання дугогасного реактора;
- трансформатор може нести навантаження, яке не перевищує 55 % його номінальної потужності, якщо
потужність дугогасного реактора дорівнює потужності трансформатора.
8 Схеми вмикання, сигналізації та контролю роботи дугогасних реакторів
8.1 Приєднання дугогасних реакторів до нейтралей трансформаторів, генераторів або синхронних
компенсаторів здійснюється роз'єднувачами. Уземлення здійснюється через трансформатори струму.
Трансформатори 6 (10) кВ з приєднаними до їх нейтралей дугогасними реакторами приєднуються до
шин підстанцій вимикачами. Захист трансформаторів, до нейтралей яких приєднано ДГР, здійснюється
(згідно з ПУЗ) максимальним струмовим захистом з витримкою часу.
Застосування запобіжників у схемах живлення трансформаторів із дугогасними реакторами в нейтралі
недопустиме.
Рекомендовані схеми вмикання дугогасних реакторів наведено на рисунку 1.
8.2 На двотрансформаторних підстанціях схеми вмикання дугогасних реакторів повинні передбачати
можливість вмикання обох реакторів як до одного, так і до іншого трансформаторів (рисунок 1, г, д).
Нейтралі трансформаторів повинні бути розділені роз'єднувачем.
8.3 Установлення дугогасних реакторів у розподільних пристроях виконується відповідно до ПУЗ та
інструкцій заводів-виготовлювачів. Невикористані обмотки ненавантажених трансформаторів з
дугогасними реакторами в нейтралі захищаються від можливих перенапруг обмежувачами перенапруг
(ОПН) або вентильними розрядниками (РВП, РВО). Технічні характеристики обмежувачів перенапруг і
вентильних розрядників наведено в додатку В (таблиці В.2, В.З).
Приєднання реакторів до нейтралей трансформаторів рекомендується виконувати сталеалюмінієвими
проводами або шинами перерізом 50-70 мм2. Допускається виконувати приєднання кабелем без
стальної бронестрічки.
8.4 Схеми сигналізації та контролю роботи дугогасних реакторів наведено на рисунку 2.
На підстанціях, що споруджуються або реконструюються, приводи роз'єднувачів, якими дугогасні
реактори вмикаються до нейтралей трансформаторів,повинні виконуватися з електромагнітною
блокіровкою, яка забороняє вимикання ДГР під навантаженням (рисунок 2, в).
На діючих підстанціях, на яких приводи роз'єднувачів дугогасних реакторів виконано без
електромагнітної блокіровки, допускається експлуатація реакторів без блокіровки. При цьому біля
роз'єднувачів повинні бути встановлені дві паралельно з'єднані сигнальні лампи (на випадок
пошкодження однієї з них), увімкнені в сигнальні обмотки дугогасних реакторів.
8.5 При компенсації ємнісного струму дугогасними реакторами зі ступінчастим регулюванням
індуктивності сигнальні лампи для визначення замикання на землю вмикаються в сигнальну обмотку
реактора (рисунок 2, г). В коло вторинної обмотки трансформатора струму ТА вмикаються реле струму
КА і амперметр РА, що також контролюють струм замикання на землю (рисунок 2, б).
На базі реле струму КА виконується сигналізація замикання на землю, що фіксується на підстанції
( рисунок 2, д,е).
Для сигналізації замикання на землю замість трансформатора струму ТА можна використовувати реле
напруги KV, що ввімкнуте в сигнальну обмотку реактора або в обмотку ЗUо трансформатора напруги
TV (рисунок 2,а). Для більш точного вимірювання напруга зміщення нейтралі в обмотку 3Uo через
розмикаючий контакт реле KV може бути ввімкнуто додатковий вольтметр PV з границями
вимірювання 0-30 В. При цьому реле KV повинне мати уставку спрацювання ЗО В.
Для розширення можливості систематизації та аналізу роботи мереж з ізольованою та компенсованою
нейтралями доцільно в схеми сигналізації та контролю роботи електричних мереж 6-10 кВ і дугогасних
реакторів ввести пристрій автоматичного обліку замикань на землю по фазах, розроблений НІЦ
«Донбасенерготехнологія».