Приказ Министерство энергетики Кыргызской Республики «Об утверждении Правил по защите электрических сетей напряжением 6-500 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений»

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ ПРИКАЗ

от 17 апреля 2026 года № 17-7

Об утверждении правил по защите электрических сетей напряжением 6-500 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений

В соответствии с постановлением Кабинета Министров Кыргызской Республики «О порядке принятия актов государственных органов, обладающих правовым характером» от 4 июня 2025 года № 319, приказываю:

1. Утвердить Правила по защите электрических сетей напряжением 6-500 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений согласно приложению.

2. Управлению человеческих ресурсов и делопроизводства произвести регистрацию настоящего приказа в отдельном журнале о регистрации актов и внести в автоматизированную систему «Государственная система электронного документооборота».

3. Управлению электроэнергетики:

- в течение трех дней со дня регистрации настоящего приказа разместить настоящий приказ на государственном и официальном языках на официальном веб-сайте Министерства энергетики Кыргызской Республики;

- в течение семи рабочих дней со дня регистрации настоящего приказа направить электронную версию через систему электронного документооборота в Министерство юстиции Кыргызской Республики для включения в Централизованный банк данных правовой информации.

4. Настоящий приказ вступает в силу по истечении пятнадцати дней со дня официального опубликования.

5. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на управление электроэнергетики.

И.о. министра

Первый заместитель министра

Ө.Ж. Жеңишбеков

Приложение

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

Правила по защите электрических сетей напряжением 6-500 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений

БИШКЕК 2026

Содержание

Условные обозначения и сокращения........................................................................4 Введение................... ...................................................................................................5

§1. Общие положения ……………………………………..……………………...............12 §2. Нормативные требования к защите оборудования распредустройств и подстанций от грозовых перенапряжений …………………………………….............26 §3. Средства защиты от грозовых перенапряжений распредустройств станций и подстанций. Выбор системы молниеотводов для защиты РУ и ПС от прямых ударов молнии. Зоны защиты молниеотводов…………………………………..........33 §4. Защита от прямых ударов молнии ОРУ ПС .......................................................43 §5. Защита от прямых ударов молнии ЗРУ ПС ........................................................47

§6. Защита ОРУ и ПС ….............................................................................................50 §7. Защита подходов ВЛ к ОРУ ПС............................................................................54 §8. Защита разземленной нейтрали трансформаторов 110 - 220 кВ.....................55

§9. Нормативные требования к грозозащите ВЛЭП электрических сетей 6-500 кВ …………………………………………………………………………………..................57 §10. Средства защиты от грозовых перенапряжений на ВЛЭП..............................64

§11. Резонансные перенапряжения и защита от них в сетях 110 - 500 кВ……......68 §12. Защита от феррорезонансных повышений напряжения в РУ напряжением 110 – 500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения ....................79 §13. Защита от резонансных повышений напряжения в неполнофазных режимах ВЛ напряжением 500 кВ………...................................................................................83 §14. Защита от резонансных повышений напряжения на отключенной фазе при ОАПВ на электропередачах напряжением 500 кВ……………………………............83 §15. Защита от резонансных повышений напряжений на второй гармонике в электропередачах 500 кВ с ШР…………....................................................................84 §16. Защита от квазистационарных повышений напряжения сетей 110 - 500 кВ…………………………………………………………………………………...................85

§17. Перенапряжения от дуговых однофазных замыканий на землю ………........94 §18. Перенапряжения при коммутациях ненагруженных линий .............................98 §19. Перенапряжения при отключении ненагруженных трансформаторов...........99 §20. Феррорезонансные перенапряжения в неполнофазных режимах …….......100 §21. Феррорезонансные перенапряжения с участием трансформаторов напряжения ……………………………………………………………………..............…100

§22. Защита ПС -110-500 кВ с элегазовыми КРУ ………………………...........……101 §23. Защита от перенапряжений установок с вакуумными выключателями.......107

Приложение 1 (справочное). Емкости конденсаторов, шунтирующих контакты выключателей……………………………………..........................................................109

Приложение 2 (справочное). Выбор молниеотвода, общие положения .............110

Приложение 3 (справочное). Наименьшее расстояние между проводами или между проводами и тросами при пересечении ВЛ между собой и с ВЛ более низкого напряжения...................................................................................................111

Нормативные ссылки ……….....................................................................................112

Условные обозначения и сокращения

Условные обозначения и сокращения

Расшифровка

АПВ

Автоматическое повторное включение

АТ

Автотрансформатор

ВЛ

Воздушная линия

ВН

Высокое напряжение

ЗРУ

Закрытое распределительное устройство

ИП

Искровой промежуток

КЗ

Короткое замыкание

КР

Компенсационный реактор

КРУЭ

Комплектное распредустройство элегазовое

НН

Низкое напряжение

ОАПВ

Однофазное автоматическое повторное включение

ОПН

Ограничитель перенапряжений нелинейный

ОПНН

Ограничитель перенапряжений нелинейный для защиты разземленной нейтрали трансформатора

ОРУ

Открытое распределительное устройство

ПС

Подстанция

РУ

Распредустройство

Т

Трансформатор

ТН

Трансформатор напряжения

ТТ

Трансформатор тока

УШР

Управляемый шунтирующий реактор

ШР

Шунтирующий реактор

Rз

Сопротивление заземления

Тнв

Показатель надежности молниезащиты защищаемого оборудования

Введение Правила разработаны Научно-исследовательским институтом энергетики при министерстве энергетики Кыргызской Республики на основании Закона Кыргызской Республики «О техническом регулировании», строительных норм СН КР 12-01:2018 «Безопасность труда в строительстве», «Правил техники безопасности» утвержденного приказом Министерства энергетики Кыргызской Республики № 01-13/70 от 22.03.2023г. Закона Кыргызской Республики «Об охране труда», Закона Кыргызской Республики «О промышленной безопасности в опасных производственных объектах, а также другими нормативными актами действующим в Кыргызской Республике по техническому заданию ОАО «НЭСК», редакционно переработан, дополнен и подготовлен к изданию. При ее подготовке учтен накопленный опыт защиты от перенапряжений в энергосистемах и научно-технический прогресс в этой области электроэнергетики. В частности, принято во внимание, что почти во всех странах прекращен выпуск разрядников, вместо которых с середины 70-х годов производятся более эффективные ограничители перенапряжений разных типов. Имеются рекомендации и требования по защите подстанций 110 - 500 кВ с элегазовыми КРУ. Настоящие Правила распространяются на защиту электрических сетей переменного тока частоты 50 Гц номинального напряжения 6-500 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений и включает руководство по защите сетей 6-500 кВ от квазистационарных и резонансных повышений напряжения, коммутационных перенапряжений, прямых ударов молнии и набегающих с ВЛ на ПС грозовых волн. Требования настоящих Правил распространяются на защиту от грозовых и внутренних перенапряжений на вновь сооружаемые и подлежащие техническому перевооружению и реконструкции энергообъекты, а также содержит требования по защите от грозовых и внутренних перенапряжений электроустановок при эксплуатации электрических сетей 6-500 кВ на территории Кыргызской Республики. Правила не распространяется на выбор изоляционных расстояний в РУ и на опорах ВЛ. В Правилах изложены порядок защиты электрических сетей 110 - 500 кВ с эффективно заземленной нейтралью, в электрических сетях 6 - 35 кВ с изолированной, компенсированной и резистивно-заземленной нейтралью, в том числе, в системе собственных нужд электрических станций от коммутационных и резонансных перенапряжений. Приведены порядок повышения грозоупорности для воздушных линий электропередачи, РУ и подстанций 6 - 500 кВ в зависимости от грозовой активности в регионах и использованных средств их защиты от грозовых перенапряжений. Методические и справочные материалы перенесены в приложения. В Правилах освещены требования по:

- грозозащите линий электропередач и подстанций 6 - 500 кВ;

- защите от внутренних перенапряжений электрических сетей 110 - 500 кВ;

- защите от внутренних перенапряжений электрических сетей 6 - 35 кВ.

В подготовке Правил принимали участие НИИ энергетики при Министерстве энергетики Кыргызской Республики, соответствующие службы ОАО «НЭС Кыргызстана». Основные положения и нормативные требования, изложенные в Правилах являются результатом фундаментальных трудов ученных по защите электрических сетей 6-500 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений, которые прошли проверку в условиях эксплуатации на предприятиях Кыргызской энергосистемы. Положения настоящих Правил предназначены для применения проектными организациями, строительно-монтажными, наладочными, эксплуатационными и ремонтными организациями Кыргызской энергосистемы при проектировании и эксплуатации электрических сетей 6-500 кВ. Настоящее издание Правил по защите электрических сетей 6 - 500 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений» (в дальнейшем - Правила) является первым в Кыргызской Республике.

В настоящих Правилах применены следующие термины с соответствующими определениями:

Термины и определения

Расшифровка

Грозовые перенапряжения

Перенапряжения, возникающие как следствие удара молнии

Грозоупорность ВЛ

Число грозовых отключений, отнесенное к 100 км длины линии и к продолжительности гроз в часах: фактической или базовой, равной 100 грозовым часам

Заземление

Преднамеренное электрическое соединение какой-либо части электроустановки с заземляющим устройством

Защитный уровень ограничителя при грозовом импульсе

Максимальное остающееся напряжение при номинальном разрядном токе

Изолированная нейтраль

Нейтраль трансформатора или генератора, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная к нему через приборы сигнализации, измерения, защиты, заземляющие дугогасящие реакторы и подобные им устройства, имеющие большое сопротивление

Импульс

Униполярная волна напряжения или тока, возрастающая без заметных колебаний с большой скоростью до максимального значения и уменьшающаяся, обычно с меньшей скоростью, до нуля с небольшими, если это будет иметь место, переходами в противоположную полярность. Примечание. Параметрами, определяющими импульсы напряжения или тока, являются полярность, максимальное значение (амплитуда), условная длительность фронта и условная длительность импульса

Импульсное сопротивление заземлителя (Rи)

Отношение амплитуды напряжения на заземлителе (в месте ввода тока) к амплитуде импульса тока

Квазистационарные (временные) перенапряжения

Перенапряжения промышленной или близкой к ней частоты, а также перенапряжения на высших и низших гармониках, не затухающие или слабо затухающие, возникающие как следствие изменения схемы сети

Коммутационные перенапряжения

Перенапряжения, существующие во время переходных процессов при коммутациях элементов сети, сопровождающих внезапное изменение схемы или режима, структуры и параметров сети из-за заряда и перезаряда её емкостей в процессе перехода системы от одного состояния к другому, конструкции, качества и регулировки выключателей и их управления, т.е возникают при:

- плановых включениях и отключениях ненагруженных трансформаторов и автотрансформаторов и компенсационных реакторов;

- аварийных разрывах электропередачи в процессе ликвидации КЗ или асинхронного хода;

- работе АВР;

- включении или отключении разъединителями участков холостых шин ОРУ, ЗРУ, КРУЭ.

Коэффициент замыкания на землю в трехфазной электрической сети

Отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания

Молниеотвод

Устройство защиты от прямых ударов молнии, состоящее из молниеприемника, токоотводов (токоотвода) и заземлителей (заземлителя)

Молниеприемник

Часть молниеотвода, предназначенная для перехвата молнии

Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН (Uнр)

Наибольшее действующее значение напряжения промышленной частоты, которое может быть приложено непрерывно к ОПН в течение всего срока его службы и которое не приводит к повреждению или термической неустойчивости ОПН

Номинальный разрядный ток ОПН (Iн)

Максимальное (амплитудное) значение грозового импульса тока 8/20 мкс, используемое для классификации ОПН

Нормативный документ (НД)

Документ, устанавливающий правила, общие принципы или характеристики, касающиеся электрооборудования, включает понятия технические условия, техническое задание, техническая спецификация и другие документы на поставку продукции

Ограничитель перенапряжений нелинейный (ОПН)

Аппарат, предназначенный для защиты изоляции электрооборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений. Примечание. Представляет собой последовательно и/или параллельно соединенные металлооксидные варисторы без каких-либо последовательных или параллельных искровых промежутков, заключенные в изоляционный корпус

Остающееся напряжение ОПН (Uост)

Максимальное значение напряжения на ограничителе при протекании через него импульсного тока с заданной амплитудой и формой импульса

Перенапряжение

Повышение напряжения выше наибольшего рабочего напряжения, установленного для данного электрооборудования, безопасное для изоляции

Перенапряжения переходного феррорезонанса

Перенапряжения, возникающие при коммутации невозбужденного трансформатора и линии на частоте близкой к собственной частоте схемы сети. Примечание. Время существования этого режима определяется временем установления режима в магнитной цепи трансформатора

Подстанция (ПС)

Электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств по ГОСТ 19431

Показатель надежности молниезащиты защищаемого оборудования РУ от набегающих с ВЛ грозовых волн (Тнв)

Средняя повторяемость (в годах) опасных перенапряжений, возникающих на защищаемом аппарате или на ПС в целом от набегающих с ВЛ грозовых волн

Предвключенный реактанс системы

Сопротивление системы в схеме замещения источника питания, определяемое параметрами питающей сети. Примечание. Реактанс -мера сопротивления, которую компонент цепи оказывает переменному току из-за индуктивности или ёмкости этого компонента, он вызывает сдвиг фаз между напряжением и током и измеряется в Омах. Реактанс системы, определяется по токам однофазного и трехфазного КЗ при отключенной коммутируемой линии

Распределительное устройство (РУ)

Электроустановка, служащая для приема и распределения электроэнергии одного класса напряжения и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др.), а также устройства защиты, автоматики, телемеханики, связи и измерений

Резонансные (феррорезонансные) повышения напряжения (перенапряжения)

Повышения напряжения, вызванные резонансными колебаниями в цепи с линейными (нелинейными) элементами, возникают только в односторонне питаемых электропередачах, за исключением успешного ОАПВ, существующего от момента окончания успешного ОАПВ до момента замыкания второго из выключателей «больной» фазы, т.е до включения передачи в транзит. Иными словами, резонансные перенапряжения возникают при неблагоприятных сочетаниях как структуры и параметров схемы электропередачи и её режима, так и структуры и параметров питающей системы и существуют до тех пор, пока действие различного вида систем релейных защит и автоматики, регуляторов напряжения или вмешательства персонала не приведет к изменению схемы и режима.

Сопротивление заземляющего устройства

Отношение напряжения на заземляющем устройстве к току, стекающему с заземлителя в землю

Термическая неустойчивость ОПН

Состояние, при котором выделяющаяся в ОПН мощность превышает его способность рассеивания тепла, что приводит к росту температуры ограничителя, потере его тепловой стабильности и разрушению

Токоотвод (спуск)

Часть молниеотвода, предназначенная для отвода тока молнии от молниеприемника к заземлителю

Ток пропускной способности ОПН (Iпр)

Нормируемое изготовителем максимальное значение прямоугольного импульса тока длительностью 2000 мкс. Примечание. ОПН должен выдержать 18 таких воздействий с принятой последовательностью их приложения без потери рабочих качеств

Установившийся режим электрической цепи

Режим электрической цепи, при котором электродвижущие силы, электрические напряжения и электрические токи в электрической цепи являются постоянными или периодическими

Устройства защиты от перенапряжений

Устройства молниезащиты от прямых ударов молнии (молниеотводы и заземляющие устройства) и комплекс электрооборудования, ограничивающие перенапряжения до безопасного для изоляции электрооборудования значения, с рекомендациями по их расстановке в распределительном устройстве (РУ) и подходах ВЛ к подстанциям (ПС) и мероприятиями по ограничению длительности перенапряжений

Распределительное устройство открытое; ОРУ

Распределительное устройство, где все или основное оборудование расположено на открытом воздухе

Распределительное устройство закрытое (ЗРУ)

Распределительное устройство, оборудование которого расположено в здании

Характеристика «напряжение-время»

Выдерживаемое напряжение промышленной частоты в зависимости от времени его приложения к ОПН. Примечание. Характеристика показывает максимальный промежуток времени, в течение которого к ОПН может быть приложено напряжение промышленной частоты, превышающее UНР (Ultra High Pressure -очень высокого давления), не вызывая повреждения или термической неустойчивости

Эквивалентное удельное сопротивление земли с неоднородной структурой

Такое удельное сопротивление земли с однородной структурой, в которой сопротивление заземляющего устройства имеет то же значение, что и в земле с неоднородной структурой. Примечание. Термин «удельное сопротивление», применяемый в настоящих правилах, для земли с неоднородной структурой следует понимать как «эквивалентное удельное сопротивление»

Кратность внутренних перенапряжений

Отношение максимальной амплитуды перенапряжений к амплитуде наибольшего фазного рабочего напряжения.

Электроустановка

Совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другие виды энергии

Система с эффективно заземленной нейтралью

Система, все элементы которой соединены наглухо, либо через индуктивное сопротивление, величина которого настолько мала, что коэффициент замыкания на землю или коэффициент несимметрии hкз в любой точке не превосходит 1,4 для различных схем режимов работы системы, возможных в процессе эксплуатации. Эффективное заземление нейтрали сети может быть получено при глухом заземлении нейтралей всех или части силовых трансформаторов системы.

Коэффициент несимметрии hкз

Отношение наивысшего напряжения частоты 50 Гц здоровой фазы в этой точке во время короткого замыкания на землю одной или двух фаз к фазному напряжению рабочей частоты, появляющемуся после устранения повреждения, зависящая от соотношения активных и реактивных сопротивлений системы.

Электропередача

Совокупность линий электропередачи и подстанций, предназначенная для передачи электрической энергии из одного района энергосистемы в другой

1. Защита от грозовых и внутренних перенапряжений сетей 6-110 – 500 кВ должна обеспечивать ограничение повышений напряжения при грозовых разрядах, а также от повышений напряжений при коммутации и внутренних перенапряжениях возникающих при ненормальных режимах для обеспечения работоспособности оборудования и линий электропередач.

Защита от грозовых и внутренних перенапряжений сетей 110 – 500 кВ включает в себя защиту от:

1) грозовых и коммутационных перенапряжений до требуемого уровня

2) внутренних перенапряжений, в том числе:

- резонансных перенапряжений в режимах:

- неполнофазных коммутаций ВЛ с ШР или трансформаторами;

- отключения системы шин ОРУ 220 – 500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и КРУЭ 220 – 500 кВ с выключателями, имеющими емкостные делители напряжения;

- отключения поврежденной фазы в цикле ОАПВ после погасания вторичной дуги (дуги подпитки);

- включении ВЛ с ШР и возникновении второй гармоники напряжения.

- квазистационарных перенапряжений в режимах:

- одностороннего включения ВЛ;

- при несимметричных КЗ, на здоровых фазах.

Резонансные перенапряжения имеют следующие виды:

- вынужденное напряжение переходного процесса перенапряжений на частоте 50Гц в симметричном и несимметричном (при ОАПВ и однополюсном к.з.) режимах;

- вынужденное напряжение на частоте 50 Гц в паузе успешного ОАПВ;

- перенапряжения на частоте 50 Гц в неполнофазных режимах;

- перенапряжения при делении частоты в продольно и поперечно компенсированных электропередах;

- перенапряжения на четных, частоты 2kω и нечетных, частоты (2k +1)ω ультрагармониках при явлениях переходного феррорезонанса;

- феррорезонансные перенапряжения на частоте 50 Гц в электропередачах 220-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения;

- параметрическое самовозбуждение генераторов, работающих на ненагруженную линию;

- автопараметрическое самовозбуждение ультрагармоник четной кратности.

§1. Общие положения

2. Неоднородность природных и климатических условий оказывают существенное влияние на протекание грозовых процессов и развитие разрядов молнии, на эффективность применения средств грозозащиты и работу изоляции электрооборудования. Дифференцированный учет природно-климатических воздействий на грозовую деятельность обеспечивают возможность значительного ослабления требований к грозозащите по сравнению с действующими нормами ПУЭ.

3. Основные характеристики грозовой деятельности, которые необходимо учитывать при выборе грозозащиты электроустановок:

- плотность разрядов молнии в землю, определяемое как среднее число молний, поражающих единицу земной поверхности в рассматриваемом районе за год n0, км-2;

- статистическое распределение параметров тока первой компоненты молнии, представляемой в виде униполярного апериодического импульса: амплитуды I, кА и максимальной крутизны фронта А, кА/мкс.

4. Для целей организации и проведения подготовки к грозовому сезону устанавливаются сроки начала и окончания грозового сезона.

5. При выборе грозозащиты необходимо учитывать следующие геофизические условия на трассах воздушных линий электропередач:

- электрические характеристики и структура грунтов, от которых зависят сопротивления заземления опор линий и, соответственно, уровни напряжений на изоляции при поражении молнией;

- плотность воздуха, связанная с высотой местности и определяющая электрическую прочность изоляции.

6. Значения плотности разрядов молнии в землю n0, км-2 в год, по регионам Кыргызской Республики приведены на картах фоновой грозопоражаемости на открытой местности при отсутствии факторов избирательной поражаемости, на рисунках 1-8, а среднее годовое число гроз, а также их средняя длительность и общая продолжительность грозочасов в год по регионам Кыргызстана, в т.ч. в зоне размещения Токтогульского каскада ГЭСов приведена в таблице 1. Из-за отсутствия в районе расположения гидроэлектростанций каскада гидрометеостанций, данные по грозовой активности определены расчетными методами учитывающими геологические и метереологические факторы (высоту размещения ГЭСов над уровнем моря, в км, координат по долготе, орографических факторов (создающих кучево-дождевые и грозовые облака и движение холодных и теплых воздушных масс).

Рис. 1. Карта плотности разрядов молнии в землю в год (фоновой грозопоражаемости) по Ошской области

Рис. 2. Карта плотности разрядов молнии в землю в год (фоновой грозопоражаемости) по Жалал-Абадской и Таласской области

Рис. 3. Карта плотности разрядов молнии в землю в год (фоновой грозопоражаемости) по Балыкчы

Рис. 4. Карта плотности разрядов молнии в землю в год (фоновой грозопоражаемости) по Нарынской области

Рис. 5. Карта плотности разрядов молнии в землю в год (фоновой грозопоражаемости) по Иссык-Кульской области

Рис.6. Карта плотности разрядов молнии в землю в год (фоновой грозопоражаемости) по Чуйской области

Рис.7. Карта плотности разрядов молнии в землю в год (фоновой грозопоражаемости) по Жалал-Абадской области

Рис.8. Карта плотности разрядов молнии в землю в год (фоновой грозопоражаемости) по Баткенской области

Таблица 1. Среднее годовое число гроз, их средняя длительность и общая продолжительность гроз по регионам Кыргызской Республики

Наименование региона и места регистрации грозовой активности

Среднее годовое число гроз (частота, х)

Средняя длительность гроз, t, час

Продолжи-тельность грозочасов в год, г/ч

Баткенская область

Караван

16,65-31,7

0,98-1,51

25,14

Исфана

26,13-33,3

1,96-2,76

72,12

Хайдаркан

46,19-32,8

1,50-1,68

55,10

Жалал-Абадская область

Жергетал

33,23-33,4

1,32-1,48

43,71

Устье р. Тос

56,72-35,1

111,11

Устье р. Терс

28,19 – 34,5

1,62-2,05

57,67

Чаткал

18,35 – 33,1

0,59-1,51

23,12

Ангрен

21,50 – 27,9

1,15-1,55

24,32

Чаар -Таш

17,59 – 16,10

0,94-1,61

27,62

Токтогул

35,81-49,3

1,20-1,30

46,60

г.Каракуль, Токтогульская ГЭС

40 - 60

1,4 -1,98

41,06

Курпсайская ГЭС

32,57- 35,0

1,48 – 2,06

64,06

г. Таш-Комур

21,76- 33,5

1,5 – 2,08

41,86

с. Шамалды-Сай

21,66 – 43,0

1,52 – 2,10

41,89

с. Уч-Коргон

20,49 – 32,5

1,53 – 2,11

39,58

Казарман

43,0-70,99

1,18-1,9

81,70

Жалал-Абад

26,8-32,68

1,06-1,43

34,71

Иссык-Кульская область

Балыкчы

32,68-44,8

2,28-2,29

78,85

Чолпон-Ата

48,71-44,5

1,42-1,66

80,70

Красный Октябрь

69,16-44,5

1,02-1,05

72,87

Каракол

45,87-46,0

1,05-1,20

55,16

Кызыл-Суу

37,23-46,50

0,98-1,06

40,03

Тамга

41,29-45,50

0,68-1,06

28,11

Бокомбаево

40,46-47,50

0,85-1,35

33,72

Кырчын

39,40-43,36

1,08-1,20

52,25

Санташ

46,7-51,72

1,33-1,67

86,25

Ак-Суу (Теплоключенка)

43,62-49,10

0,92-1,09

40,27

Чон-Ашуу

23,19-31,80

0,90-1,41

20,30

Чон-Кызылсуу

40,9-47,4

0,85-0,99

40,50

Ак-Шыйрак

10,10-20,6

0,71-0,97

9,80

к/ц Каракол

3,43-18,4

0,78-0,84

3,00

Койлуу

8,30-21,2

0,77-1,07

8,90

Нарынская область

Чаек

37,5-41,61

1,11-1,14

42,80

Кочкор

31,31-35,3

0,88-1,01

31,60

Дурболжун (Баетов)

21,06-32,6

0,69-1,08

22,75

Ат-Башы

32,2-37,63

1,0-1,14

36,71

Нарын

21,29-32,0

0,98-0,99

21,10

Кара-Кужур

21,2-37,65

0,48-0,68

14,50

Орто-Сырт

12,03-21,2

0,71-0,97

11,70

Арпа

11,36-18,4

1,10-1,42

16,20

Долон

17,8-33,85

1,01-1,12

20,00

Ат-Мойнок

17,7-23,48

0,97-1,13

20,01

Ак-Сай

16,3-32,28

0,95-1,21

19,75

Чатыр-Кол

10,7-10,93

1,05-1,13

12,10

Тянь-Шань

8,85-9,7

0,6-0,76

6,73

Ошская область

Кара-Суу

23,55-28,7

1,17-1,43

25,55

Озгон

25,13-31,2

1,05-1,34

26,09

Ак-Терек (Гава)

34,6-38,0

1,29-1,46

53,83

Ноокат

34,9-39,6

1,39-1,55

67,72

Гулчо

35,1-66,97

1,22-1,85

125,4

Даарот-Коргон

6,44-29,2

0,6-1,31

3,61

Кызы-Жар

27,16-29,0

0,96-1,33

35,52

Кичи-Алай

21,97-26,4

0,79-1,18

13,81

Сары-Таш

1,0-8,94

0,77-0,96

6,78

Таласская область

Кировское

16,58-19,6

1,68-1,85

30,30

Талас

19,19-19,8

1,55-1,89

36,27

Ак-Таш

18,5-19,13

1,18-1,24

22,94

Орток

7,29-18,3

1,95-1,20

19,22

Ала-бел

13,5-16,34

0,82-0,90

12,15

Чуйская область

Суусамыр

31,7-35,64

0,95-1,05

33,30

Новороссийка (Чон-Кеминский)

22,9-31,6

1,47-2,21

69,86

Тоо-Ашуу

15,5-29,4

0,83-0,9

13,56

Чуй

19,3-20,8

1,8-1,23

28,15

Бишкек

20,16

1,74-2,33

47,10

Калининское

19,78

1,73-1,84

36,48

Токмок

12,19-22,6

1,24-1,87

15,10

Юрьевка

19,74-21,6

1,64-1,94

32,67

Байтик

19,6-22,87

1,0-1,44

22,77

Для учета факторов избирательной поражаемости в значение n0 вносятся поправки в виде множителей, величины которых в зависимости от различных факторов приведены в таблице 2. Таблица 2. Значения коэффициента для учета избирательной грозопоражаемости

Наименование фактора

Обозначение коэффициента

Величина коэффициента

Экранирующее действие склонов горного ущелья

Кэ

В/(В+4 hc sinαc), где В – ширина дна ущелья; hc – разница высот гребня склона и дна ущелья; αc – крутизна склона ущелья, град.

Геоэлектрические неоднородности (геологические разломы с резким изменением электрических сопротивлений грунтов), в пределах ±0,5 км от границы неоднородности

Кн

4

7. Статистические распределения параметров токов первых компонент молнии – амплитуды и максимальной крутизны фронта, принимаются соответствующими нормальному логарифмическому закону, для которого вероятность появления параметра величиной х и более описывается выражением:

∞ 1 lgX – Mlgx Рх = ʃ ------------ exp (-0.5--------------------) d(lgX), х Ϭlgx √2 Ϭlgx где Х – текущие значения амплитуды I или крутизны фронта А; Mlgx – математическое ожидание логарифмов амплитуды I или крутизны фронта А; Ϭlgx – среднее квадратичное отклонение логарифмов амплитуды I или крутизны фронта А. Значения Mlg1, Ϭlg1, MlgА, ϬlgА статистических распределений амплитуды и крутизны токов первых компонент для различных районов территории Республики приведены в таблице 3, а статистические распределения амплитуд токов – на рис. 9.

8. Сроки начала и окончания грозового сезона по районам Кыргызской Республики устанавливаются по таблице 4.

Таблица 3. Характеристики статистических распределений параметров токов первых компонент молнии по районам Кыргызской Республики

Районы

Номер кривой рис.2

Характеристика распределения

Mlg1

Ϭlg1

MlgА

ϬlgА

Районы Ошской, Жалал-Абадской и Баткенской областей с отметками до 1000м н.у.м., 10-километровая зона северного и восточного побережий озера Иссык-Куль между реками Ак-Суу и Каракол

1

1,29

0,29

1,3

0,158

Районы Ошской, Жалал-Абадской и Баткенской областей с отметками более 1000м н.у.м.

2

1,175

0,225

1,24

0,12

Районы Чуйской и Таласской областей с отметками до 1000м н.у.м.

3

1,075

0,225

1,18

0,12

Районы Чуйской и Таласской областей с отметками более 1000м н.у.м., районы Иссык-Кульской и Нарынской областей, за исключением районов, отнесенных к зоне кривой 1 (рис.2)

4

1,021

0,18

1,15

0,10

Таблица 4. Сроки начала и окончания грозового сезона по районам Кыргызской Республики

Районы

Грозовой сезон

Начало

Окончание

Территории Чуйской, Ошской, Жалал-Абадской и Баткенской областей с отметками до 2500м н.у.м.

16 апреля

30 сентября

Территории Иссык-Кульской области с отметками до 2500м н.у.м.

1 мая

31 октября

Территории Чуйской, Ошской, Жалал-Абадской, Баткенской и Иссык-Кульской областей с отметками более 2500м н.у.м., Таласская и Нарынская области.

1 мая

31 августа

9. Электрические характеристики, литологическое строение и состав грунтов в местах установки опор ВЛ определяются при проектировании линий и отражаются в материалах изысканий. В растекании тока при поражении молнией опоры, не имеющей искусственного заземлителя, участвует слой грунта толщиной до 5м для одностоечных железобетонных опор и до 10м для металлических опор со сборным железобетонным фундаментом. В пределах этого слоя грунт имеет, как правило, двухслойную структуру (редко однослойную) с более проводящим верхним слоем. Если при проведении изысканий удельные электрические сопротивления грунтов не измерялись, приближенное их значение может быть определено по таблице 5.

Таблица 5. Удельные электрические сопротивления грунтов, ρ, Ом∙м

Тип грунта

Среднее

Доверительный интервал, р = 0,05

Супеси, суглинки

170

75 ÷ 265

Супеси, суглинки с примесью гальки и щебня

371

260 ÷ 480

Щебнисто-древесные отложения с супесчаным уплотнителем

457

425 ÷ 490

Разрушенные и выветренные породы (граниты, песчаники, сланцы)

590

575 ÷ 605

Валунно-галечниковые отложения

714

555 ÷870

Скальные породы трещиноватые (граниты, сланцы, песчаники)

1294

1210 ÷ 1370

Скальные породы крепкие (граниты, известняки, сланцы, песчаники)

3158

2860÷ 3450

10. Значения величины давления и относительной плотности воздуха определяются высотой местности над уровнем моря Н, м. Расчетные формулы для определения среднегодовых, среднегодовых минимальных и среднегодовых максимальных значений этих параметров для территории Кыргызстана приведены в таблице 6.

Таблица 6. Расчетные формулы для определения величины давления и относительной плотности воздуха на территории Кыргызстана

Параметр, единица измерения

Обозначение

Расчетная формула

Среднегодовое давление воздуха, мϭ

Рсг

1012,3 – 0,1133Н +4∙10-6Н2

Среднегодовое минимальное давление воздуха, мϭ

Рмн

1030,6 – 0,1232Н +5,05∙10-6Н2

Среднегодовое максимальное давление воздуха, мϭ

Рмк

1000,3 – 0,1111Н +3∙10-6Н2

Среднегодовая относительная плотность воздуха

δсг

1,026 – 0,108∙10-3Н +0,006 Н2

Среднегодовая минимальная относительная плотность воздуха

δмн

1,059–0,111∙10-3Н +0,05∙10-6 Н2

Среднегодовая максимальная относительная плотность воздуха

δмк

0,993–0,106∙10-3Н +0,006∙10-6 Н2

Поправочные коэффициенты учета сезонных изменений давления (Кр) и относительной плотности воздуха (Кδ) по отношению к среднегодовым значениям Рсг и δсг, рассчитанным по формулам таблицы 6, принимаются согласно таблицы 7.

Таблица 7. Коэффициенты учета сезонного изменения давления (Кр) и плотности воздуха (Кδ) для различных высот местности

Месяцы

Значения коэффициентов Кр и Кδ при Н, м

До 1000

1000 - 2000

2000 - 3000

3000 - 4000

Кр

Кδ

Кр

Кδ

Кр

Кδ

Кр

Кδ

I

1,006

1,06

1,004

1,05

0,998

1,05

0,992

1,04

II

1,005

1,05

1,002

1,04

0,998

1,04

0,996

1,03

III

1,003

1,02

1,000

1,02

0,999

1,02

0,996

1,02

IY

0,999

1,0

0,998

1,00

1,000

1,00

1,001

1,00

Y

0,995

0,97

0,997

0,98

1,000

0,98

1,002

0,98

YI

0,995

0,95

0,996

0,96

1,000

0,96

1,002

0,96

YII

0,990

0,93

0,995

0,95

0,998

0,95

1,002

0,96

YIII

0,993

0,95

0,996

0,96

0,998

0,96

1,003

0,97

IX

0,998

0,98

0,998

0,98

1,001

0,98

1,004

0,98

X

1,004

1,00

1,002

1,00

1,003

1,00

1,003

1,00

XI

1,06

1,03

1,005

1,03

1,004

1,02

1,002

1,02

XII

1,006

1,06

1,005

1,05

1,002

1,05

0,999

1,04

Кривые статистического распределения амплитуд токов первых компонент молнии для территории Кыргызстана Рi

0,99

0,95

0,90

+

0,80

+

+

0,70

+

0,60

х

+

0,50

+

0,40

х

+

0,30

х

+

0,20

х

+

+

0,10

х

+

+

0,05

+

+

0,01

х

+

+ +

0

0,7 0,9 1,1 1,3 1,5 1,7 1,9 lg1 5 7.5 10 12.5 15 20 25 30 40 50 60 70 80 I,кА Рис.9. Обозначения см. в табл. 3.

§2. Нормативные требования к защите оборудования распредустройств и подстанций от грозовых перенапряжений

11. Защита РУ и ПС от прямых ударов молнии осуществляется соблюдением следующих требований:

1). Все открытые распределительные устройства и подстанции 500 кВ, а также ОРУ и ПС 110-220 кВ на площадках с эквивалентным удельным сопротивлением земли в грозовой сезон до 2000 Ом∙м должны быть защищены от прямых ударов молнии на уровне надежности, соответствующей типу зоны защиты «Б».

Не требуется выполнение защиты от прямых ударов молнии:

- ОРУ и ПС 110-220 кВ на площадках с эквивалентным удельным сопротивлением в грозовой сезон более 2000 Ом∙м;

- зданий закрытых распределительных устройств и подстанций всех напряжений.

2). Расположенные на территории ОРУ и ПС здания трансформаторной башни, маслохозяйства, электролизной, синхронных компенсаторов, а также резервуары с горючими жидкостями или газами и места хранения баллонов водорода должны быть защищены от прямых ударов молнии и вторичных её проявлений в соответствии с «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений».

3). Защита от прямых ударов молнии ОРУ 110-500 кВ должна быть выполнена стержневыми молниеотводами, устанавливаемые, как правило, на конструкциях ОРУ. Следует также использовать защитное действие высоких объектов, которые являются молниеприемниками (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты, дымовые трубы и т.д.).

4). Не допускается установка стержневых молниеотводов на трансформаторных порталах, порталах шунтирующих реакторов и конструкциях ОРУ 110-500 кВ, когда расстояние по магистралям заземления от стойки с молниеотводом до трансформатора или реактора составляет менее 15 м при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон более 350 Ом∙м, а на конструкциях ОРУ 110 кВ независимо от расстояния до защищаемого оборудования при эквивалентном удельном сопротивлении земли более 1000 Ом∙м и площади заземляющего контура подстанции менее 10 000м2.

5). В случаях, когда защита оборудования ОРУ от прямых ударов молнии путем установки молниеотводов на конструкциях недопустима в силу указанных выше ограничений, либо нецелесообразна по техническим соображениям, следует применять отдельно стоящие молниеотводы.

6). Защита от прямых ударов молнии открытых токопроводов (открытых шинных мостов и подвесных гибких токопроводов) соединяющих генераторы или синхронные компенсаторы с трансформаторами должны выполняться в соответствии с требованиями раздела ПУЭ «Защита вращающихся электрических машин от грозовых перенапряжений».

7). Заземление стержневых молниеотводов, устанавливаемых на конструкциях ОРУ (ПС), обеспечиваются присоединением конструкции к заземляющему устройству ОРУ (ПС). Для молниеотводов, установленных на трансформаторных порталах, порталах шунтирующих реакторов и конструкциях ОРУ 220÷500 кВ, удаленных от трансформаторов и реакторов на расстояние менее 15м по магистралям заземления, а также для всех молниеотводов, установленных на конструкциях ОРУ 110 кВ, должно быть обеспечено стекание тока молнии по магистралям заземления не менее, чем в трех направлениях.

8). Заземление отдельно стоящих молниеотводов может выполняться либо путем присоединения их к заземляющему устройству ОРУ (ПС), либо обособленными заземлителями. В первом случае должны соблюдаться требования п.12, а также требования настоящего пункта. Во втором случае необходимое сопротивление заземления обеспечивается фундаментом молниеотвода.

9). При установке молниеотвода на прожекторной мачте заземлитель мачты должен быть присоединен к заземляющему устройству ОРУ (ПС), а подводка электропитания к прожекторам на участке от точки выхода из кабельного сооружения до прожекторной мачты и далее, по мачте должна быть выполнена кабелями с металлической оболочкой, либо кабелями без металлической оболочки в трубах. Около молниеотвода эти кабели должны быть проложены непосредственно в земле на протяжении не менее 10м.

Таблица 8. Минимально допустимые длины подходов ВЛ с тросовыми молниеотводами для типовых проектов ОРУ (ПС)

Напряжение, кВ

Тип опор на подходах

Типовое расстояние от трансформатора (шунтирующего реактора) до ЗА, м

Длина защищаемого тросом подхода

Тупиковые РУ

РУ с 2-мя и более подключенными ВЛ

ЗА III группы

ЗА II группы

ЗА I группы

ЗА III группы

ЗА II группы

ЗА I группы

1х РВС

2х РВС

1х РВМГ

2х РВМГ

1х ОПН

2х ОПН

1х РВС

2х РВС

1х РВМГ

2х РВМГ

1х ОПН

2х ОПН

35

Одностоечные металлические и ж/б

15

600

400

-

-

450

300

450

300

-

-

400

250

110

Одностоеч-ные и портальные металлические и ж/б

25

700

450

-

-

550

400

600

400

-

-

500

350

220

Одностоечные и портальные металлические и ж/б

40

-

-

1600

1300

1400

800

-

-

800

300

600

200

10). При установке отдельно стоящих молниеотводов должны выполняться следующие требования по габаритам:

- для молниеотвода, заземлитель которого соединен с заземляющим устройством ОРУ (ПС), расстояние по воздуху SВС, м, от молниеотвода до токоведущих частей должно составлять не менее длины гирлянды.

Таблица 9. Наибольшие допустимые расстояния от защищаемых аппаратов до оборудования и минимальные длины защищенных тросовыми молниеотводами подходов ВЛ для ОРУ 500 кВ

Схема подстанции, количество ВЛ

Количество и место установки ЗА

Расстояние, м

До защищен-ных тросовыми молние-отводами подходов ВЛ, км

До силовых трансфор- маторов (авто трансфор-маторов) и шунтирующих реакторов

До трансфор-маторов напряжения

До осталь-ного обору-дования

Тупиковая по схеме блока “трансфор-матор-линия”

Два комплекта ЗА: у силового трансформатора; в линейной ячейке или у реактора

95/135

150/225

150/165

3,0

Проходная с двумя ВЛ и одним трансфор-матором по схеме “треугольник”

Два комплекта ЗА: у силового трансформатора; на шинах, в линейной ячейке или у реактора

130/195

320/525

350/385

3,0

Проходная с двумя ВЛ и двумя трансфор-маторами по схеме “четырех-угольник”

Два комплекта ЗА у силовых трансформаторов

160/240

360/525

800/880

3,0

С секциями (системой) шин, с тремя ВЛ и двумя трансфор-маторами

То же

240/360

460/675

900/990

3,0

С секциями (системой) шин, с тремя ВЛ и одним трансфор-матором

Один комплект ЗА у силового трансформатора

175/260

400/600

600/660

3,0

- для молниеотвода с обособленным заземлителем расстояние по воздуху SВО, от молниеотвода до токоведущих частей, заземленных конструкций и оборудования ОРУ (ПС) должно быть не менее 4 м, а расстояние между обособленными заземлителем и заземляющим устройством ОРУ (ПС) в земле Sз - не менее 3 м.

11). При установке молниеотводов на трансформаторных порталах и конструкциях ОРУ, удаленных от трансформаторов по магистралям заземления на расстояние менее 15 м с учетом требований п. 12, на всех вводах обмоток 3-35 кВ трансформаторов на расстоянии не более 5м от них по ошиновке, включая ответвления к разрядникам (ОПН), должны быть установлены вентильные разрядники (ОПН).

12. Для защиты РУ и ПС от волн перенапряжений, набегающих по воздушным линиям электропередачи должно обеспечиваться соблюдение следующих требований:

1). В РУ 35 кВ и выше, к которым присоединены ВЛ, должны быть установлены защитные аппараты ЗА (вентильные разрядники ВР или ограничители перенапряжений ОПН), а подходы ВЛ к РУ должны быть защищены от прямых ударов молнии тросовыми молниеотводами.

2). Защитные аппараты выбираются с учетом координации их защитных характеристик с изоляцией защищаемого оборудования и соответствия напряжения гашения ЗА напряжению в места их установки при замыкании на землю одной фазы сети. Количество и места установки ЗА следует выбирать, исходя из принятых на расчетный период (включая период и промежуточные этапы деятельности, равной грозовому сезону или более) схем электрических соединений, количества ВЛ и трансформаторов.

3). Длина защищенных тросом подходов ВЛ определяется схемой электрических соединений, количеством установленных ЗА и расстоянием от них до защищаемого оборудования.

4). Для типовых компоновок РУ (ПС) 35 кВ и выше при расстояниях по шинам между аппаратом и трансформатором (реактором), не превышающих, соответственно, для 35 кВ – 15м, 110 кВ – 25м, 220 кВ – 40м и 500 кВ – 160м, длина защищенных тросом подходов ВЛ должна быть не менее значений, приведенных в таблицах 15 и 16, за исключением случаев, указанных в п.12. п.п.5.

5). При расстоянии по шинам между ЗА и защищаемым оборудованием больше приведенных выше, длина защищенного тросом подхода должна быть увеличена пропорционально увеличению расстояния, но не более, чем в пределах: РУ 35 кВ – 1,5км, РУ 110 кВ – 2,0км, 220 кВ – 2,5км, 500 кВ – 3,0км.

6). Защитные аппараты должны быть установлены без коммутационных аппаратов в цепи между ЗА и защищаемым оборудованием для защиты:

- обмоток всех напряжений силовых трансформаторов, имеющих автотрансформаторную связь;

- обмоток 500 кВ трансформаторов;

- обмоток 220 кВ трансформаторов, имеющих уровень изоляции по ГОСТ 1516.1-76*;

- шунтирующих реакторов 500 кВ с обязательным подключением ЗА непосредственно на присоединениях реакторов.

7). При присоединении трансформатора к РУ кабельной линией 110 кВ и выше в месте присоединения кабеля к шинам РУ дожен быть установлен комплект вентильных разрядников (ОПН). Заземляющий зажим разрядника должен быть присоединен к металлическим оболочкам кабеля.

В случае присоединения к шинам РУ нескольких кабелей, непосредственно соединенных с трансформаторами, на шинах РУ устанавливается один комплект вентильных разрядников (ОПН). Место установки разрядника (ОПН) следует выбирать возможно ближе к местам присоединения кабелей.

8). Неиспользуемые обмотки низшего и среднего напряжения силовых трансформаторов (автотрансформаторов) (обмотки , не имеющие присоединения или длительно отключены от него при монтаже, в пусковой период электроустановки, при выводе в ремонт присоединения, при наличии АВР на данном напряжении) должны быть соединены в звезду или треугольник и защищены вентильными разрядниками (ОПН), включенными между вводами каждой фазы и землей, в противном случае их длительная эксплуатация не допускается. Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных первыми от магнитопровода, может быть выполнена заземлением одной из вершин треугольника, одной из фаз звезды или нейтрали либо установкой вентильного разрядника (ОПН) соответствующего класса напряжения на каждой фазе.

Защита неиспользуемых обмоток не требуется, если к ним постоянно присоединена кабельная линия длиной не менее 30м, имеющая заземленную оболочку или броню.

9). Для защиты нейтралей обмоток 110-220 кВ силовых трансформаторов, имеющих изоляцию, пониженную относительно изоляции линейного конца обмотки и допускающую работу с разземленной нейтралью, следует устанавливать вентильные разрядники (ОПН). В нейтрали трансформатора, изоляция которой не допускает разземления, установка разъединителей не допускается.

10). РУ 6-20 кВ, к которым присоединены ВЛ, должны быть защищены ЗА, устанавливаемыми на шинах или у трансформатора.

Расстояния от ЗА до трансформаторов и аппаратов не ограничиваются при выполнении связи трансформатора с шинами при помощи кабелей (за исключением случая п.12 п.п.4.) и не должны превышать 60м и 90м для ВЛ соответственно на деревянных и железобетонных (металлических) опорах при применении воздушной связи трансформатора с шинами. При установке ЗА в ячейке трансформатора напряжения аппарат рекомендуется присоединять до предохранителя.

11). Защита подстанций 6-20 кВ должна быть, как правило, выполнена защитными аппаратами (вентильными разрядниками, ОПН), устанавливаемыми на высокой и низкой стороне.

Допускается не устанавливать на таких подстанциях вентильные разрядники или другие защитные аппараты в районах с плотностью разрядов молнии до 0,4 км-2 в год.

12). На подходах ВЛ-35 кВ и выше к РУ (ПС) дожна быть выполнена защита от прямых ударов молнии тросовыми молниеотводами. Одностоечные металлические и ж/б опоры с одним тросом должны иметь угол защиты троса не более 300 , а опоры с двумя тросами не более 200. На металлических опорах с горизонтальным расположением проводов и с двумя тросами, угол защиты по отношению к внешним проводам для ВЛ-110-220 кВ – не более 200 , а для ВЛ-500 кВ – не более 250. В районах по гололеду IY и более и в районах с частой и интенсивной пляской проводов для ВЛ-110-220 кВ допускается угол защиты не более 300. На ж/бетонных и деревянных опорах портального типа допускается угол защиты по отношению к крайним проводам не более 300. Сопротивление же заземления опор должны соответствовать требованиям табл. 23. На каждой опоре подхода трос должен быть присоединен к заземлителю опоры, кроме случаев, когда он используется для емкостного отбора, плавки гололеда или связи. Длина защищенных тросом подходов определяется таблицами 8, 9.

Допускается не выполнять защиту тросом подхода ВЛ 35 кВ к ПС 35 кВ с трансформаторами мощностью до 1,6 мВА. Опоры подхода ВЛ к ПС на длине не менее 0,5 км должны иметь заземлители с сопротивлением, указанным в табл.23, а на деревянных опорах должны быть выполнены шунтирующие спуск, соединяющие заземлители с арматурой крепления изоляторов. При этом расстояние между ЗА и трансформатором должно быть не менее 10м.

13). Защита тросовыми молниеотводами подходов ВЛ-6-20 кВ к РУ (ПС) не требуется, металлические (железобетонные) опоры подхода на длине 200м должны иметь сопротивления заземления не более приведенных в табл. 23.

14). На первой опоре подхода со стороны линии к РУ (ПС) ВЛ 6 кВ и выше, выполненных на деревянных опорах, должен быть установлен комплект вентильных разрядников или искровых прмежутков (ИП). Сопротивления заземления ВР или ИП должно быть вдвое меньше величин, приведенных в табл. 23. Габаритные размеры ИП выполняются согласно ПУЭ.

В случае присоединения ВЛ 6-20 кВ к ПС при помощи кабельной вставки в месте присоединения кабеля к ВЛ должен быть установлен комплект вентильных разрядников (ОПН). Заземляющие спуски разрядников должны быть кратчайшим путем соединены с металлическими оболочками кабеля и муфты и присоединены к заземлителю отдельным спуском. При этом установки комплекта ВР или ИП в начале подхода ВЛ на расстоянии 200м от ПС не требуется

15). На ВЛ, работающих на пониженном относительно класса изоляции напряжении, на первой и второй опорах подхода со стороны линии часть изоляторов должна быть зашунтирована. Количество изоляторов в гирляндах, оставшихся незашунтированными, должно соответствовать рабочему напряжению.

16). На ВЛ 35-110 кВ, которые имеют защиту тросом не по всей длине и в грозовой сезон могут быть длительно отключены с одной стороны, как правило, следует устанавливать комплект искровых промежутков на входных порталах либо на первой опоре от подстанции или вынесенного на линию разъединителя того конца ВЛ, который может быть отключен. При наличии на отключенном конце ВЛ трансформаторов напряжения вместо ИП должны быть установлены вентильные разрядники или ОПН.

Расстояние от ИП или ВР (ОПН) до отключенного аппарата (трансформатора напряжения) должно быть не более 60м для ВЛ 110 кВ и не более 40м для ВЛ 35 кВ.

17). Для защиты переключательных пунктов 6-10 кВ должно быть установлено по одному комплекту искровых промежутков на концевых опорах каждой питающей ВЛ с деревянными опорами. При этом заземляющие спуски ИП следует присоединять к заземляющему устройству переключательного пункта.

18). Защита вращающихся электрических машин, подключенных к РУ с воздушными линиями, от грозовых перенапряжений должна выполнятся в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок.

§3. Средства защиты от грозовых перенапряжений распределительных устройств станций и подстанций. Выбор системы молниеотводов для защиты РУ и ПС от прямых ударов молнии. Зоны защиты молниеотводов

13. РУ и ПС должны быть защищены от прямых ударов молнии стержневыми и тросовыми молниеотводами в соответствии с ПУЭ.

14. Пространство в окрестности молниеотвода заданной геометрии, отличающееся тем, что вероятность удара молнии в объект, целиком расположенный в его объеме, не превышает заданной величины (вероятность прорыва Pпр) называется зоной защиты молниеотвода. Наименьшую надежность защиты объект будет иметь, если он своими выступающими частями касается границы зоны защиты. При размещении объекта в глубине зоны защиты надежность защиты повышается.

15. Уровень защиты объекта от прямых ударов молнии характеризует надежность защиты (Pз) и выражается через вероятность прорыва молнии в зону защиты молниеотвода: Pз=1–Рпр.

В Таблице 10 приведены уровни защиты от прямых ударов молнии для зданий и сооружений ПС в соответствии с действующими нормативами в Кыргызской Республике по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций.

Таблица 10. Уровни защиты от прямых ударов молнии

Уровень защиты

Надежность молниезащиты Рз

I

0,999

II

0,99

III

0,9

16. Выбор системы молниеотводов (тип, размеры и их расстановка) должен обеспечить необходимую зону защиты объектов ПС от прямых ударов молнии с требуемой надежностью.

Объект считается защищенным, если совокупность всех молниеотводов обеспечивает надежность защиты от прорывов молнии не менее Pз. Ниже приводятся зоны защиты простейших молниеотводов стержневых и тросовых для надежностей защиты равных Pз = 0,9; 0,99 и 0,999

17. Грозозащита распределительных устройств станций и подстанций выполняется с целью предотвращения повреждений оборудования, зданий и сооружений при прямых ударах молнии и защиты оборудования от волн перенапряжений, набегающих по воздушным линиям электропередачи.

18. Защита от прямых ударов молнии оборудования, а также зданий и сооружений повышенной взрывоопасности на территории РУ осуществляется стержневыми молниеотводами. Для защиты воздушных перемычек –токопроводов между отдельными частями РУ могут применяться тросовые молниеотводы, а для защиты зданий и сооружений – молниезащитные сетки и металлические кровли.

Правила применения молниеотводов в распредустройствах станций и подстанций изложены в §§ 3, 4, 5, 7.

19. Эффективность применения молниеотводов характеризуется надежностью защиты оборудования и сооружений от прямых ударов молнии. Пространство вблизи молниеотводов, внутри которого обеспечивается надежность защиты определенного уровня, ограниченное конической поверхностью, габариты которой характеризуются эффективной высотой h0 и радиусом защиты на уровне поверхности земли r0 для одиночного молниеотвода и , соответственно hс, rc – для системы молниеотводов, называется зоной защиты заданного уровня. В практике молниезащиты электроустановок нормируется два типа зон защиты. Зона защиты типа А обладает надежностью не ниже 0,995 и применяется для обеспечения защиты объектов повышенной взрыво- и пожароопасности, а также элементов токопроводов и аппаратов напряжением 750 кВ и выше. Зона защиты типа Б обладает надежностью не ниже 0,95 и применяется для обеспечения защиты других объектов на территориях распределительных устройств электроустановок.

Графическое изображение зон защиты одиночного и двойного стержневого молниеотводов дано на рисунках 10 и 12. Два молниеотвода рассматриваются как система двойного молниеотвода при расстояниях между молниеотводами в пределах до 4h для зоны А и 6h для зоны Б исходя из высоты меньшего молниеотвода. Три и более стержневых молниеотвода рассматриваются как система многократного молниеотвода, если для всех соседних пар молниеотводов имеется общее пространство с rc > 0, в противном случае эти молниеотводы рассматриваются как двойные или одиночные. Зона защиты многократного молниеотвода находится объединением зон защиты попарно взятых соседних молниеотводов. Обобщенные расчетные формулы для габаритоопределяющих параметров зон защиты молниеотводов приведены в 13, а в таблице 14 даны формулы для расчета очертания зон защиты молниеотводов на различных уровнях hx , а также некоторые формулы для определения высоты молниеотвода при заданной высоте защищаемого объект hx и его положения относительно молниеотвода rx. В таблицах 11-15 и 12-16 приведены по отдельности формулы для расчета зон защиты одиночного и двойного стержневого, а также одиночного и двойного тросового молниеотводов для требуемых уровней надежности.

20. Защита от перекрытий изол яции при ударах молнии в молниеотводы осуществляется координацией размеров промежутков по воздуху и в земле между молниеотводом и защищаемыми объектами РУ с допустимыми уровнями перенапряжений для изоляции оборудования. Снижение уровней перенапряжений обеспечивается устройством заземлителей с низким сопротивлением заземления и применением защитных аппаратов (разрядников, ОПН).

При разработке требований по защите от перекрытий изоляции при ударах молнии в молниеотводы для условий Кыргызстана за основу принят уровень надежности, соответствующий требованиям к аналогичной защите ПУЭ в равнинных условиях.

21. Стандартной зоной защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h является круговой конус высотой h0 < h, вершина которого находится на оси молниеотвода (рисунок 10). Габариты зоны определяются двумя параметрами: высотой конуса h0 и радиусом конуса на уровне земли r0.

Для зоны защиты требуемой надежности (рисунок 10) радиус горизонтального сечения rх на высоте hх определяется по формуле: rх = (r0 ∙( h0 - hх))/ h0 (1)

Рисунок 10. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода 1 - горизонтальное сечение зоны защиты на высоте hх; 2 - то же на уровне земли

В Таблице 11 приведены формулы для расчета параметров h0 , r0 одиночного стержневого молниеотвода в зависимости от требуемой надежности защиты Рз и высоты молниеотвода высотой до 150 м. При более высоких молниеотводах следует пользоваться специальной методикой расчета. Таблица 11. Расчет зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода

Надеж-ность защиты Рз

Высота молниеотвода h, м

Высота конуса h0, м

Радиус конуса r0, м

0,9

от 0 до 100

0,85∙ h

от 100 до 150

0,85∙ h

0,99

от 0 до 30

0,8∙ h

от 30 до 100

0,8∙ h

[0,8-1,43·10-3 ·(h-30)]·h

от 100 до 150

[0,8-10-3 ·(h-100)]·h

0,7·h

0,999

от 0 до 30

0,7·h

0,6·h

от 30 до 100

[0,7-7,14·10-4 ·(h-30)]·h

[0,6-1,43·10-3·(h-30)]·h

от 100 до 150

[0,65-10-3·(h-100)]·h

[0,5-2·10-3·(h-100)]·h

22. Стандартные зоны защиты одиночного тросового молниеотвода высотой h ограничены симметричными двускатными поверхностями, образующими в вертикальном сечении равнобедренный треугольник с вершиной на высоте

h0 < h и основанием на уровне земли 2r0 (рисунок 11).

Рисунок 11. Зона защиты одиночного тросового молниеотвода 1 - горизонтальное сечение зоны защиты на высоте hх; 2 - то же на уровне земли

В Таблице 12 приведены формулы для расчета параметров h0 , r0 одиночного тросового молниеотвода в зависимости от надежности защиты Рз и высоты молниеотвода h0 для молниеотводов высотой до 150 м.

Таблица 12. Расчет зоны защиты одиночного тросового молниеотвода

Надеж-ность защиты Рз

Высота молние-отвода h, м

Высота конуса h0, м

Радиус конуса r0, м

0,9

от 0 до 150

0,85∙ h

1,5∙ h

0,99

от 0 до 30

0,8∙ h

0,95∙ h

от 30 до 100

0,8∙ h

[0,95-7,14·10-4 ·(h-30)]·h

от 100 до 150

0,8∙ h

[0,9-10-3 ·(h-100)]·h

0,999

от 0 до 30

0,75∙ h

0,7∙ h

от 30 до 100

[0,75-4,28·10-4 ·(h-30)]·h

[0,7-1,43·10-3 ·(h-30)]·h

от 100 до 150

[0,72-10-3 ·(h-100)]·h

[0,6-10-3 ·(h-100)]·h

23. При большей высоте следует пользоваться специальным программным обеспечением. Здесь и далее под h понимается минимальная высота троса над уровнем земли (с учетом провеса).

Полуширина rх зоны защиты требуемой надежности (рисунок 11) на высоте hх от поверхности земли определяется выражением: rх = (r0 ∙( h0 - hх))/ h0 (2)

24. При необходимости расширить защищаемый объем к торцам зоны защиты собственно тросового молниеотвода могут добавляться зоны защиты несущих опор, которые рассчитываются по формулам одиночных стержневых молниеотводов, представленным в Таблице 11. В случае больших провесов тросов, например, у воздушных линий электропередачи, рекомендуется рассчитывать обеспечиваемую вероятность прорыва молнии программными методами, поскольку построение зон защиты по минимальной высоте троса в пролете может привести к неоправданным запасам.

25. Молниеотвод считается двойным, когда расстояние между стержневыми молниеприемниками L не превышает предельного значения Lмах. В противном случае оба молниеотвода рассматриваются как одиночные. Конфигурация вертикальных и горизонтальных сечений стандартных зон защиты двойного стержневого молниеотвода (высотой h и расстоянием L между молниеотводами) представлена на рисунке 12.

Построение внешних областей зон двойного молниеотвода (полуконусов с габаритами h0 , r0) производится по формулам Таблицы 14 для одиночных стержневых молниеотводов. Размеры внутренних областей определяются параметрами h0 и hс, первый из которых задает максимальную высоту зоны непосредственно у молниеотводов, а второй - минимальную высоту зоны по середине между молниеотводами. При расстоянии между молниеотводами L ≤ Lс граница зоны не имеет прогиб (hс = h0). Для расстояний Lс ≤ L ≤ Lмах высота hс определяется по выражению hс = [(Lмах – L)/(Lмах – Lс)]∙ h0 (3)

Входящие в него предельные расстояния Lмах и Lс вычисляются по эмпирическим формулам Таблицы 15, пригодным для молниеотводов высотой до 150 м. При большей высоте молниеотводов следует пользоваться специальным программным обеспечением.

26. Размеры горизонтальных сечений зоны вычисляются по следующим формулам, общим для всех уровней надежности защиты:

- максимальная полуширина зоны rх в горизонтальном сечении на высоте hх:

rх = r0(h0 – hх)/ h0 (4)

- длина горизонтального сечения Ɩх на высоте hх ≥hс

Ɩх = [L(h0 – hх)]/[2∙(h0 – hс)] , (5)

причем при hх < hс, Ɩх = L/2;

- ширина горизонтального сечения в центре между молниеотводами 2rсх на высоте hх ≤ hс

rсх = r0(hс – hх)/ hс , (6)

где все размеры в м; h0 и r0 определяются по высоте молниеотводов h по Таблице 12, hс – по формуле 3, hх задается.

Рисунок 12. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода 1 - горизонтальное сечение зоны защиты на высоте hх1; 2 - то же на высоте hх2; 3 - то же на уровне земли

Длина горизонтального сечения зоны защиты на высоте hх определяется по формулам: Ɩх = L/2 , при hс ³ hх; (7)

Ɩх = [L(h0 – hх)]/[2∙(h0 – hс)] , при 0<hc<hx (8)

27. Для расширения защищаемого объема на зону двойного тросового молниеотвода может быть наложена зона защиты опор, несущих тросы, которая строится как зона двойного стержневого молниеотвода, если расстояние L между опорами меньше Lмах, вычисленного по формулам табл. 15. В противном случае опоры рассматриваются как одиночные стержневые молниеотводы.

№ п/п

Тип зоны защи-ты

Габаритоопределяющие параметры

Характеристика

шифр

h0

r0

L

hc

r0

1.

Стержневой одиночный h ≤ 150 м

С1а

А Б

0,85 h 0,92 h

(1,075-1,5∙10-3h)h 1,5h

- -

- -

- -

2.

Стержневой одиночный 150 ≤h ≤ 600 м

С1б

А Б

[0,85h-1,9∙10-3 (h-150)] h [0,92h-1,9∙10-3 (h-150)] h

[0,85-1,9∙10-3(h-150)h

225 м

-

-

-

-

-

-

3.

Стержневой двойной h ≤ 150 м h1 = h2 = h

С2а

А

Б

0,85 h 0,85 h 0,85 h 0,92 h 0,92 h

(1,075-1,5∙10-3h)h (1,075-1,5∙10-3h)h (1,075-1,5∙10-3h)h 1,5h 1,5h

L≤ h h≤L≤ 2h 2h<L≤2h L≤ h h<L≤ 6h

h0 h0-(0,17+3∙10-4 h)(L- h) hc-(0,17+3∙10-4 h)(L- h) h0 h0 -0,14(L- h)

r0 r0 r0[1-0,2(L-h)/h r0 r0

4.

Стержневой двойной h ≤ 150 м h1 ≠ h2

С2б

А,Б

Значения h01, r01, h02, r02, hс1, rс1, hс2, rс2 определяются для каждого молниеотвода по формулам п.3 при соответствующих значениях L

(hc1 + hc2)/2

(rc1 + rc2)/2

5.

Стержневой многократный, h ≤ 150 м

С3

А,Б

Значения параметров определяются для каждой пары соседних молниеотводов по формулам п.п.3 и 4.

6.

Тросовой одиночный h ≤ 150 м

Т1

А Б

0,85 h 0,92 h

(1,35-2,5∙10-3h)h 1,7h

- -

- -

- -

7.

Тросовой двойной h ≤ 150 м h1 = h2 = h

Т2а

А

Б

0,85 h 0,85 h 0,85 h 0,92 h 0,92 h

(1,35-2,5∙10-3h)h (1,35-2,5∙10-3h)h (1,35-2,5∙10-3h)h 1,5h 1,5h

L≤ h h≤L≤ 2h 2h<L≤2h L≤ h h<L≤ 6h

h0 h0-(0,14+5∙10-4 h)(L- h) h0-(0,14+5∙10-4 h)(L- h) hc h0 -0,12(L-h)

r0 r0 r0[1-0,2(L-2h)/h r0 r0

8.

Тросовой двойной h ≤ 150 м h1 ≠ h2

Т2б

А,Б

Значения h01, r01, h02, r02, hс1, rс1, hс2, rс2 определяются для каждого молниеотвода по формулам п.7 при соответствующих значениях L

(hc1 + hc2)/2

(rc1 + rc2)/2

Таблица 13. Расчетные формулы для определения габаритоопределяющих параметров зон защиты молниеотводов

Таблица 14. Расчетные формулы для радиусов зон защиты и высоты молниеотводов

№ п/п

Наименование параметра

Расчетные формулы

1.

Радиус зоны защиты одиночных стержневого и тросового и внешней части двойных и стержневого и тросового молниеотводов

rх = r0 ∙( 1 - hх/ h0)

2.

Радиус зоны защиты в центральном сечении внутренней части зоны двойного молниеотвода и торцевой части двойного торцевого молниеотвода

rсх = r0 ∙( 1 - hх/ hс)

3.

Радиусы зон защиты для внутренней части зоны двойного молниеотвода в промежутке между молниеотводом (координата 1 = 0) и внутренней торцевой части двойного тросового молниеотвода

r"х = rх - [2l(rх - rсх / hс)

4.

Радиус зоны защиты для внутренней части зоны двойного торцевого молниеотвода

r'х = (L/2-[(h0-hх)/( h0-hс)]

5.

Высота одиночного стержневого молниеотвода для зоны типа Б

h = (rх +1,63 hх)/1,5

6.

Высота подвески одиночного тросового молниеотвода для зоны типа Б

h = (rх +1,85 hх)/1,7

7.

Высота крепления троса на опоре h при длине тросового пролета ɑ

hоп = h +2, при ɑ< 120 м hоп=h+3, при 120< ɑ< 150 м

Таблица 15. Расчет параметров зоны защиты двойного стержневого молниеотвода

Надеж-ность защиты Рз

Высота молние-отвода h, м

Lmax, м

Lс, м

0,9

от 0 до 30

5,75∙h

2,5∙h

от 30 до 100

[5,75-3,57∙10-3 ·(h-30)]·h

2,5∙h

от 100 до 150

5,5∙h

2,5∙h

0,99

от 0 до 30

4,75∙h

2,25∙h

от 30 до 100

[4,75-3,57∙10-3 ·(h-30)]·h

[2,25-0,0107·(h-30)]·h

от 100 до 150

4,5∙h

1,5∙h

0,999

от 0 до 30

4,25∙h

2,25∙h

от 30 до 100

[4,25- 3,57∙10-3·(h-30)]·h

[2,25-0,0107·(h-30)]·h

от 100 до 150

4,0∙h

1,5∙h

Рисунок 13. Зона защиты двойного тросового молниеотвода 1 - горизонтальное сечение зоны защиты на высоте hx1; 2 - то же на высоте hx2; 3 - то же на уровне земли Таблица 16. Расчет параметров зоны зашиты двойного тросового молниеотвода

Надеж-ность защиты Рз

Высота молние-отвода h, м

Lмах, м

Lс, м

0,9

от 0 до 150

6,0∙h

3,0∙h

0,99

от 0 до 30

5,0∙h

2,5∙h

от 30 до 100

5,0∙h

[2,5-7,14∙10-3 ·(h-30)]·h

от 100 до 150

[5,0-5∙10-3 ·(h-100)]·h

[2,0-5∙10-3 ·(h-100)]·h

0,999

от 0 до 30

4,75∙h

2,25∙h

от 30 до 100

[4,75-3,57∙10-3 ·(h-30)]·h

[2,25-3,57∙10-3 ·(h-30)]·h

от 100 до 150

[4,5-5∙10-3 ·(h-100)]·h

[2,0-5∙10-3 ·(h-100)]·h

28. При размещении тросов непараллельно или на разных высотах, либо их высота изменяется по длине пролета, для оценки надежности их защиты следует воспользоваться специальным программным обеспечением. Так же рекомендуется поступать при больших провесах тросов в пролете, чтобы избежать излишних запасов по надежности защиты.

29. Основными средствами защиты оборудования РУ (ПС) от волн перенапряжений, набегающих по воздушным линиям электропередачи, являются защитные аппараты ЗА: вентильные разрядники ВР и ограничители перенапряжений ОПН. По своим характеристикам вентильные разрядники согласно ГОСТ 16357-70* делятся на три группы: I группа –разрядники типа РВГД с улучшенными характеристиками; II группа – разрядники типа РВМГ; III группа – разрядники типа РВС. Предпочтительнее перевод защиты от перенапряжений на ограничители перенапряжений ОПН, отличающихся высокой стабильностью характеристик и обеспечивающих небольшие изменения остающегося на ОПН напряжения в широком диапазоне импульсных токов, проходящих через защитный аппарат, что и делается при сооружении новых РУ и ПС.

30. Подвеска грозозащитных тросов на подходе к РУ и ПС относится к числу дополнительных мер защиты от волн перенапряжений, набегающих по ВЛ, особенно в случае отсутствия троса по всей длине ВЛ. Применение грозозащитных тросов на подходах ВЛ к РУ и ПС обеспечивает снижение амплитуды и крутизны фронта волн перенапряжений, воздействующих на подстанционное оборудование. Снижение амплитуды волн перенапряжений способствует также уменьшение сопротивления заземления опор ВЛ. На ВЛ 6-20 кВ с деревянными опорами при защите подходов, при наличии на подходе отключенного линейного разъединителя, применяют вентильные и трубчатый разрядники и искровые промежутки. Искровые промежутки ИП используют и на ВЛ с СИП 10-35 кВ на ж/б опорах.

В схемах грозозащиты вращающихся машин широко используются защитные емкости ЗЕ и защитные индуктивности ЗИ.

31. Совокупность применяемых основных и дополнительных средств защиты должна обеспечивать достаточную надежность работы подстанционного оборудования при воздействии грозовых волн перенапряжений, набегающих по ВЛ. Определенные на основании опыта эксплуатации и рекомендуемые показатели надежности грозозащиты – число лет безаварийной работы наиболее ценного оборудования (силовые трансформаторы, автотрансформаторы, реакторы) приведены в таблице 17.

Таблица 17. Рекомендуемые показатели надежности молниезащиты оборудования от набегающих грозовых волн

Класс напряжения, Uн, кВ

35

110

220

500

Надежность грозозащиты, лет

200-300

300-400

400-600

800-1000

На практике используются типовые решения схем грозозащиты РУ (ПС), разработанные на основе специальных расчетов и методик разработанных ВРНИИ электроэнергетики «Расчет надежности грозозащиты подстанций от набегающих волн и расчет длины опасной зоны на подходе к ПС». §4. Защита от прямых ударов молнии ОРУ ПС

32. Защита всех ОРУ и ПС 110 – 500 кВ от прямых ударов молнии должна быть выполнена с соблюдением требований п.11 настоящих Правил отдельно стоящими или установленными на конструкциях стержневыми молниеотводами, в соответствии с ПУЭ.

33.При установке молниеотвода на трансформаторных порталах и конструкциях ОРУ, удаленных от трансформаторов по магистралям заземления на расстояние менее 15м с учетом требований п.32, на всех вводах обмоток 3-35 кВ трансформаторов на расстоянии не более 5м от них по ошиновке, включая ответвления к разрядникам (ОПН), должны быть установлены разрядники (ОПН).

34. При установке молниеотвода на конструкциях ОРУ 110 кВ следует предусмотреть меры по предотвращению обратных перекрытий. Для снижения числа обратных перекрытий на ОРУ необходимо проводить снижение сопротивления заземления молниеотвода путем увеличения числа подсоединенных к нему магистралей заземляющего контура и установки дополнительных вертикальных электродов.

С повышением класса напряжения ОРУ вероятность обратных перекрытий снижается, поэтому при напряжении 220 кВ и выше при эквивалентном удельном сопротивлении грунта до 1000 Ом·м обратные перекрытия можно не учитывать.

35. На конструкциях ОРУ 110 кВ и выше стержневые молниеотводы могут устанавливаться при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон:

– до 1000 Ом·м – независимо от площади заземляющего устройства ПС;

– более 1000 до 2000 Ом·м – при площади заземляющего устройства ПС

10 000 м2 и более. При таких размерах контура ПС обеспечивается сопротивление молниеотвода, позволяющее при расчетных токах молнии снизить напряжение на заземлителе до величины, исключающей обратные перекрытия. От стоек конструкций ОРУ 110 кВ и выше с молниеотводами должно быть обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземления не менее чем в двух направлениях, с углом не менее 90° между соседними. Кроме того, должно быть установлено не менее одного вертикального электрода длиной 3 – 5 м на каждом направлении, на расстоянии не менее длины электрода от места присоединения к магистрали заземления стойки с молниеотводом.

36. Если зоны защиты стержневых молниеотводов не закрывают всю территорию ОРУ, следует дополнительно использовать тросовые молниеотводы, расположенные над ошиновкой.

37. Защиту от прямых ударов молнии ОРУ, на конструкциях которых установка молниеотводов не допускается или нецелесообразна по конструктивным соображениям, следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не более 40 Ом при импульсном токе 60 кА.

38. При установке отдельно стоящих молниеотводов должны соблюдаться следующие требования:

- для молниеотвода с обособленным заземлителем расстояние Sз, м между обособленным заземлителем отдельно стоящего молниеотвода и ближайшей к нему точкой заземляющего контура ПС, ЗРУ, зданий и сооружений должно быть равным

Sз > 0,2×Rи, (но не менее 3 м согласно п.п. 10 п.11 настоящих Правил), где Rи – импульсное сопротивление заземления, Ом, отдельно стоящего молниеотвода. Расстояние по воздуху Sво, м, от отдельно стоящего молниеотвода с обособленным заземлителем до токоведущих частей, заземленных конструкций и оборудования ОРУ ПС, а также до ЗРУ, зданий и сооружений, должно составлять: Sво > 0,12×Rи+0,1×H, (но не менее 4 м согласно п.п. 10 п.11 настоящих Правил), где H – высота рассматриваемой точки на токоведущей части, оборудовании или зданий над уровнем земли, м.

39. Заземлители отдельно стоящих молниеотводов в ОРУ могут быть присоединены к заземляющему устройству ОРУ (ПС) при соблюдении указанных в п.п. 32-38 условий установки молниеотводов на конструкциях ОРУ. Место присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземляющему устройству ПС должно быть удалено по магистралям заземления на расстояние не менее 15 м от места присоединения к нему трансформатора (реактора). Для молниеотводов, установленных на трансформаторных порталах, порталах шунтирующих реакторов и конструкциях ОРУ 220-500 кВ, удаленных от трансформаторов и реакторов на расстояние менее 15м по магистралям заземления, а также для всех молниеотводов, установленных на конструкциях ОРУ 110 кВ, должно быть обеспечено стекание молнии по магистралям заземления не менее, чем в трех направлениях с углом не менее 90° между ними.

В грунтах с повышенным удельным сопротивлением соединение заземлителя отдельно стоящего молниеотвода с контуром подстанции не допускается.

40. Заземлители молниеотводов, установленных на прожекторных мачтах, должны быть присоединены к заземляющему устройству ПС. В случае несоблюдения условий, указанных в п. 11, 32, дополнительно к общим требованиям присоединения заземлителей отдельно стоящих молниеотводов должны быть соблюдены следующие требования:

- в радиусе 5 м от молниеотвода следует установить три вертикальных электрода длиной 3 – 5 м;

- если расстояние по магистрали заземления от места присоединения заземлителя молниеотвода к заземляющему устройству до места присоединения к нему трансформатора (реактора) превышает 15 м, но менее 40 м, то на выводах обмоток напряжением до 35 кВ трансформатора должны быть установлены ОПН.

Расстояние по воздуху от отдельно стоящего молниеотвода, заземлитель которого соединен с заземляющим устройством ОРУ ПС, до токоведущих частей должно составлять: Sвс > 0,1×H+m, где H – высота токоведущих частей над уровнем земли, м; m – длина гирлянды изоляторов, м.

41. Для снижения грозовых перенапряжений на трансформаторах место присоединения конструкции со стержневым или тросовым молниеотводом к заземляющему устройству ПС должно быть расположено на расстоянии не менее 15 м по магистралям заземления от места присоединения к нему трансформаторов (реакторов).

Присоединение молниеотводов к магистралям заземления ПС на расстоянии менее 15 м от силовых трансформаторов допускается при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон не более 350 Ом·м и при соблюдении следующих условий:

- для трансформаторов, имеющих обмотки 6 – 35 кВ, непосредственно на всех выводах этих обмоток или на расстоянии не более 5 м от них по ошиновке должны быть установлены ОПН 6 – 35 кВ;

- должно быть обеспечено растекание тока молнии от стойки конструкции с молниеотводом по трем-четырем направлениям с углом не менее 90° между ними;

- на каждом направлении, на расстоянии не менее длины электрода от места присоединения магистрали заземления стойки с молниеотводом, должно быть установлено не менее по одному вертикальному электроду длиной 3-5м.

- заземляющие проводники ОПН и силовых трансформаторов рекомендуется присоединять к заземляющему устройству ПС поблизости один от другого или выполнять их так, чтобы место присоединения ОПН к заземляющему устройству находилось между точками присоединения заземляющих проводников портала и трансформатора;

- Заземляющие проводники измерительных трансформаторов тока необходимо присоединить к заземляющему устройству РУ в наиболее удаленных от заземления ОПН местах.

42. При использовании прожекторных мачт в качестве молниеотводов, электропроводку к ним на участке от точки выхода из кабельного сооружения до мачты и далее по ней следует выполнять кабелями с металлической оболочкой либо кабелями без металлической оболочки в трубах. Около конструкции с молниеотводами эти кабели должны быть проложены непосредственно в земле на протяжении не менее 10 м.

В месте ввода кабелей в кабельные сооружения металлическая оболочка кабелей, броня и металлическая труба должны быть соединены с заземляющим устройством ПС.

43. Грозозащитные тросы ВЛ 110 кВ и выше, как правило, следует присоединять к заземленным конструкциям ОРУ ПС.

44. Порядок защиты неиспользуемых обмоток силовых трансформаторов осуществляются в соответствии с п.п. 8 п.12 настоящих Правил.

45. Кабельные вставки 110 – 220 кВ должны быть защищены с обеих сторон ОПН. Отказ от установки ОПН хотя бы с одной стороны кабельной вставки должен быть обоснован.

§5. Защита от прямых ударов молнии ЗРУ ПС

46. Основные рекомендации по защите от прямых ударов молнии ЗРУ ПС должны соответствовать ПУЭ и настоящей инструкции

47. Здания ЗРУ и ПС следует защищать от прямых ударов молнии в районах с числом грозовых часов в году более 20.

Рекомендуется выполнять молниезащиту зданий закрытых распределительных устройств ЗРУ ПС и зданий с устройствами релейной защиты и автоматики по требованиям не ниже II уровня молниезащиты.

48. Молниезащита ЗРУ ПС может выполняться:

- установкой стержневых молниеотводов на защищаемом здании;

- заземлением металлического покрытия кровли.

49. Защиту зданий ЗРУ ПС, имеющих металлические покрытия кровли или кровли из железобетона, следует выполнять соответственно заземлением этих покрытий или арматуры. При этом арматуру железобетонных элементов кровли необходимо соединить между собой.

При использовании в качестве молниеприемника стальной арматуры железобетонных плит кровли возможно щепление бетона. Этот способ молниезащиты зданий не рекомендуется в районах с высокой интенсивностью грозовой деятельности (30 грозочасов в год и более).

50. Защиту зданий ЗРУ ПС с крышами, покрытия которых выполнены из непроводящих материалов или из железобетона, не имеющего надежного соединения арматуры отдельных элементов, следует выполнять стержневыми молниеотводами, либо укладкой молниеприемной сетки непосредственно на крыше зданий.

При установке стержневых молниеотводов на защищаемом здании от каждого молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов по противоположным сторонам здания.

51. Молниеприемная сетка должна быть выполнена из стальной проволоки диаметром 6 ÷ 8 мм и уложена на кровлю непосредственно или под слой негорючего утеплителя или гидроизоляции. Сетка должна иметь ячейки площадью не более 150 м2 (например, ячейка 12×12 м). Узлы сетки должны быть соединены сваркой. Токоотводы, соединяющие молниеприемную сетку с заземляющим устройством, должны быть проложены не реже чем через каждые 25 м по периметру здания.

В дополнение к сетке по внешнему периметру здания рекомендуется устанавливать металлическое заземленное ограждение высотой 1 ÷ 1,5 м. Сетка и ограждение должны соединяться по токоотводам с контуром заземления.

52. В качестве токоотводов следует использовать металлические и железобетонные (при наличии хотя бы части ненапряженной арматуры) конструкции здания. При этом должна быть обеспечена непрерывная электрическая связь между молниеприемником и заземлителем. Металлические элементы здания (трубы, вентиляционные устройства и пр.) следует соединять с металлической кровлей или молниеприемной сеткой.

53. Все выступающие над металлической кровлей или сеткой металлические элементы здания (трубы, вентиляционные устройства и пр.) следует соединять с металлической кровлей или молниеприемной сеткой. Конструктивные элементы на крыше высотой 1 м и более, в которые не допустим удар молнии, должны входить в зону защиты молниеотводов, естественных или специально установленных и металлически связанных с металлической кровлей или сеткой.

54. Для предотвращения нежелательной разности потенциалов между различными металлическими элементами здания (трубы, вентиляционные устройства, токоотводы (заземляющие спуски и пр.), они должны быть соединены между собой.

55. При грозовом разряде в крышу ЗРУ или установленные на нем молниеотводы, токоотводы (заземляющие спуски) и токопроводящие элементы здания могут приобрести высокие потенциалы.

Для предотвращения обратных перекрытий с заземляющих спусков и металлических конструкций здания на токоведущие части наружных вводов (как для плохо, так и для хорошо экранированных зданий) токоотводы следует устанавливать на расстоянии не менее 10 м от проходных изоляторов. Также должны быть приняты меры по уменьшению сопротивления заземляющего контура здания. При вводе ВЛ в ЗРУ через проходные изоляторы, расположенные на расстоянии менее 10 м от токоотводов и других связанных с ним токопроводящих частей, указанные вводы должны быть защищены ОПН.

56. При установке средств молниезащиты на плохо экранированном здании (стены и крыша из плохо проводящего материала: кирпич, дерево, шифер и пр.) возможны обратные перекрытия внутри здания на токоведущие части с токоотводов и контуров заземления. В этом случае необходимо улучшить экранирование здания с помощью более частого выполнения спусков от молниеприемников (через 10 м и менее). На крыше и у основания здания токоотводы следует объединить между собой. При расположении токоотводов на расстоянии не более 10 м от электрооборудования, находящегося в здании, необходимо произвести улучшение заземления токоотводов с помощью установки у каждого дополнительно 1 ÷ 2 вертикальных электрода длиною 3 ÷ 5 м. Если на расстоянии менее 15 м от токоотвода расположен силовой трансформатор, имеющий обмотки 6 ÷ 35 кВ, то на выводах этих обмоток не далее 5 м по ошиновке следует установить ОПН.

57. При установке средств молниезащиты на хорошо экранированном здании пути прохождения токоотводов от молниеотводов и выполнение их заземления не зависят от места установки электрооборудования внутри здания.

58. Для предотвращения обратных перекрытий с токоотводов на электрооборудование, расположенное вне здания, должны проводиться те же мероприятия, как для отдельно стоящих и установленных на порталах ОРУ молниеотводов (см. п. 55).

59. В качестве заземления молниезащиты зданий следует использовать контур его рабочего заземления. При молниезащите здания рекомендуется в дополнение к естественному заземлителю выполнить контур заземления, опоясывающий здание по его внешнему периметру. Контур укладывается на глубине 0,5 м не ближе 1 м от стен здания. Шаг соединения контура с закладными деталями железобетонного фундамента равен шагу присоединения токоотводов к контуру.

Суммарное сопротивление заземления зданий не должно превышать 10 Ом без учета эффекта вводимых в здание подземных коммуникаций. При удельном сопротивлении заземления грунта ρ более 500 Ом·м допускается увеличение сопротивления заземления согласно выражению: Rз.имп = 10 + 0,0022(ρ - 500), Ом, но не более 20 Ом. Когда эквивалентное удельное сопротивление грунта в месте размещения защищаемого объекта превышает 2500 Ом·м, возможно предусмотреть меры по его снижению по трассе контура заземления, опоясывающего объект, (например, частичной подсыпкой грунта высокой проводимости).

60. Для расположенных на территории ПС электролизных зданий, помещений для хранения баллонов с водородом и установок с ресиверами водорода молниеприемная сетка должна иметь ячейки площадью не более 36 м2 (например, 6×6 м).

§6. Защита ОРУ и ПС

61. Электрооборудование РУ и ПС должно быть защищено от набегающих с ВЛ грозовых волн и перенапряжений, возникающих при коммутациях участков сети в соответствии с п.12 и §§ 6 и 7 настоящих Правил.

62. Защита от набегающих с ВЛ грозовых волн должна осуществляться:

- установкой вентильных разрядников или ОПН на расстоянии до электрооборудования, обеспечивающем уровень защиты изоляции, соответствующий ГОСТ 1516.3;

- применением тросовой защиты подходов;

- установкой в линейной ячейке комплекта ОПН.

Выбор защитных аппаратов их количества и места установки производится в соответствии с п.12 п.п. 2, 6, 7, 10, 11 и п. 65-69 настоящих Правил.

63. Оборудования РУ и ПС от набегающих грозовых волн и перенапряжений при плановых и аварийных коммутациях участков сети (ВЛ, трансформаторов, автотрансформаторов, ШР, работе АВР, отключении системы шин разъединителями) должны быть защищены установкой ОПН с расчетом уменьшения перенапряжений до величины, нормированной для электрооборудования ГОСТ 1516.3.

64. Для ограничения перенапряжения при коммутациях ШР помимо ОПН рекомендуется применять элегазовые выключатели, и устройства синхронизации на выключателе, что позволяет практически исключить перенапряжения при коммутации выключателем ШР, повышает надежность работы и срок службы ШР.

65. ОПН в ОРУ и ПС устанавливается:

- на трансформаторе, автотрансформаторе или ШР – для защиты от коммутационных перенапряжений при их включении или отключении, и от грозовых перенапряжений;

- на шинах ОРУ для защиты электрооборудования от набегающих с ВЛ грозовых перенапряжений.

ОПН может быть установлен на ВЛ за линейным выключателем для защиты электрооборудования, подключаемого к ВЛ от коммутационных перенапряжений и набегающих с ВЛ волн грозовых перенапряжений.

66. ОПН должны быть установлены без коммутационных аппаратов при присоединении к линии, шинам ОРУ или автотрансформаторам (трансформаторам) или ШР. Спуск от ошиновки к ограничителю следует выполнять теми же проводами, что и для остального электрооборудования ОРУ. Заземление ограничителя осуществляется присоединением его к заземляющему устройству ОРУ, ПС. Необходимо выполнять связь заземления защищаемого оборудования и ОПН по кратчайшему расстоянию.

67. Параметры ОПН, устанавливаемых в ОРУ и ПС, должны соответствовать ГОСТ Р 52725 и МЭК 60099-4.

68. При выборе основных параметров ОПН необходимо руководствоваться следующими требованиями:

1). Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН (Uнр) должно быть не ниже наибольшего рабочего фазного напряжения сети нормируемого ГОСТ 721 и не должно превышать допустимого повышения напряжения защищаемого оборудования при длительности 20 мин (ГОСТ 1516.3).

Для повышения надежности работы ОПН, Uнр выбирают не менее, чем на 2 ÷ 5 % выше наибольшего напряжения сети в точке установки ОПН. При устойчивом существовании в нормальных режимах работы в месте установки ОПН высших гармоник Uнр выбирают на 10 % выше наибольшего рабочего напряжения сети. Номинальный разрядный ток (Iн) в соответствии с рекомендациями ГОСТ Р 53735.5 и МЭК 60099-5 следует принимать не менее 10 и 20 кА соответственно для классов напряжения 110 – 220 кВ и 500 кВ.

3). Выбранная энергоемкость ОПН должна обеспечивать способность ОПН выдерживать все возможные в эксплуатации расчетные импульсы коммутационных перенапряжений с учетом нормированного срока службы для ограничителя без потери своих рабочих характеристик и теплового разрушения.

4). Расчетная величина повышения напряжения в месте установки ОПН в нормальных и аварийных режимах с учетом работы релейной защиты и автоматики должна быть сопоставлена с характеристикой «напряжение-время» ОПН предоставляемой изготовителем. Если величина и длительность расчетных повышений напряжения превышают указанные изготовителем ОПН величины, то следует выбрать ОПН с более высоким наибольшим длительно допустимым рабочим напряжением.

5). В месте установки ОПН токи КЗ должны быть не более указанных изготовителем токов взрывобезопасности.

69. Число и места установки ОПН, расстояние по ошиновке от ОПН до трансформаторов и другого защищаемого оборудования ОРУ 110 кВ следует выбирать расчетным путем5 с учетом схемы ОРУ, числа отходящих ВЛ, длины подхода ВЛ, интенсивности грозовой деятельности, исходя из защитных характеристик ОПН и нормированных ГОСТ 1516.3 испытательных напряжений для защищаемого оборудования. При установке в ОРУ ОПН подвесного исполнения необходимо учитывать длину спуска до системы заземления.

70. Критерием достаточности числа установленных ОПН, их параметры и мест установки является выполнение требуемой надежности молниезащиты Тн.в защищаемого оборудования от набегающих волн. Рекомендуемые показатели надежности молниезащиты Тнв для наиболее ответственного оборудования ПС (трансформаторов, автотрансформаторов и ШР) были приведены в Таблице 16.

71. Рекомендованные длины подходов, это несколько пролетов ВЛ, в пределах которых удары молнии могут приводить к появлению опасных перенапряжений, и которые должны быть выполнены без нарушения рекомендаций по молниезащите подходов ВЛ к ПС (сопротивлений заземления опор, линейной изоляции, наличия грозозащитного троса и требуемого угла тросовой защиты).

72. В Таблицах 18 – 20 приведены рекомендуемые наибольшие допустимые расстояния по ошиновке ПС - 110- 220 - 500 кВ, включая ответвления, от ОПН до трансформаторов и другого оборудования и длина подхода, отвечающих критериям надежности защиты электрооборудования по Таблице 17, для схем ПС:

– «тупиковая» – с одной отходящей ВЛ;

– «мостик» – ПС 110 – 220 кВ с двумя отходящими ВЛ;

– «2 системы шин с обходной» – ПС 110 кВ с тремя отходящими ВЛ;

– «четырехугольник» – ПС 500 кВ с двумя отходящими ВЛ.

_________________ 5 Коммерческие программы для расчета переходных процессов в электрических сетях: NI Multisim, Simulink, EMTP-RV, ATP-EMTP, MicroTran, RTDS Simulator, PSCAD-EMTDC и др.

Приведенные в Таблицах 18 – 19 длины подходов и расстояния от ОПН соответствуют:

- параметрам ОПН, выбранным для каждого класса напряжения по п. 68;

- длине подхода ВЛ 110 – 220 кВ, выполненному на одноцепных стальных башенных опорах и подходу ВЛ 500 кВ на портальных опорах;

- сопротивлению заземления опор на подходе 20 Ом;

- интенсивности грозовой деятельности 30 грозочасов в год;

- уровню изоляции защищаемого электрооборудования «А» по ГОСТ 1516.3.

Для других схем ПС, конструкций ВЛ и интенсивности грозовой деятельности выбор длины подхода и расстояний от защитного аппарата до защищаемого оборудования должен определяться расчетом в соответствии с с настоящими Правилами.

Таблица 18. Наибольшие допустимые расстояния от ОПН до защищаемого оборудования 110 кВ

Характеристика ПС

Длина подхода, м

Расстояние от ОПН, м до

Число отходящих ВЛ

Число комплектов ОПН

Силового трансформатора

Остального оборудования

1

1

650

25

40

2

2

1250

130

140

3 и более

2

650

145

150

Таблица 19. Наибольшие допустимые расстояния от ОПН до защищаемого оборудования 220 кВ

Характеристика ПС

Длина подхода, м

Расстояние от ОПН, м до

Число отходящих ВЛ

Число комплектов ОПН

Силового трансформатора

Остального оборудования

1

1

1150

10

95

1

2

1150

20

220

2

2

800

20

150

3 и более

2

1150

40

220

73. При присоединении трансформатора к ОРУ кабельной линией напряжением 110 кВ и выше в месте присоединения кабеля к шинам ОРУ с ВЛ должен быть установлен комплект ОПН. Заземляющий зажим ОПН должен быть присоединен к металлическим оболочкам кабеля. В случае присоединения к шинам РУ нескольких кабелей, непосредственно соединенных с трансформаторами, на шинах РУ устанавливается один комплект ОПН. Место его установки следует выбирать как можно ближе к местам присоединения кабелей.

Таблица 20. Наибольшие допустимые расстояния от ОПН до защищаемого оборудования 500 кВ

Характеристика ПС

Длина подхода, м

Расстояние от ОПН, м до

Число отходящих ВЛ

Число комплектов ОПН

Силового трансформатора (АТ и ШР)

Остального оборудования

1

1

1800

15

85

1

2

1500

20

400

2

2

1500

60

320

2

4

1500

170

400

§7. Защита подходов ВЛ к ОРУ ПС

74. Защита электрооборудования ОРУ 110 кВ и выше от набегающих со стороны ВЛ грозовых волн осуществляется комплексом мер, применяемых на

подходах ВЛ к ОРУ, также как и на ВЛ, к которым относится:

1) Тросовая защита. Снятие троса на подходе ВЛ к ОРУ запрещается;

2) Защитный угол троса на ВЛ в соответствии с п.124 настоящих Правил;

3) Нормирование импульсных сопротивлений заземления опор.

75. На каждой опоре подхода, за исключением случаев, предусмотренных в п. 76, трос должен быть присоединен к заземлителю опоры.

76. На подходах ВЛ 220 кВ к подстанциям на длине 1 - 3 км и на подходах ВЛ 500 кВ на длине 3 - 5 км, если тросы не используются для емкостного отбора, плавки гололеда или связи, их следует заземлять на каждой опоре.

Заземление троса должно быть выполнено с установкой перемычки, шунтирующей зажим.

77. Сопротивление заземления опор на подходе ВЛ 110 кВ и выше не должно превышать 10, 15 и 20 Ом при эквивалентном удельном сопротивлении земли в диапазоне 0÷100, 101÷500 и 501 ÷ 1000 Ом·м. Допускается увеличение сопротивлений заземляющих устройств опор на подходах ВЛ напряжением 110 кВ и выше в 1,5 раза при числе грозовых часов в году менее 20 и в 3 раза при числе грозовых часов в году менее 10.

78. Если выполнение заземлителей с требуемыми сопротивлениями заземления оказывается невозможным, то на первой опоре подхода со стороны РУ должен быть установлен комплект ОПН при заземлении ОПН на контур заземления ОРУ.

79. На подходах ВЛ напряжением 110 – 220 кВ с двухцепными опорами заземляющие устройства опор должны быть не выше 10 Ом.

80. В особо гололедных районах и в районах с эквивалентным удельным сопротивлением земли более 1000 Ом·м допускается выполнение защиты подходов ВЛ к РУ отдельно стоящими стержневыми молниеотводами.

81. Если ВЛ 110 – 220 кВ выполнена на деревянных опорах по всей длине, либо если линия построена на деревянных опорах, а подход ВЛ – на металлических опорах, то на первой опоре подхода ВЛ к ОРУ, считая со стороны ВЛ, должен быть установлен комплект ОПН.

Сопротивления заземления опор на которых установлены ОПН должны быть не более 10 Ом при удельном сопротивлении грунта не выше 1 000 Ом·м и не более 15 Ом при более высоком удельном сопротивлении. Заземляющие спуски защитных аппаратов на деревянных опорах должны быть проложены по двум стойкам или с двух сторон одной стойки.

82. На ВЛ напряжением 110 кВ, которые имеют защиту тросом не по всей длине и в грозовой сезон могут быть длительно отключены с одной стороны, следует устанавливать комплект ОПН на входных порталах или на первой от РУ опоре того конца ВЛ, который может быть отключен.

83. На ВЛ, работающей на пониженном напряжении относительно класса изоляции, на первой опоре защищенного подхода, считая со стороны линии, должен быть установлен комплект ОПН.

84. На ВЛ с изоляцией, усиленной по условию загрязнения атмосферы, на первой опоре защищенного подхода со стороны ВЛ должен устанавливаться комплект ОПН, если начало защищенного подхода к ОРУ находится в зоне усиленной изоляции.

85. На портале ПС 500 кВ или первой опоре ВЛ со стороны ОРУ должен быть установлен комплект ОПН.

86. Для регионов с высокоомными грунтами импульсные сопротивления заземления опор на подходах и локальные сопротивления заземления контура подстанции должны быть определены расчетом или измерением.

§8. Защита разземленной нейтрали трансформаторов 110 – 220 кВ

87. В сетях 110 кВ часть трансформаторов может работать с разземленной нейтралью обмоток ВН.

Изоляция нейтрали силовых трансформаторов напряжением 110 – 220 кВ в соответствии с ГОСТ 1516.3 имеет пониженные по сравнению с изоляцией фазных выводов испытательные напряжения. При грозовых и коммутационных перенапряжениях на разземленной нейтрали трансформаторов появляются напряжения превышающие её уровень изоляции, т.е перенапряжения ведущие к их повреждениям. Вследствие чего разземленная нейтраль таких трансформаторов должна защищаться ОПНН.

88. Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПНН определяется возможными повышениями напряжения частоты 50 Гц на разземленной нейтрали трансформатора при:

- одно и двухфазном КЗ, которое не превышает 0,6 и 0,428 Uф соответственно. Время существования этих повышений напряжения определяется временем действия релейной защиты;

- неполнофазной коммутации трансформатора или неполнофазном режиме в сети. При этом напряжение на нейтрали равно Uф. Ликвидация неполнофазного режима может осуществляться с помощью релейной защиты за время 3 ÷ 5 с либо выполнением переключений эксплуатационным персоналом за время порядка 20 мин.

На разземленной нейтрали трансформаторов напряжение появляется кратковременно и допустимое длительное рабочее напряжение ОПН определяется из характеристик «напряжение-время». В разземленной нейтрали трансформаторов 110кВ устанавливается оборудование (разъединитель, трансформатор тока) класса 35 кВ с допустимой длительностью рабочего напряжения 40,5 кВ. Для защиты нейтрали трансформаторов 110-220 кВ ОПН выбираются исходя из:

- воздействия повышения напряжения промышленной частоты;

- воздействия коммутационных перенапряжений;

- воздействия грозовых перенапряжений.

89. Прохождение импульса грозовой волны через обмотку ВН трансформатора увеличивает фронт и длительность падающей волны, приближая ее к параметрам импульсов коммутационных перенапряжений. Поэтому пропускная способность и защитный уровень ОПНН определяется при коммутационном импульсе тока 30/60 мкс.

90. Приближенные параметры ОПНН для защиты нейтрали трансформаторов приведены в Таблице 21. Более точные параметры ОПНН следует определять расчетным путем, с учетом испытательного напряжения нейтрали трансформатора и возможных воздействий на ОПНН по величине и длительности в различных режимах работы сети.

Таблица 21. Приближенные параметры ОПНН для защиты нейтрали трансформаторов

Номинальное напряжение трансформатора, кВ

110

220

Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПНН, кВ

56-60

120

Напряжение на ОПНН при токе 30/60 мкс с амплитудой 500 А, кВ

141

300

Ток пропускной способности, А

500

500

§9. Нормативные требования к грозозащите воздушных линий электропередачи электрических сетей 6-500 кВ

91. Весь комплекс мероприятий молниезащиты ВЛ должен обеспечить допустимое число отключений ВЛ с учетом условий эксплуатации (интенсивности грозовой деятельности, удельного сопротивления грунтов, статистических параметров тока молнии и т.д.). Молниезащита ВЛ осуществляется применением тросовой защиты, заземлением опор с нормированными значениями сопротивления заземления, а также, при необходимости, установкой на опорах ВЛ защитных аппаратов (ОПН).

92. В соответствии с ПУЭ воздушные линии 110 - 500 кВ с металлическими и железобетонными опорами должны быть защищены от прямых ударов молнии тросами по всей длине:

- на ВЛ-500 кВ с металлическими и железобетонными опорами при плотности разрядов молнии в землю 1 и более на км2 в год в районах по гололеду I-III;

- на подходах ВЛ 35 – 500 кВ к ОРУ и подстанциям в соответствии с требованиями § 7 настоящих правил.

Защита тросами ВЛ-6-220 кВ на всей территории Республики, а ВЛ 500 кВ при плотности разрядов молнии в землю до 1 на км2 , а также в IY особом гололедных районах при плотности разрядов 1 и более на км2 не требуется. ВЛ 500 кВ при плотности разрядов молнии в землю 1 и более на км2 в год в I-III районах по гололеду могут не защищатся тросом при наличии соответствующих технико-экономических обоснований.

93. Сооружение ВЛ 110 - 500 кВ или их участков без тросов допускается:

1) в районах с числом грозовых часов в году менее 20 и в горных районах с плотностью разрядов на землю менее 1,5 на 1 км2 в год;

2) на участках ВЛ в районах с плохо проводящими грунтами (ρ > 103 Ом·м); 3) на участках трассы с расчетной толщиной стенки гололеда более 25 мм при установке на опорах перехода ОПН;

4) для ВЛ с усиленной изоляцией провода относительно заземленных частей опоры при обеспечении расчетного числа грозовых отключений линии, соответствующего расчетному числу грозовых отключений ВЛ такого же напряжения с тросовой защитой. Число грозовых отключений линии для случаев, приведенных в п.п. 1 - 3, определенное расчетом, с учетом опыта эксплуатации, не должно превышать без усиления изоляции трех в год для ВЛ 110 - 220 кВ и одного в год - для ВЛ 500 кВ. Воздушные линии 110 - 220 кВ, предназначенные для электроснабжения объектов добычи и транспорта нефти и газа, должны быть защищены от прямых ударов молнии тросами по всей длине (независимо от интенсивности грозовой деятельности и удельного эквивалентного сопротивления земли). Воздушные линии 110 кВ на деревянных опорах в районах с числом грозовых часов до 40, как правило, не должны защищаться тросами, а в районах с числом грозовых часов более 40 - защита их тросами обязательна.

94. При выполнении защиты ВЛ от грозовых перенапряжений тросами необходимо руководствоваться следующим:

1). Горизонтальное смещение троса от центра крайней фазы должно быть не менее: 1,5 м – для ВЛ 110 кВ; 2,5 м – для ВЛ 220 кВ; 4 м – для ВЛ 500.

2). При защите ВЛ двумя тросами расстояние между ними на опоре должно быть не более 5-кратного расстояния по вертикали от тросов до проводов, а при высоте подвеса тросов на опоре более 30 м расстояние между тросами должно быть не более 5-кратного расстояния по вертикали между тросом и проводом на опоре, умноженного на коэффициент равный 5,5/ где h – высота подвеса троса на опоре.

Наименьшие же расстояния по вертикали между тросом и проводом ВЛ в середине пролета без учета отклонения их ветром по условиям защиты от грозовых перенапряжений приведены в таблице 22.

3). Допускается отказ от тросовой защиты для переходов в гололедных районах с толщиной стенки гололеда более 25 мм при установке на опорах перехода ОПН.

Таблица 22. Наименьшие расстояния по вертикали между тросом и проводом в середине пролета

Длина пролета, м

Наименьшие расстояния между тросом и проводом по вертикали, м

Длина пролета, м

Наименьшие расстояния между тросом и проводом по вертикали, м

100

2,0

700

11,5

150

3,2

800

13,0

200

4,0

900

14,5

300

5,5

1000

16,0

400

7,0

1200

18,0

500

8,5

1500

21,0

600

10,0

95. Крепление тросов на всех опорах ВЛ 220 - 500 кВ должно быть выполнено при помощи изоляторов, шунтированных ИП размером не менее 40 мм.

96. На каждом анкерном участке длиной до 10 км тросы должны быть заземлены в одной точке путем устройства специальных перемычек на анкерной опоре. При большей длине анкерных пролетов количество точек заземления в пролете выбирается таким, чтобы при наибольшем значении продольной электродвижущей силы, наводимой в тросе при коротком замыкании (КЗ) на ВЛ, не происходил пробой ИП. Изолированное крепление троса рекомендуется выполнять стеклянными подвесными изоляторами. На ВЛ 110 кВ, если не предусмотрена плавка гололеда или организация каналов высокочастотной связи на тросе, изолированное крепление троса следует выполнять только на металлических и железобетонных анкерных опорах. На участках ВЛ с неизолированным креплением троса и током КЗ на землю, превышающим 15 кА, заземление троса должно быть выполнено с установкой перемычки, шунтирующей зажим. При использовании тросов для устройства каналов высокочастотной связи они изолируются от опор на всем протяжении каналов высокочастотной связи и заземляются на подстанциях и усилительных пунктах через высокочастотные заградители.

97. Количество изоляторов в поддерживающем тросовом креплении должно быть не менее двух и определяться условиями обеспечения требуемой надежности каналов высокочастотной связи. Количество изоляторов в натяжном тросовом креплении следует принимать удвоенным по сравнению с количеством изоляторов в поддерживающем тросовом креплении.

98. Размер зашунтированых ИП на изоляторах, на которых подвешен трос выбирается минимально возможным по следующим условиям:

1) разрядное напряжение ИП должно быть ниже разрядного напряжения изолирующего тросового крепления не менее чем на 20 %;

2) ИП не должен перекрываться при однофазном КЗ на землю на других опорах;

3) при перекрытиях ИП от грозовых разрядов должно происходить самопогасание дуги сопровождающего тока промышленной частоты. На ВЛ 500 кВ для улучшения условий самопогасания дуги сопровождающего тока промышленной частоты и снижения потерь электроэнергии рекомендуется применять скрещивание тросов.

99. Если на тросах ВЛ предусмотрена плавка гололеда, то изолированное крепление тросов выполняется по всему участку плавки. В одной точке участка плавки тросы заземляются с помощью специальных перемычек. Тросовые изоляторы зашунтированные ИП, которые должны быть минимальными, выдерживающими напряжение плавки и иметь разрядное напряжение меньше разрядного напряжения тросовой гирлянды. Размер ИП должен обеспечивать самопогасание дуги сопровождающего тока промышленной частоты при его перекрытии во время КЗ или грозовых разрядов.

100. Опоры ВЛ 110 – 500 кВ должны быть заземлены. Сопротивления заземляющих устройств опор при их высоте до 50 м должны быть не более приведенных в Таблице 23. При высоте опор более 50 м рекомендуется снизить сопротивление заземления опор в 2 раза по сравнению с приведенными в Таблице 23. Деревянные опоры и деревянные опоры с металлическими траверсами ВЛ без грозозащитных тросов или других устройств молниезащиты не заземляются. На двухцепных и многоцепных опорах ВЛ, независимо от класса напряжения линии и высоты опор, рекомендуется снижать сопротивления заземляющих устройств в 2 раза по сравнению с приведенными в Таблице 23.

Таблица 23. Наибольшее сопротивление заземляющих устройств опор ВЛ

Удельное эквивалентное сопротивление грунта r, Ом·м

Наибольшее сопротивление заземляющего устройства, Ом

до 100

30

более 100 до 500

45

более 500 до 1000

60

более 1000 до 5000

90

более 5000

0,018ρ

Допускается увеличение сопротивления опор ВЛ, расположенных на высотах более 700 м над уровнем моря, не более чем в два раза по сравнению с сопротивлениями заземления, указанными в Таблице 23.

101. Сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ по условиям грозозащиты нормируются:

- для опор тросовых подходов ВЛ 35-500 кВ к ОРУ и подстанциям. Величина сопротивления заземления определяется требованиями §7, 9 и 10.;

- для металлических и железобетонных опор ВЛ-35 кВ и для деревянных опор пролетов пересечений ВЛ-6-35 кВ (см. п.110 и п.125) с защитными искровыми промежутками величина сопротивлений заземления определяется таблицей 23.

- для опор ВЛ 6-500 кВ, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители. При этом для ВЛ 110 кВ и выше сопротивления заземления опор не должны превышать величин, указанных в таблице 23, а для ВЛ 6-35 кВ – должны выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ.

В остальных случаях на ВЛ 6-10 и 110-500 кВ по условиям грозозащиты сопротивления заземления опор не нормируются. Сопротивления заземления металлических и железобетонных опор нормируются также по условиям электробезопасности на ВЛ 6-35 кВ в населенной местности и на ВЛ 110-500 кВ без тросов, если это необходимо по условиям обеспечения надежной работы релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.

102. Нормируемые значения заземления всех ВЛ 110-500 кВ и ВЛ-35 кВ в ненаселенной местности обеспечивается с обязательным использованием естественной проводимости железобетонных фундаментов и оснований опор за исключением случаев применения гидроизоляции железобетона полимерными материалами и опор, ограничивающих пролет пересечения с железными дорогами.

Нормируемые значения сопротивлений заземления металлических и железобетонных опор ВЛ-6-35 кВ в населенной местности должны обеспечиваться применением только искусственных заземлителей без учета проводимости фундаментов и подземной части опор.

103. Для ВЛ, защищенных тросами, сопротивления заземляющих устройств, выполненных по условиям молниезащиты, должны обеспечиваться при отсоединенном тросе. Сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ должны обеспечиваться и измеряться при токах промышленной частоты в период их наибольших значений в летнее время. Допускается производить измерение в другие периоды с корректировкой результатов путем введения сезонного коэффициента, однако не следует производить измерение в период, когда на значение сопротивления заземляющих устройств оказывает существенное влияние промерзание грунта.

104. Железобетонные фундаменты опор ВЛ 110 кВ и выше могут быть использованы в качестве естественных заземлителей при осуществлении металлической связи между анкерными болтами и арматурой фундамента и отсутствии гидроизоляции железобетона полимерными материалами. Битумная обмазка на фундаментах не влияет на их использование в качестве естественных заземлителей.

105. При прохождении ВЛ 110 кВ и выше в местности с глинистыми, суглинистыми, супесчаными и тому подобными грунтами с удельным сопротивлением r ≤ 1000 Ом·м следует использовать арматуру железобетонных фундаментов, опор и пасынков в качестве естественных заземлителей без дополнительной укладки или в сочетании с укладкой искусственных заземлителей. В грунтах с более высоким удельным сопротивлением естественная проводимость железобетонных фундаментов не должна учитываться, а требуемое значение сопротивления заземляющего устройства должно обеспечиваться только применением искусственных заземлителей.

106. На ВЛ с деревянными опорами рекомендуется болтовое соединение заземляющих спусков; на металлических опорах соединение заземляющих спусков может быть выполнено как болтовым, так и сварным.

107. Заземлители опор ВЛ, как правило, должны находиться на глубине не менее 0,5 м, а в пахотной земле – 1 м. В случае установки опор в скальных грунтах допускается прокладка лучевых заземлителей непосредственно под разборным слоем над скальными породами при толщине слоя не менее 0,1 м. При меньшей толщине этого слоя или его отсутствии рекомендуется прокладка заземлителей по поверхности скалы с заливкой их цементным раствором.

108. На одноцепных ВЛ 110 кВ и выше, защищенных тросом, при повышенных сопротивлениях заземлениях опор (50 Ом и выше) для повышения грозоупорности ВЛ следует устанавливать ОПН параллельно гирляндам изоляции опор с повышенным сопротивлением заземления. Число опор и фаз, на которых должны быть установлены ОПН определяется технико-экономическими расчетами, исходя из допустимого числа отключений ВЛ.

109. При отсутствии тросовой защиты на участке ВЛ 110 кВ и выше для обеспечения требуемой грозоупорности следует устанавливать ОПН независимо от сопротивления заземления опор. ОПН следует устанавливать также на двух крайних опорах, примыкающих к безтросовому участку.

ОПН может быть подключен к ВЛ как через ИП так и без него. При непосредственном подключении ОПН между фазовым проводом и землей следует выбирать ОПН с максимальным значением номинального разрядного тока и наибольшим рабочим напряжении на 15 ÷ 20 % выше, чем у подстанционных ОПН того же класса напряжения.

110. На двухцепных ВЛ 110 кВ и выше, защищенных тросом, для снижения числа двухцепных грозовых перекрытий необходимо снизить сопротивление заземления опор до величины не более 20 Ом. При невозможности снижения сопротивления заземления опор следует установить на одной или нескольких фазах одной цепи ВЛ ОПН.

111. Повышение грозоупорности ВЛ на двухцепных опорах и сокращение числа двухцепных отключений ВЛ можно достичь усилением изоляции одной из цепей на 20 ÷ 30 % по сравнению с изоляцией другой цепи.

112. Кабельные вставки на ВЛ при их длине менее 1,5 км должны быть защищены от грозовых перенапряжений установкой вентильных разрядников или ОПН по обоим концам кабеля. Заземляющий зажим вентильного разрядника или ОПН, металлические оболочки кабеля и корпус кабельной муфты должны быть соединены между собой по кратчайшему пути и должны быть соединены с заземлителем отдельным проводником.

Не требуют защиты от грозовых перенапряжений кабельные вставки 110 – 220 кВ длиной 1,5 км и более на ВЛ, защищенных тросами.

113. Гирлянды изоляторов единичных металлических опор, а также крайних опор участков с такими опорами и другие места с ослабленной изоляцией на ВЛ с деревянными опорами должны защищаться ОПН.

114. Выполнение защиты переходов ВЛ 110 – 500 кВ от грозовых перенапряжений при прямых ударах молнии осуществляется с количеством тросов не менее двух, при этом:

1) опоры с количеством тросов не менее двух выполняются с углом защиты по отношению к крайним проводам не более 20°. При расположении перехода за пределами длины защищаемого подхода ВЛ к РУ ПС с повышенным защитным уровнем в районах по гололеду III и более, а также в районах с частой и интенсивной пляской проводов допускается угол защиты до 30°;

2) на металлических опорах с горизонтальным расположением проводов и с двумя тросами угол защиты по отношению к внешним проводам для ВЛ 110 - 330 кВ должен быть не более 20°, для ВЛ 500 кВ - не более 25°. В районах по гололеду IV и более и в районах с частой и интенсивной пляской проводов для ВЛ 110 - 330 кВ допускается угол защиты до 30°;

3) на железобетонных и деревянных опорах портального типа допускается угол защиты по отношению к крайним проводам не более 30°.

Допускается защита одностоечных металлических и железобетонных опор с одним тросом, при этом они должны иметь угол защиты не более 30°;

115. Для молниезащиты переходов с пролетами длиной выше 700 м или для с высотой опор выше 100 м рекомендуется установка ОПН на опорах перехода. Расстановка ОПН по фазам и опорам перехода определяется расчетом.

116. Сопротивление заземления опор перехода с ОПН рекомендуется уменьшать в два раза по сравнению со значениями, приведенными в Таблице 24.

117. Грозозащита пересечений ВЛ-6-35 кВ на деревянных опорах между собой, с линиями связи и с контактной сетью при габаритах пересечения менее 5м для ВЛ 35 кВ и 4 м для ВЛ 6-10 кВ должна осуществляться с помощью искровых промежутков, устанавливаемых на ближайших опорах пролета пересечения.

118. Автоматическое повторное включение является основным средством грозозащиты на ВЛ без грозозащитных тросов и эксплуатационный персонал предприятий электрических сетей обязан добиваться эффективной работы АПВ, в том числе:

- обеспечить высокий коэффициент готовности устройств АПВ, не допуская их вывода из работы во время грозы;

- обеспечивать качественный контроль за состоянием линейной изоляции и своевременную замену поврежденных изоляторов в гирляндах.

Рекомендуется оснащать ВЛ-500 кВ, а также радиальные ВЛ-110-220 кВ устройствами однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) при наличии технической возможности пофазного управления линейными выключателями, а ВЛ 6-10 кВ на металлических и железобетонных опорах при большом числе грозовых отключений – АПВ двухкратного действия, если это допустимо по условиям работы выключателей.

§10. Средства защиты от грозовых перенапряжений на ВЛЭП

119. С целью уменьшения числа и уровня грозовых перенапряжений, воздействующих на линейную изоляцию, а также обеспечения надежности работы электрических сетей при грозовых отключениях используют:

- грозозащитные заземленные тросы для защиты проводов ВЛ от прямых ударов молнии;

- заземление опор ВЛ для снижения величин грозовых перенапряжений при ударах молнии в опору и грозозащитный трос;

- автоматическое повторное включение линий для предотвращения перерывов в электроснабжении потребителей (ОАПВ и БАПВ);

- повышение импульсной электрической прочности линейной изоляции;

- специальные меры защиты отдельных опор и участков ВЛ с ослабленной изоляцией (применение разрядников, искровых промежутков, повышенные требования к заземлению).

Применение АПВ не должно исключать использование основных средств грозозащиты, так как к.з. снижает ресурс оборудования ПС.

120. Область применения грозозащитных тросов на ВЛ определяется соответствующими требованиями параграфов 2, 3 и 7 настоящих правил. Конструкция и правила подвески должны удовлетворять требованиям ПУЭ.

Эффективность тросовой защиты характеризуется вероятностью прорыва молнии на провода, которая для линии класса напряжения 500 кВ определяется по эмпирической формуле: α тр Рα = -------------- - 3,95

75

где Рα – вероятность прорыва; α – угол защиты троса на опоре; hтр - высота подвеса троса на опоре, м. Применяемые на унифицированных опорах углы защиты троса обеспечивают вероятность прорыва молнии на провода в пределах от 0,002 (портальные опоры с двумя тросами) до 0,04 (двухцепные опоры 220 кВ с одним тросом). Наличие грозозащитного троса также снижает величину перенапряжений на изоляции при ударе молнии в опору за счет отсоса части тока молнии в трос и электростатического экранирования проводов. Применение грозащитных тросов увеличивает стоимость ВЛ на 5-7%, и приводит к возрастанию механических нагрузок на опоры в сильногололедных районах, соответственно приводящие при эксплуатации к аварийным повреждениям ВЛ с тяжелыми последствиями из-за обрыва тросов, схлестывания их с проводами, перегоранию тросов при больших токах короткого замыкания.

121. Заземление опор ВЛ с нормируемыми значениями сопротивлений заземления является основным средством обеспечения приемлемого для эксплуатации числа грозовых отключений при ударе молнии в опору или трос.

Требования, предъявляемые к величине сопротивления заземления опор, определяются амплитудой стекающего через заземлитель тока молнии, электрическими характеристиками грунтов и числом ударов молнии в опору. Для условий Кыргызстана характерно снижение амплитуд токов молнии, что обеспечивает снижение требований к величине сопротивления в 2,5-4 раза по сравнению с требованиями ПУЭ. К ослаблению требований приводит и отказ на большинстве ВЛ-110-500 кВ от грозозащитных тросов. При этом необходимо учесть, что с увеличением высоты местности наблюдается возрастание числа ударов молнии в опоры с 50% от общего числа поражений ВЛ на отметках 600м до 80-90% на отметках 2000-3000м н.у.м. вследствие чего доля грозовых отключений на линиях без грозозащитного троса, вызванного ударами молнии в опоры, может составлять до 20-30%. Нормативные требования к выполнению грозозащитных заземлений опор ВЛ изложены в §§ 2, 3, 7 и 10 настоящих правил.

122. Автоматическое повторное включение является эффективным средством предотвращения перерывов в электроснабжении при кратковременных перекрытиях линейной изоляции. Подавляющее большинство грозовых перекрытий изоляции ликвидируются АПВ. Для условий Кыргызстана коэффициент успешности действия АПВ при грозовых отключениях составляет: на ВЛ 500 кВ – 0,85; на ВЛ-220 кВ – 0,9; на ВЛ-110 кВ – 0,85.

При отказе на ВЛ от грозозащитных тросов эксплуатирующие организации должны принимать специальные меры по обеспечению эффективности АПВ путем поддержания высокой готовности к работе устройств АПВ, тщательного контроля и приведения в норму линейной изоляции.

123. Повышение импульсной электрической прочности линейной изоляции используется в качестве грозозащитной меры на линиях напряжением 110-500 кВ только в специальных случаях, в частности, для снижения числа грозовых отключений на высоких переходных опорах. При этом усиление изоляции на 1% обеспечивает снижение вероятности перекрытия ориентировочно на 3%. На линиях 6-35 кВ на металлических и железобетонных опорах эффективным средством грозозащиты может быть использование изоляционных траверс. Замена металлических траверс на изоляционные на линиях с металлическими и железобетонными опорами приводит к снижению числа грозовых отключений в 5-10 раз. Применение грозозащитного троса на ВЛ-6-35 кВ малоэффективно из-за низкой импульсной прочности линейной изоляции и, соответственно, высокой вероятности обратного перекрытия при ударе в опору и трос.

124. Специальные меры защиты отдельных опор и участков ВЛ применяют на подходах ВЛ к подстанциям и для защиты мест с ослабленной изоляцией линий на деревянных опорах. Необходимость выполнения специальных мер и используемые при этом средства защиты определяются требованиями §§2, 3, 7, 10 настоящих Правил.

125. Эффективность грозозащиты воздушных линий электропередачи определяются числом грозовых отключений. Используются следующие показатели эффективности грозозащиты:

- Число грозовых отключений на линию в год, характеризующий абсолютное число грозовых отключений линии и может быть использован для оценки достаточности грозозащиты конкретной линии, а также влияний грозовых отключений на межремонтные сроки линейных выключателей.

- Удельное число грозовых отключений на 100 км длины при плотности разрядов молнии 5 на км2 (соответствующая среднегодовая продолжительность гроз 100 часов) в год. Этот показатель применяется для сравнительных оценок и прогнозирования ожидаемого числа грозовых отключений проектируемых ВЛ. Средние значения удельного числа грозовых отключений, полученных из опыта эксплуатации ВЛ, приведены в таблице 24.

126. При проектировании ВЛ и оценке ожидаемой эффективности грозозащиты в эксплуатации расчет числа грозовых отключений производиться в соответствии с действующей методикой по расчету грозозащиты воздушных линий напряжением 3-500 кВ с использованием исходных данных, соответствующих условиям Кыргызстана.

Таблица 24. Эксплуатационные показатели удельного числа грозовых отключений на 100 км при плотности разрядов молнии 5 на км2 в год для ВЛ 6-500 кВ

Конструкция ВЛ

Номинальное напряжение ВЛ, кВ

500

220

110

35

6-10

1.На металлических башенных и железобетонных одностоечных одноцепных опорах:

- с тросом

- без троса

- -

1,2 16,0

2,1 20,0

- 23,0

- 10,0

2.То же, на двухцепных опорах:

- с тросом

- без троса

- -

2,0 18,0

4,3 23,0

- -

- -

3.На металлических и железобетонных портальных опорах:

- с тросом

- без троса

0,15 12,0

1,0 12,0

- -

- -

- -

4.На деревянных опорах с использованием изоляции дерева без троса

-

-

-

2,5

5,0

Допускается расчет числа грозовых отключений производить на основе усредненных эксплуатационных показателей удельного числа грозовых отключений, приведенных в таблице 24. В этом случае ожидаемое число грозовых отключений ВЛ в год определяется по формулам:

- для ВЛ 110-500 кВ с тросом и ВЛ-6-35 кВ

nr = 0,002 nry ∙ n0 ∙ l ,

- для ВЛ 110 – 500 кВ без троса

nr = 1,2 nry ∙ n0 ∙ l/Н , где nr – число грозовых отключений на линию в год; nry – удельное число грозовых отключений по таблице 22; n0 - плотность разрядов молнии по карте рис 1; l – длина линии, км; Н – высота расположения ВЛ, м, над уровнем моря.

127. Электрические сети напряжением 110-500 кВ работают с эффективно-заземленной нейтралью, т.е. все их элементы соединены с землей наглухо (глухое заземление нейтралей всех или части силовых трансформаторов системы), либо через очень малое индуктивное сопротивление. В нормальном режиме напряжение на всех элементах электропередачи не должно повышаться сверх наибольшего рабочего которую длительно выдерживает изоляция оборудования сети, при повышение которого сверх наибольшего рабочего напряжения возникают перенапряжения.

Выбор изоляции и координация её с характеристиками защитных средств определяется внутренними перенапряжениями, которые разделяются на резонансные и коммутационные. §11. Резонансные перенапряжения и защита от них в сетях 110-500 кВ

128. Резонансные перенапряжения возникают при неблагоприятных сочетаниях как структуры и параметров схемы электропередачи и её режима, так и структуры и параметров питающей системы и будут существовать до тех пор, пока действия различных систем релейных защит и автоматики, регуляторов напряжения или вмешательство персонала не приведет к изменению схемы и режима.

Защита от резонансных повышений напряжения сетей 110 - 500 кВ должен выполнятся в соответствии с существующей методикой выполнения защит электроустановок от резонансных повышений напряжения в электроустановках 6-500 кВ и настоящих Правил.

129. Защита от резонансных перенапряжений должна быть направлена на то, чтобы полностью исключить возможность возникновения резонансных явлений, либо, если это оказывается экономически нецелесообразно, создать условия, при которых величина и длительность сопутствующих перенапряжений становятся безопасными для оборудования.

130. Резонансные перенапряжения должны рассчитываться с учетом диапазона случайных годовых колебаний реактивного сопротивления питающей системы и нелинейности характеристик намагничивания силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и компенсирующих реакторов.

131. Необходимо учесть, что все резонансные перенапряжения чувствительны к активным потерям, короне на проводах, нагрузкам и т.д. Необходимо также учесть, то что в электропередачах, оборудованных выключателями на стороне высокого напряжения, перенапряжения на разомкнутом конце воздействуют как на линейную изоляцию, так и на изоляцию подстанционной аппаратуры (кроме силовых трансформаторов); на изоляцию силовых трансформаторов в этих электропередачах воздействуют перенапряжения, возникающие на питающем конце линии, а в блочных электропередачах (без выключателей на высокой стороне) на элементы линейной и подстанционной изоляции, включая изоляцию трансформаторов могут воздействовать перенапряжения, возникающие на разомкнутом конце.

Резонансные напряжения возникают при односторонне питаемой электропередаче на основной частоте, в паузе успешного АПВ (ОАПВ), неполнофазных режимах, на четных, нечетных и дробных гармонических частотах В блочных электропередачах возможно возникновение и переходного феррорезонанса инициируемых промежуточными трансформаторами проходных ПС или возникающих при подключении к линии холостого трансформатора. Возникновение переходного феррорезонанса возможно только при одностороннем питании, которое имеет место в послеаварийных или ремонтных режимах, а также при ТАПВ головного участка секционированной радиальной передачи, если этот участок одноцепной.

132. Возникновение и защита от перенапряжений на низших гармонических:

1). Перенапряжения на низших гармонических могут возникать при субгармоническом резонансе в электропередачах 500 кВ, оборудованных установками продольной емкостной компенсации (УПК) и поперечными шунтирующими реакторами в тех случаях, когда в результате коммутаций возможно образование схем, в которых при одностороннем питании электропередачи УПК оказывается между источником ЭДС и реактором.

2). Проверка возможности субгармонического резонанса в данной электропередаче производится с помощью рис. 14, на котором построены области существования резонанса в зависимости от параметров, характеризующих:

- частоту свободных колебаний β2 = 9p/C;

- затухание свободных колебаний α = 3pR;

- интервал случайных годовых изменений вынужденного напряжения

воздействующего на реактор, рассчитанные в соответствии с п.141 п/п 7. для значений ЭДС) (таблица 26), отвечающих аварийной коммутации разрыва электропередачи из-за отключения тока короткого замыкания: η1 = (3q/2p)∙γ12 η2 = (3q/2p)∙γ22 , где p = 0,87; R –сумма последовательных активных сопротивлений питающей системы , линии между питающими шинами и УПК и реакторов, стоящих после УПК; С – емкость батарей УПК; γ1, γ2 – пределы годовых изменений вынужденного напряжения, Если хотя бы одна из точек с координатами (η1, β2) и (η2, β2) попадает внутрь области на рис.14, то в электропередаче могут возникнуть субгармонические перенапряжения.

3). Независимо от результатов проверки по п/п.2 инструкция по эксплуатации должна предусматривать обязательное шунтирование УПК на время плановых коммутаций.

4). Если из п/п. 2 следует вывод о возможности субгармонического резонанса, то по технико-экономическим соображениям необходимо принять одну из следующих мер защиты:

- изменить параметры УПК и реактора так, чтобы выполнялось условие β2>1, что полностью исключает возникновение резонанса;

- перенести реактор с шин подстанции на линию электропередачи за линейным выключателем;

- применить релейную защиту, которая при появлении в токе реактора субгармонической составляющей дает команду на шунтирование УПК с уставкой по времени 0,15-0,20 с;

-включить в фазы реактора со стороны нейтрали активные сопротивления 60 – 80 Ом, нормально зашунтированные выключателем и подключаемые одновременно с отключением линейного выключателя, отключающего аварийный участок.

133. Возникновение и защита от перенапряжений на высших гармонических:

1). Перенапряжения на высших гармонических возникают при переходном резонансе на второй гармонической (2w) в блочных электропередачах (без выключателей на стороне высшего напряжения трансформатора).

2). С возможностью возникновения перенапряжений при переходном резонансе следует считаться, если наименьшая из частот свободных колебаний односторонне питаемой блочной электропередачи удовлетворяет неравенству 2,2w > β1 > 1,7w.

3). Релейная защита от повышений напряжения должна быть отстроена от перенапряжений переходного резонанса, эффективное значение которых может достигать 1,4 -1,6 Uф , а постоянная времени затухания 0,3 -0,5с. Целесообразна защита с уставкой по напряжению 1,3 -1,4 Uф , и выдержкой времени 1,0 -1,2с.

Ƞ

3,0

1

2

2,0

3

4

1,0

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 β2 Рис.14. Области, внутри которых в продольно компенсированной электропередаче возможно существование субгармонических перенапряжений: 1 – α2 = 10-3 ; 2 - α2 = 3·10-3 ; 3 - α2 = 5·10-3 ; 4 - α2 = 7·10-3.

4). Защита от перенапряжений предусматривается при выполнении условия п.134 п/п. 2 и установке на электропередаче разрядников (ОПН) с пробивным напряжением при 50 Гц k0 < 2,25 и выполняется установкой реактора на стороне низшего напряжения трансформатора, коммутируемого в блоке с ВЛ. Реактор подключается выключателем одновременно с командой на включение или отключение электропередачи и отключается от появления тока в обмотке реактора с выдержкой времени

t ≥ x /60r , где r и x - активное и реактивное сопротивления обмотки реактора. Мощность реактора должна превосходить мощность холостого хода трансформатора не менее чем в 1,5 раз, но его подключение не должно снижать вынужденное напряжение на трансформаторе ниже 0,9 Uф.

134. Возникновение перенапряжений на основной частоте:

1). При одностороннем питании линии возникают следующие виды резонансных перенапряжений:

- перенапряжения при неполнофазных режимах на отключенных фазах блочных передач;

- перенапряжения при самовозбуждении генераторов, работающих на ненагруженную линию;

- повышение напряжений из-за емкостного эффекта ненагруженной линии как в симметричном режиме, так и при несимметричном коротком замыкании (далее эти перенапряжения называются вынужденными напряжениями).

2). Перенапряжения в неполнофазных режимах блочных электропередач возможны, если коммутируемые в блоке с ВЛ трансформаторы (автотрансформаторы) имеют обмотку, соединенную в треугольник и параметр m удовлетворяет неравенству

γ' 1 + z0γ0 m = ----- -------------- < 0 , γ0 1 + z'γ' где γ0, γ', z0, z' вычисляются по формулам таблицы 25 с учетом рекомендаций п.141 п/п 6, 7, 8.

135. Феррорезонансные повышения напряжения возможны при неполнофазных включениях или отключениях ВЛ, к которой подключены без выключателей один или несколько слабо нагруженных трансформаторов с разземленной нейтралью, или обрыве проводов. Неполнофазные коммутации являются следствием неправильной работы линейных выключателей.

136. Феррорезонансные повышения напряжения возникают на отключенных фазах ВЛ в схемах с односторонним питанием и подключенным одним или несколькими слабо нагруженными трансформаторами с изолированной нейтралью, имеющими обмотку соединенную в треугольник. Феррорезонансные повышения напряжения принципиально невозможны при двухстороннем питании ВЛ, а также если в схеме соединения трансформатора отсутствует треугольник или он разомкнут.

137. При обрыве провода ВЛ феррорезонансные повышения напряжения возможны только в случае, когда ни один из концов оборвавшегося провода не касается земли. Обрыв провода ВЛ и заземление его со стороны питающей сети приводит к отключению ВЛ. При обрыве провода и заземлении фазы со стороны трансформатора повышения напряжения на заземленной фазе не возникают.

138. Феррорезонансные повышения напряжения могут достигать величин, превышающих уровень изоляции электрооборудования и приводить к повреждению последнего. Поэтому необходимы мероприятия, исключающие феррорезонансные повышения напряжения.

139. При эксплуатации линий электропередач 110 кВ с трансформаторами, подключенными к ВЛ без выключателей для предотвращения повышений напряжений при неполнофазных включениях или отключениях ВЛ со слабо нагруженными трансформаторами или обрыве провода ВЛ следует:

- заземлять нейтраль обмотки ВН трансформатора 110 кВ. Если к ВЛ подключено несколько трансформаторов без выключателей, то следует заземлить нейтраль хотя бы одного трансформатора;

- применять защиту от повышения напряжений, уставки которой должны выбираться в соответствии с длительностью допустимых напряжений на оборудование по ГОСТ 1516.3. Действие защиты может быть различным, в зависимости от схемы и режима работы сети;

- отключать тупиковую линию;

- переходить от одностороннего питания линии к двухстороннему.

140. На магистрали с односторонним питанием и подключении к ВЛ части трансформаторов с изолированной нейтралью через выключатель при возникновении феррорезонансных повышений напряжения может быть предусмотрено последовательное отключение части трансформаторов до прекращения резонансных повышений напряжения.

141. При проектировании и создании новых линий электропередач 110 кВ следует исключить схемы, в которых возможны феррорезонансные повышения напряжения при коммутациях ВЛ с подключенными трансформаторами с разземленной нейтралью. С этой целью необходимо:

1). Предусматривать подключение трансформаторов к ВЛ только через выключатели;

2). Применять на магистральных ВЛ выключатели с более высоким значением токов отключения, например, 63 кА вместо 40 кА для сокращения в сети 110 кВ трансформаторов с разземленной нейтралью обмотки ВН.

3). Если для данной передачи возможно сочетание элементов, при которых параметр m < - 0,15; то возможно появление перенапряжений, превышающих 1,5 Uф, и необходимо или отказаться от блочной схемы, или по технико-экономическим соображениям выбрать способ защиты:

- отказ от треугольника на трансформаторах или его размыкание на период коммутации одновременно с включением и отключением основного выключателя;

- установка релейной защиты от неполнофазного режима: при отказе во включении одной (двух) фазы защита должна отключить выключившиеся фазы, а при отказе в отключении одной (двух) фазы защита должна включить отключившиеся фазы.

4). Самовозбуждение генераторов, работающих на ненагруженную линию, в эксплуатации недопустимо. Области возникновения параметрического самовозбуждения генераторов, работающих на ненагруженную ВЛ, определяются входным сопротивлением односторонне питаемой передачи (x и R), реактивного рассеивания трансформаторов (хm), включенных между генераторами и ВЛ, и параметрами всех параллельно включенных генераторов (x'd , xd , xq). Области самовозбуждения определяются графически (рис15). Параметры допустимых режимов должны лежать вне области самовозбуждения. Этим требованием определяется минимально допустимое по условиям самовозбуждения число генераторов и трансформаторов, от которых может питаться ненагруженная ВЛ.

5). Длительные повышения напряжения рабочей частоты могут иметь место в режимах одностороннего питания как после плановых, так и после аварийных коммутаций. Величина возникающих из-за емкостного эффекта повышений напряжения (вынужденное напряжение) определяется сочетанием случайных факторов: схемы, параметров и режима системы. Статистичность этих факторов определяется случайным характером графика нагрузок, изменением схемы системы (в связи с аварийными и плановыми ремонтами, изменением запасов воды и топлива, действиями персонала по обеспечению надежности и качества электроснабжения и т.п.), колебаниями ЭДС (в результате изменения нагрузок и действия АРВ), случайностью местоположения короткого замыкания на линии.

В связи с вышеизложенным вынужденное напряжение является случайной величиной, изменяющейся в течение года в интервале от минимально возможного для данной электропередачи значения γ1 до максимально возможного γ2. Каждой электропередаче и для каждого вида коммутации присущ свой интервал изменений вынужденного напряжения γ1 - γ2 , определяющий и плотность распределения вынужденного напряжения: к γ1 γ2 1 p (γ) = ---------- ∙ ------- γ2 – γ1 γ2

6). В аварийных коммутациях γ1 и γ2 рассчитываются по двум разным расчетным схемам – соответственно при максимальном и минимальном возможном в условиях эксплуатации числе генераторов, трансформаторов, реакторов и ВЛ, а также при минимальном и максимальном возможном в этих предельных режимах коэффициенте трансформации.

7). При несимметричных аварийных коммутациях вынужденное напряжение на здоровых фазах

γк = γ hк , где hк - коэффициент несимметрии, зависящий от расчетной схемы и месторасположения точки короткого замыкания. В связи с этим при несимметричных аварийных коммутациях предельные значения вынужденного напряжения γк1 и γк2 рассчитываются при двух местоположениях точки КЗ (в начале и конце линии) для обеих расчетных схем.

8). При плановых коммутациях персоналом должно быть обеспечено снижение вынужденного напряжения до допустимого для изоляции оборудования и аппаратов значения v1 ≈ v2 < Uдоп. Uдоп определяется вольт временными характеристиками изоляции при длительности ручной синхронизации 20-30 мин или автоматической 10-20с.

9) При любом виде коммутаций насыщение магнитопроводов трансформаторов учитывается, если вынужденное напряжение, рассчитанное без учета насыщения, превышает 1,25Uф трансформатора. Насыщение реакторов не учитывается.

10). Расчетное значение ЭДС принимается равным:

- Е1 ≈Е2 ≈ 1,0 при коммутации электропередачи к шинам системы;

- Е1 = 1,0; Е2 = 1,1 для аварийных коммутаций электропередач к шинам станций без АРВ;

- Е1 ≈Е2 < Епл для плановых коммутаций электропередач к шинам станций без АРВ;

- в соответствии с таблицей 26 для аварийных коммутаций к шинам станции с АВР.

11). Расчет предельных для электропередачи значений интервала изменений вынужденного напряжения выполняется по общеизвестным методикам с учетом насыщения магнитопроводов трансформаторов и указаний п/п 6 и 7.

12). Снижение величины вынужденных напряжений после плановых коммутаций осуществляется их подготовкой в соответствии с инструкцией по эксплуатации, которая может включать в себя:

- регламентацию порядка коммутации (подключение ВЛ сначала к более мощной системе, отключение ВЛ сначала от шин менее мощной системы);

- снижение напряжения на шинах питающей системы за счет изменения коэффициента трансформации трансформаторов и возбуждения генераторов;

- предварительное подключение реакторов к шинам и ВЛ.

x 1,2

r1 = 0,5 (xd –xq)

1,0

x01 =xт +0,5(xd + xq)

0,8

1

0,6

2

r2 = 0,5 (xq –xd)

x02 =xт +0,5(xq + xd)

0,4

0,2

3

0 0,2 0,4 R+Rг +Rт

Рис.15. Области параметрического самовозбуждения генераторов, работающих на ненагруженную линию 1, 2 и 3 – соответственно 1-я, 2-я т 3-я области самовозбуждения

13). Снижение величины вынужденных напряжений после аварийных коммутаций может осуществляться:

- подключением всех отключенных в нормальном режиме реакторов одновременно с отключением выключателей аварийного участка с использованием или выключателей реакторов, или искрового присоединения реакторов;

- программированием порядка проведения коммутации АПВ с тем, чтобы при повторном включении ВЛ вначале подключалась к шинам более мощной системы.

№ п/п

Схема электропередачи

Расчетные схемы замещения по параметрам

Первой последовательности

Нулевой последовательности

1

xn l

xn(1) xbc λ(1); z(1)

xn(0) xc xb λ(0); z(0)

xн

2

xn T1 l T2

xn(1) xbc1 λ(1); z(1)

xn(0) xc1 хв1 λ(0); z(0)

хн1 хвн2

3

xn T1 l T2

xn(1) xbc1 λ(1); z(1)

xn(0) xc1 хв1 λ(0); z(0)

хн1 хвн2

4

xn l1 l2

xn(1) λ(1); z2(1) λ2(1); z2(1)

xn(0) λ1(0); z1(0) λ2(0); z2(0)

хвн

Табл.25. Расчетные схемы замещения

Продолжение табл.25.

№ п/п

Формулы для расчета

z (1)

z (0)

y(1)

y(0)

1

xп(1)

xп(0)

yвх ------------------ , 1 + yвх хв-с

1

yвх = ----------- tgλ(1) W(1)

1 + xв-н yвх ------------------------------------- xс-н + yвх(хвхн +хвхс +хсхн)

1

yвх = ----------- tgλ(0) W(1)

2

xп(1)

xп(0)

yвх ------------------ , 1 + yвх хв-с1

1

yвх = ----------- tgλ(1) W(1)

1 + xв-н1 yвх ------------------------------------- xс-н1 + yвх(хв1хн1 +хв1хс1 +хс1хн1) 1 W(0) + хв-н2 tgλ(0) ------ --------------------------- W(0) хв-н2 + W(0) tgλ(0)

3

xп(1) + хвс1

хн1 (xп(0)+ хс1) хв1 + ------------------ xп(0)+ хсн1

1

----------- tgλ(1) W(1)

1 W(0) + хв-н2 tgλ(0) ------ --------------------------- W(0) хв-н2 + W(0) tgλ(0)

4

xп(1)

xп(0)

1 W1(1)tg2(1) + W2(1) tgλ1(1) ------ -------------------------------- -W(1) W2(1)) + W1(1) tgλ1(1) tgλ2(1)

1 W1(0) + хв-н2 tgλ1(0) ------ ----------------------------- W(0) 1 + W1(0) yвх tgλ1(0) 1 1 yвх = -------- + -------- tgλ2(0) хв-н W2(0)

Примечание: В таблице использованы следующие обозначения: 1) – выключатель, явившийся причиной неполнофазного режима; 2) хв-с, хв-н, хс-н - реактивности расеяния трансформатора (автотрансформатора) соответственно между обмотками высокого – среднего, высокого-низкого и среднего-низкого напряжений; 3) хв =0,5(хв-н + хв-с + хс-н); хс =0,5(хс-н +хс-в + хв-н); хн =0,5(хс-н + хв-н + хв-с); 4) хп(1) и хп(0) – реактивности питающей системы, соответственно по параметрам прямой и нулевой последовательностей; 5) под буквами во всех формулах понимаются соответствующие комплексы (например ±jyвх; ±jxп(0) и т.д.).

Таблица 26. Расчетные значения ЭДС при аварийных коммутациях

Вид коммутации

Быстродействующие системы возбуждения с кратностью форсирования 2 ÷ 4

Остальные системы возбуждения

Е1

Е2

Е1

Е2

Разрыв электропередачи вследствие отключения :

- от тока КЗ

1,05

1,25

1,0

1,20

- ТАПВ

1,0

1,10

1,0

1,10

- БАПВ

1,0

1,10

1,0

1,15

Разрыв электропередачи вследствие качаний или асинхронного хода

1,0

1,30

1,0

1,25

14) Ограничение длительности воздействия вынужденных напряжений осуществляется применением релейной защиты от повышения напряжения:

- с уставкой по напряжению U ≈ 1,15 – 1,2 Uф и действием либо на сигнал, либо на отключение с выдержкой 3-20с;

- с уставкой по напряжению U = 1,3-1,4Uф и действием на отключение с выдержкой не более 0,1-0,15с в электропередачах с выключателями на стороне высокого напряжения и с выдержкой 1,0-1,2с в блочных передачах, в которых возможны перенапряжения переходного резонанса.

§12. Защита от феррорезонансных повышений напряжения в РУ напряжением 110 – 500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения

142. Феррорезонансные повышения напряжения в ОРУ 110 – 500 кВ, кроме указанных в §11 случаях, могут возникать в схемах распредустройств, содержащих электромагнитные трансформаторы напряжения и выключатели с емкостными делителями напряжения (дугогасительные камеры которых имеют несколько разрывов шунтированных емкостными делителями -шунтирующими конденсаторами), образующихся в результате оперативных переключений (например, при переводе всех присоединений с одной системы шин на другую) или работы защиты шин. Возможность возникновения феррорезонанса определяется схемой и напряжением ОРУ и результирующими значениями емкостей конденсаторов, шунтирующих контакты воздушных выключателей. Возникновение феррорезонанса приводит к повреждению трансформаторов напряжения и должно быть предотвращено.

143. Основными мерами предотвращения (подавления) феррорезонанса являются:

- выбор схем электрических соединений ОРУ, исключающих появление феррорезонанса;

- увеличение емкости системы шин путем подключения к ним батарей конденсаторов связи;

- применение специальных устройств, фиксирующих возникновение феррорезонанса и осуществляющих его подавление.

144. Методика уточнения возможности существования феррорезонанса, программа расчета параметров этого режима, схема устройств фиксации и подавления феррорезонанса и указания по его настройке приведена в «Методических указаниях по предотвращению феррорезонанса в РУ 110-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения».

145. Феррорезонанс невозможен при отключении:

- шин ОРУ 110 кВ, поскольку дугогасительные камеры выключателей имеют один разрыв и не имеют емкости, шунтирующий контакт;

- выключателями 220 – 500 кВ, в которых отсутствуют шунтирующие конденсаторы.

146. Однолинейная схема замещения феррорезонансного контура при отключении системы шин с электромагнитными трансформаторами напряжений приведена на рисунке 16.

Рис.16. Однолинейная схема замещения при отключении ненагруженной системы шин с электромагнитным трансформатором напряжения Um – амплитуда напряжения шин, кВ; Cв – суммарная емкость между разомкнутыми контактами всех выключателей, нФ; Cш - суммарная емкость на землю всех элементов отключенной части РУ, нФ; L - нелинейная индуктивность ТН, Гн; R - активное сопротивление первичной обмотки ТН, Ом.

147. Для определения возможности возникновения феррорезонанса необходимо определить параметры всех элементов схемы замещения

рисунка 16, суммарные емкости выключателей, системы шин и характеристику намагничивания трансформатора напряжения.

148. Емкости, шунтирующие контакты выключателей 220 – 500 кВ приведены в Приложении 1.

Элегазовые выключатели 220 – 500 кВ, устанавливаемые в ОРУ, могут выполняться с несколькими разрывами на фазу. Емкость шунтирующая эти разрывы может составлять от 250 пФ до 1500 пФ на разрыв. Примечание. При установке в РУ элегазовых выключателей следует уточнить у производителей величину емкости, шунтирующую контакты выключателя. Суммарная емкость шин Сш определяется параметрами, приведенными, в Таблице 27, и включает емкость самой ошиновки и емкость фаза-земля, подключенного к ней оборудования (выключателей, разъединителей, ТН, ТТ, ОПН). Таблица 27. Усредненные значения емкостей фаза-земля элементов ОРУ 220-500 кВ

Класс напряжения, кВ

220

500

Ошиновка, пФ/м

8,2-8,5

10,7

Разъединитель, пФ

100-120

10,7-11,0

Выключатель, пФ

100-150

250-360

ТН (НКФ), пФ

300-350

500-600

ТТ, пФ

400-450

899-959

ОПН, пФ на фазу

50

150

Рисунок 17. Области существования феррорезонансных перенапряжений заштрихованы Примечание. КЭ = Св /(Сш+Св) ; СЭ = Св + Сш, нФ Св – суммарная емкость между разомкнутыми контактами всех выключателей, нФ; Сш – суммарная емкость на землю всех элементов отключенной части РУ, нФ.

149. Дл ОРУ 220-500 кВ с трансформаторами напряжения типа НКФ возможность возникновения феррорезонанса при отключении системы шин следует предварительно определить по рисунку 17. и уточнить по программе расчета переходных процессов2

__________________________ 2 Коммерческие программы для расчета переходных процессов в электрических сетях: NI Multisim, Simulink, EMTP-RV, ATP-EMTP, MicroTran, RTDS Simulator, PSCAD-EMTDC и др.

150. Для предотвращения феррорезонансных повышений напряжения, необходимо предусматривать одно из следующих мероприятий:

- применение антирезонансных трансформаторов напряжения, например, НАМИ;

- увеличение емкости системы шин путем подключения к ней конденсаторов, например, конденсаторов связи при этом суммарная емкость их должна быть достаточной для вывода схемы из зоны, опасной с точки зрения возникновения феррорезонанса. Необходимая дополнительная емкость определяется расчетным путем. Подключаться конденсаторы к шинам должны без выключателей. Если в цепи конденсатора имеются выключатели, то они не должны отключаться при отключениях систем шин; - введение запрета на отключение одной из ВЛ, отходящей от шин РУ и отключенной с противоположной стороны, либо на отключение трансформатора или автотрансформатора, у которого предварительно отключено напряжение со стороны обмоток НН. Трансформатор должен иметь заземленную нейтраль обмотки, присоединенной к отключаемым шинам.

151. Не рекомендуется параллельная работа электромагнитных трансформаторов напряжения типа НКФ с трансформаторами напряжения типа НДЕ или антирезонансными ТН, поскольку условия возникновения резонансных повышений напряжения в этом случае определяется трансформатором НКФ.

152. КРУЭ 110 – 500 кВ выполняются, как правило, с электромагнитными трансформаторами напряжения.

Феррорезонанс в КРУЭ с выключателями имеющими один разрыв без шунтирующих емкостей невозможен. Выключатели КРУЭ 110 кВ имеют один разрыв без шунтирующих емкостей. Выключатели КРУЭ 220 – 500 кВ могут иметь несколько разрывов с шунтирующими емкостями 250÷1500 пФ на разрыв. В этом случае в соответствии с техническими требованиями к КРУЭ классов напряжения 110-500 кВ, должны применяться антирезонансные ТН. Поставщик КРУЭ должен подтвердить отсутствие феррорезонанса в конкретной схеме КРУЭ расчетом с указанием суммарной емкости выключателей, шин и характеристики намагничивания ТН. Если антирезонансный характер ТН в КРУЭ не подтверждается, то следует применять меры по предотвращению феррорезонансных повышений напряжений, применяемых в ОРУ – введение запрета на отключение одной из ВЛ, отходящей от шин КРУЭ и отключенной с противоположной стороны. Общие требования и защита от перенапряжений КРУ с элегазовыми выключателями рассмотрена в главе 12. §13. Защита от резонансных повышений напряжения в неполнофазных режимах ВЛ напряжением 500 кВ

153. На ВЛ – 500 кВ с подключенными к ВЛ ШР, работающих с компенсацией реактивной мощности близкой к 100 %, при одностороннем неполнофазном включении ВЛ на невключенных фазах возможны резонансные повышения напряжения, которые могут привести к повреждению оборудования

154. Возможные повышения напряжений при несимметричном включении ВЛ с различным числом ШР на ВЛ, т.е. различной степенью компенсации реактивной мощности определяются по программе расчета переходных процессов3.

155. В случае появления неполнофазного включения ВЛ с ШР и 100 % компенсацией реактивной мощности следует принять меры по предотвращению резонансных повышений напряжения, а именно:

- восстановить симметричный режим, отключив три фазы выключателя;

- отключить одну группу ШР на ВЛ, снижая тем самым степень компенсации реактивной мощности и изменяя параметры резонансного контура.

§14. Защита от резонансных повышений напряжения на отключенной фазе при ОАПВ на электропередачах напряжением 500 кВ

156. После погасания вторичной дуги (дуги-подпитки) на отключенной в цикле ОАПВ фазе ВЛ с ШР и компенсацией реактивной мощности близкой к 100 % имеет место резонанс напряжений на отключенной фазе, в результате чего установившееся напряжение превышает значение фазного и ограничивается коронным разрядом (в зависимости от номинального напряжения и конструкции ВЛ) до 1,3 – 1,4 наибольшего фазного напряжения.

157. Для снижения восстанавливающегося напряжения на отключенной в цикле ОАПВ фазе следует:

- установить в нейтралях ШР компенсационные реакторы (КР), шунтируемые выключателем;

- отключать на время бестоковой паузы ОАПВ один комплект ШР.

158. Реактивное сопротивление КР, при котором величина восстанавливающегося напряжения после погасания дуги подпитки не превышает допустимой величины определяется по программе расчета переходных процессов4.

________________________ 3, 4 Коммерческие программы для расчета переходных процессов в электрических сетях: NI Multisim, Simulink, EMTP-RV, ATP-EMTP, MicroTran, RTDS Simulator, PSCAD-EMTDC и др.

159. Напряжение на нейтрали ШР при протекании тока подпитки через КР не должно превышать допустимого значения, которое определяется

одноминутным испытательным напряжением нейтрали ШР. §15. Защита от резонансных повышений напряжений на второй гармонике в электропередачах 500 кВ с ШР

160. При включении ВЛ 500 – 750 кВ с ШР возможны перенапряжения на второй гармонике, если первая собственная частота схемы близка к 2w. Величина перенапряжений может составлять 1,2 ÷ 1,45 Uф, длительность существования перенапряжений зависит от параметров сети и составлять несколько секунд.

161. Основные факторы, существенно влияющие на возникновение перенапряжений второй гармоники, следующие:

- величина питающего напряжения. Чем выше величина эквивалентной ЭДС системы, тем выше вероятность возникновения и уровень перенапряжений на второй гармонической напряжения;

- мощность питающей системы. Перенапряжения на второй гармонике возникают только при включении от маломощной системы, которая характеризуется величиной предвключенного реактанса сети, приведенного к напряжению коммутируемой ВЛ (X1). При величине X1 меньше 100 Ом резонанс на вторую гармонику практически не развивается.

- возникновение и величина повышения напряжения ВЛ на второй гармонике существенно зависит от фазы включения выключателя относительно ЭДС сети. При включении в максимум напряжения ЭДС повышения напряжения при возникновении второй гармонической минимальны, при включении вблизи нуля напряжения (максимум тока) повышения напряжения максимальны. Поскольку фаза включения выключателя относительно ЭДС случайна, то при прочих равных условиях случайна и величина повышения напряжения на второй гармонике.

162. Защита от повышения напряжения настроена на действующее значение напряжения и потому не реагирует на повышение напряжения на второй гармонической напряжения. Для регистрации возникновения перенапряжений на второй гармонике необходима настройка защиты на амплитудное значение повышения напряжения.

163. Для снижения величины повышения напряжения на второй гармонике при плановом включении ВЛ с ШР необходимо:

- понизить напряжение на шинах, к которым подключается ВЛ;

- включение ВЛ проводить от шин более мощной из систем, которые она соединяет.

164. В наиболее неблагоприятных режимах величина и длительность существования перенапряжений на второй гармонике может существенно превышать нормируемые ГОСТ 1516.3 величины для электрооборудования. В этом случае ручная синхронизация невозможна и необходимо применять полуавтоматическое замыкание ВЛ в транзит.

Полный цикл этих операций включает в себя:

- оперативное включение линии с первого заранее выбранного конца ВЛ;

- контроль появления рабочего напряжения;

- фиксация отсутствия повреждения;

- улавливание синхронизма;

- автоматическое включение выключателя второго конца.

Таким образом, исключается длительный режим одностороннего включенной ВЛ и, соответственно, не развиваются опасные для электрооборудования повышения напряжения от второй гармоники. Полуавтоматическое замыкание в транзит может быть выполнено с помощью штатных устройств АПВ. §16. Защита от квазистационарных повышений напряжения сетей 110 – 500 кВ

165. Квазистационарные повышения напряжения частоты 50 Гц возникают за счет емкостного эффекта линии на разомкнутом конце ВЛ при:

- одностороннем включении ВЛ;

- отключении несимметричного короткого замыкания вследствие разброса в действии устройств релейной защиты и выключателей по концам поврежденной ВЛ.

166. Повышения напряжения в режимах одностороннего включения ВЛ либо в процессе отключения несимметричного КЗ должны определяться с учетом конструкции ВЛ, ее длины и значения предвключенного реактанса системы по программе расчета переходных процессов1.

167. Для электрооборудования 110 – 500 кВ допустимое значение повышения напряжения и его длительность не должны превышать значений, нормируемых ГОСТ 1516.3. (см. таблицы 29, 30).

___________________________ 1 Коммерческие программы для расчета переходных процессов в электрических сетях: NI Multisim, Simulink, EMTP-RV, ATP-EMTP, MicroTran, RTDS Simulator, PSCAD-EMTDC и др.

Таблица 28. Наибольшие рабочие напряжения сетей 110-500 кВ

Класс напряжения сети, кВ

110

220

500

Наибольшее рабочее напряжение, Uм, кВ

126

252

525

Для обеспечения защиты электрических сетей 110-500 кВ от внутренних, резонансных и коммутационных перенапряжений должны быть произведены соответствующие расчеты резонансных перенапряжений, расчеты ОПН-110-500 кВ, а также эффективность защиты от грозовых, резонансных и низко- выскочастотных коммутационных перенапряжений. При этом эффективное заземление нейтрали сетей 110-500 кВ обеспечивается глухим заземлением нейтрали всех или части силовых трансформаторов системы, т. е все элементы системы соединяются с землей наглухо, либо через индуктивное сопротивление, величина которого настолько мала, что коэффициент несимметрии hкз не превышает 1,4 при любом режиме и схеме эксплуатации сети системы. Для соблюдения соотношения hкз ≤ 1,4 необходимо чтобы отношение реактивной составляющей входного сопротивления системы, рассчитанного относительно места нарушения симметрии по параметрам нулевой последовательности к реактивной составляющей того же входного сопротивления, рассчитанного по параметрам прямой последовательности не больше трех, т.е. Xвх(0) /Хвх(1) ≤ 3, а отношение активной составляющей этого сопротивления , расчитанного по параметрам нулевой последовательности не больше 1,0, т.е. rвх(0) / rвх(1) ≤ 1,0. Напряжение на любых элементах электропередачи не должно повышаться сверх наибольшего рабочего напряжения (длительное напряжение, без ограничения времени воздействия) безопасного для изоляции оборудования.

Таблица 29. Допустимое повышение напряжения промышленной частоты на оборудовании 110-220 кВ

Оборудование

Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия, с.

1200

20

1

0,1

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

1,10/1,10

1,25/1,25

1,90/1,50

2,00/1,58

Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения

1,15/1,15

1,35/1,35

2,00/1,50

2,10/1,58

Коммутационные аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры

1,15/1,15

1,60/1,60

2,20/1,70

2,40/1,80

Для ОПН допустимые значения и длительность повышения напряжения определяются характеристикой «напряжение-время», которая указывается заводом-изготовителем. Устройства релейной защиты и автоматики должны обеспечивать ограничение длительности квазистационарных повышений напряжения.

Таблица 30. Допустимое повышение напряжения промышленной частоты на оборудовании 500 кВ

Кратность амплитуд

1,0-1,025

1,025-1,05

1,05-1,075

1,075-1,10

1,10-1,15

1,15-1,20

Допустимая длительность одного случая, не более, мин.

480

180

60

20

5

1

Допустимое число случаев в год, не более

200

125

75

50

7

5

Интервал между случаями, не менее, час

-

12

-

-

1

-

168. Для поддержания уровня напряжения в нормальных и аварийных режимах работы сети необходимо предусматривать в сети средства компенсации реактивной мощности и трансформаторы с регулируемым коэффициентом трансформации.

169. Выбор средств компенсации реактивной мощности и трансформаторов с регулируемым коэффициентом трансформации в электрических сетях следует осуществлять на основе технико-экономических расчетов в соответствии с существующей методикой по расчетам для выбора типов, параметров и мест установки устройств компенсации реактивной мощности в электросетях.

170. Для выбора установленной мощности схем компенсации реактивной мощности и необходимого диапазона регулирования должны рассматриваться режимы максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы в пределах суток в летний и зимний периоды.

171. В качестве расчетного режима при выборе схем компенсации реактивной мощности для линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше необходимо рассматривать режим одностороннего включения линии, особенно тогда, когда линия подключается к маломощной энергосистеме.

172. Выбор схем компенсации реактивной мощности должен производиться таким образом, чтобы уровень напряжения в электрических сетях 110, 220, и 500 кВ в нормальных симметричных режимах не превышал наибольшего рабочего напряжения указанного в таблице 28 нормированного ГОСТ 721.

173. Для компенсации зарядной мощности линий электропередачи 110 – 500 кВ, регулирования напряжения и снижения перенапряжений в системообразующих и распределительных сетях следует применять ШР и УШР.

Рекомендуется применять шунтирующие реакторы в сочетании с регулированием коэффициента трансформации.

174. С помощью схем компенсации реактивной мощности следует обеспечить степень компенсации зарядной мощности линий не менее 80 ÷ 100 % – на 500 кВ.

Целесообразно равномерно распределить суммарную мощность ШР вдоль линий 500 кВ.

175. ШР могут присоединяться к ВЛ или к сборным шинам РУ ПС. ШР следует подключать к ВЛ для снижения повышений напряжения при односторонних включениях и отключениях линии, а также для гашения дуги подпитки (вторичной дуги) на линии в цикле ОАПВ.

В случае, когда нет необходимости подключать ШР к ВЛ их следует подключать для стока реактивной мощности в сеть более низкого напряжения к сборным шинам РУ ПС.

176. ШР следует подключать к ВЛ и шинам ОРУ ПС через коммутационные аппараты и лишь в исключительных случаях без них.

177. В соответствии с нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-500 кВ, при проектировании следует предусматривать:

- возможность переключения ШР с ВЛ на сборные шины РУ ПС при ремонте ВЛ;

- установку резервной фазы ШР на 2 – 3 группы ШР при использовании на ПС нескольких групп однофазных ШР одного напряжения.

178. УШР следует подключать к шинам ОРУ ПС через разъединитель.

179. Характеристики коммутационных перенапряжений:

1). Величина перенапряжений, возникающих в переходных режимах после плановых или аварийных коммутаций, определяется действием ряда факторов, качественные характеристики которых подвержены случайным изменениям. К этим факторам относятся: схема, параметры системы, индивидуальные характеристики выключателей и их систем управления, фазовый угол ЭДС и разброс действия отдельных фаз выключателей при включении линии и АПВ, метеорологическая ситуация вдоль трассы ВЛ, влияющая на остаточный заряд к концу паузы АПВ и т.д. В связи с этим кратность (соотношение амплитуды перенапряжения к амплитудному значению фазового рабочего напряжения электропередачи) перенапряжения определяется произведением двух случайных величин – вынужденного напряжения γ, характеризующего схему, параметры и режим электропередачи, и ударного коэффициента ϰ, характеризующего интенсивность переходного процесса:

k = ϰγ . Функция распределения кратности перенапряжения Рk(k) практически не отличается от нормального закона с параметрами k и Ϭk :

k – k Pk(k) = F ( ----------- ) , Ϭk где k = ϰγ , Ϭk =√ ϰϬ2γ + Ϭ2ϰγ .

2). Математическое ожидание γ и среднеквадратичное отклонение вынужденного напряжения определяется по рис. 18. в зависимости от рассчитанного по установленной методике интервала γ1 – γ2 .

3). Математическое ожидание ϰ и среднеквадратичное отклонение Ϭϰ ударного коэффициента приведены в таблице 31. в зависимости от вида коммутаций.

Координация изоляции ВЛ.

1). Координация изоляции ВЛ заключается в сопоставлении уровней изоляции kи, которыми характеризуются элементы изоляции (гирлянды, промежутки «провод-опора» и «провод-земля»), выбранные по условию обеспечения надежной работы в нормальном эксплуатационном режиме (kи – естественные уровни изоляции), и уровней изоляции kдоп, которыми должны обладать элементы изоляции для обеспечения успешности коммутаций (kдоп – допустимые уровни изоляции), и принятия при необходимости мер для выполнения условия kи > kдоп или за счет ограничения перенапряжений (снижение kдоп), или за счет усиления изоляции (повышение kи).

Таблица 31. Статистические характеристики ударных коэффициентов

Вид коммутации

ϰ

Ϭϰ

Плановое включение ВЛ или БАПВ ВЛ с трансформаторами напряжения на линии

1,62

0,12

Отключение ненагруженной ВЛ масляным выключателем без шунтирующих сопротивлений при КЗ на одной из фа:

- трансформаторы напряжения на шинах

- трансформаторы напряжения на ВЛ

2,0 1,85

0,16 0,14

ОАПВ

1,55

0,10

БАПВ ВЛ без трансформаторов напряжения на линии:

- после отключения ВЛ в сухую погоду или после грозового отключения;

- после перекрытия загрязненной изоляции

1,65 1,62

0,21 0,12

2). Естественные уровни элементов изоляции при воздействии импульсов коммутационных перенапряжений характеризуются средней величиной отношения разрядного напряжения к амплитудному значению фазового рабочего напряжения

(k = Up / √2 Uф) и разбросом разрядного напряжения как единичного элемента изоляции (коэффициент изменчивости Си), так и совокупности идентичных элементов (коэффициент учета Ви). Для выбранных в соответствии с «Инструкцией по выбору изоляции электроустановок» гирлянд изоляторов определяется сухоразрядное напряжение (уровень kc), мокроразрядное (уровень kм) и влагоразрядное (kг). Для промежутка «провод-земля» - уровень kпз, а для промежутка между отклоненным под действием ветра со скоростью 0,3 расчетной скорости проводом и опорой – kпо. Соответствующие видам воздействия и типам элементов изоляции значения коэффициентов Си и Ви приведены в таблице 32.

3) Допустимые уровни изоляции определяются условием успешности коммутации (вероятность не менее 0,9) из выражения

k = [1,3(Ϭk /v) + ϰ]v Bи = ξ v, где инвариант ξ не зависит от схемы, параметров и режима передачи а зависит от класса напряжения ВЛ, вида коммутации и вида изоляции. При всех возможных для данной ВЛ коммутациях из перечня табл.29. должны быть выполнены условия: kм > ξ1γ, kс > ξ1γ, k'г > ξ2γ - для гирлянд изоляторов; kпо > ξ1γ - для промежутка «провод- опора»; kпз > ξзγ - для промежутка «провод-земля».

υ/υ1

1,30

1,25

1,20

1,15

1,10

1,05

1,00

1,0 1,2 1,4 1,6 υ2/υ1 Ϭυ

0,22 0,20

0,18 0,16 0,14 0,12 0,10

0,08 0,06

0,04 0,02

0 0,2 0,4 0,6 υ2 - υ1

Рис. 18. Зависимость среднего значения υ и среднеквадратичного отклонения Ϭυ вынужденного напряжения от пределов υ1 и υ2 (для несимметричных коммутаций соответственно - υк1 и υк2).

4). Для ВЛ 110-220 кВ с воздушными выключателями или масляными с шунтирующими сопротивлениями, с изоляцией, отвечающей требованиям ПУЭ и «Инструкции по выбору изоляции электроустановок» для районов не ниже II степени загрязненности атмосферы, разрешается без проверки выполнения условий п/п. 3. не принимать специальных мер по защите от коммутационных перенапряжений, если вынужденное напряжение γ≤ 1,2.

Таблица 32. Значения коэффициентов учета Ви в зависимости от коэффициента изменчивости Си разрядного напряжения

Вид линейной изоляции

Uном, кВ

Си

Ви

Гирлянда изоляторов загрязнена и увлажнена туманом или моросящим дождем (k'г)

110-500

10

1,42

Гирлянда изоляторов сухая или увлажненная ливневым дождем (kм, kc)

110-220

500

5

8

1,17 1,30

Воздушный промежуток «провод-опора»

110-220

500

5

8

1,17 1,30

Воздушный промежуток «провод-земля»

110-500

5

1,17

5). Для ВЛ 110-220 кВ с воздушными выключателями или масляными с шунтирующими сопротивлениями, не отвечающих требованиям п/п.4, достаточна проверка выполнения условий п/п. 3 при коммутации АПВ:

- в районах с I СЗА k'г = kм и коммутация ТАПВ требует уровня изоляции kм, kс и kпо не ниже 2,46v; установка трансформаторов на линии позволяет снизить требования к kм, kс и kпо до 2,19v; использование ОАПВ позволяет снизить требования к уровням kм, kс и kпо до 2,05v;

- в районах с СЗА не ниже II и расчетным уровнем k'г = kс ТАПВ предъявляет требования к k'г (не ниже 2,66γ) и kпо (не ниже 2,46v при установке трансформаторов на шинах и 2,19v при установке трансформаторов на ВЛ); использование ОАПВ позволяет снизить требования к уровням k'г > 2,49v и kпо > 2,05v;

- в районах с СЗА не ниже II и расчетным уровнем k'г > k ТАПВ предъявляет требования к kс и kпо: не ниже 2,46v (трансформаторы напряжения на шинах) и 2,19v (трансформаторы напряжения на ВЛ); использование ОАПВ позволяет снизить требования к уровням до k и kпо не меньше 2,05v.

6). Для ВЛ 110-220 кВ с баковыми масляными выключателями без шунтирующих сопротивлений достаточна проверка выполнения условий п/п.3. при коммутации отключения ненагруженной ВЛ после однофазного КЗ:

- в районах с I СЗА k'ϩϩ ≈ kм необходимо обеспечить уровень изоляции kм, kс и kпо не ниже 2,82v (трансформаторы напряжения на шинах) или 2,56v (трансформаторы на ВЛ);

- в районах с СЗА не ниже II и расчетными уровнями k'ϩ < kс необходимо обеспечить уровень изоляции k'ϩ ≥ 3,43 v и kпо ≥ 2,82v (трансформаторы напряжения на шинах) или k'ϩ ≥ 3,1 v и kпо ≥ 2,56v (трансформаторы на ВЛ);

- в районах с СЗА не ниже II и расчетными уровнями k'ϩ > kс необходимо обеспечить уровень изоляции kс и kпо ≥ 2,82v (трансформаторы напряжения на шинах) или не ниже 2,56v (трансформаторы на ВЛ).

7) Для ВЛ 500 кВ достаточна проверка выполнения условий п/п.3 при коммутации АПВ:

- в районах с I СЗА k'ϩ ≈ kм и ТАПВ требует уровни изоляции kм, kс и kпо не ниже 2,73v. Если это требование не выполняется, то по технико-экономическим соображениям выбирается способ защиты от коммутационных перенапряжений: установка трансформаторов напряжения на ВЛ снижает требования к уровням до 2,43v; использование ОАПВ вместо ТАПВ снижает требования к уровням до 2,28v; установка на линии коммутационных разрядников с пробивным напряжением при 50 Гц, не превышающим 580 кВ (k0 k = 1,9), обеспечивает успешность ТАПВ при v ≤ 1,15;

- в районах II СЗА ТАПВ требует уровни изоляции k'ϩ ≥ 2,66v, kм, kс и kпо - не ниже 2,73v; установка трансформатора напряжения на ВЛ снижает требования к kм, kс и kпо до 2,43v; использование ОАПВ снижает требования до k'ϩ > 2,49v и не ниже 2,28v для kм, kс и kпо; установка на ВЛ коммутационных разрядников с kо ≤ 1,9 обеспечивает успешность коммутации ТАПВ при вынужденном напряжении v≤1,15.

8).Воздушные промежутки «провод-земля», выбранные на ВЛ 110-500 кВ в соответствии с требованиями ПУЭ, обеспечивают выполнение условия п/п. 3 для всех реальных значений вынужденного напряжения v без принятия мер по защите от коммутационных перенапряжений.

9). Выбору средств защиты в п/п. 7 должен предшествовать выбор мер по снижению вынужденного напряжения в соответствии с рекомендациями настоящего раздела.

181. Меры по защите изоляции подстанций:

1). На ПС 110-220 кВ с трансформаторами (автотрансформаторами) с уровнем изоляции, соответствующими ГОСТ 1516.1-76* и повышенным по сравнению с ГОСТ 1516-73 уровнем изоляции обмоток 220 кВ, применение специальных мер по ограничению внутренних перенапряжений не требуется.

2). На ПС 220 кВ с трансформаторами (автотрансформаторами) с уровнем изоляции, соответствующим ГОСТ 1516.1-76*, обмотки 220 кВ должны быть защищены от внутренних перенапряжений разрядниками серии РВМГ или их аналогами или другими типами, установленными без коммутационных аппаратов в цепи между разрядником и трансформатором.

3). На ПС 500 кВ комбинированные разрядники серии РВМК, их аналоги или другие типы, должны быть установлены на каждой системе шин, по концам ВЛ (для защиты аппаратов, подключенных непосредственно к ВЛ, если установка разрядников не предусмотрена для защиты изоляции линии по требованиям п/п.3, п/п. 6 и 7 настоящей главы) и на шинах, к которым коммутируется установка продольной емкостной компенсации.

4). Обмотки 500 кВ трансформаторов (автотрансформаторов) и реакторов 500 кВ должны быть защищены неотключаемым от них разрядников РВМГ или РВМК или их аналогами или другими типами разрядников или ОПН.

5). Оборудование ПС 500 кВ должно быть защищено от длительных повышений напряжения комплексом мер, рекомендуемых в настоящем разделе.

§17. Перенапряжения от дуговых однофазных замыканий на землю

182. Работающие с незаземленной эффективно нейтралью сети напряжением 6-35 кВ должны иметь изолированную, резонансно-заземленную либо резистивно- заземленную нейтраль. Основным защитным мероприятием в сетях 6-35 кВ является компенсация емкостных токов замыкания на землю с помощью дугогасящего реактора (ДРГ), обеспечивающая защиту в первую очередь от действия заземляющей дуги (от термического повреждения оборудования и перехода дуги на другие фазы). А также одновременно снижающей перенапряжения дуговых замыканий на землю.

183. В воздушных и смешанных сетях с компенсацией емкостных токов должны быть выполнены мероприятия против резонансного повышения напряжения при появлении в сети емкостной несимметрии и при неполнофазных коммутациях.

184. В сетях 6-35 кВ с изолированной или резонансно-заземленной нейтралью внутренние перенапряжения обычно не опасны для изоляции, вследствие чего применение специальных защитных мероприятий за редким исключением нет необходимости, но отказ от защиты должен быть обоснован. Вследствие старения и ухудшения изоляции из-за длительной эксплуатации оборудования целесообразно в конкретных ситуациях предусматривать использование дополнительных мер защиты от внутренних перенапряжений (установка ОПН, демпфирующих RC -цепочек, резисторов в нейтрали и др.). Обязательной является защита от перенапряжений, возникающих при коммутации малых индуктивных токов вакуумными выключателями.

185. В сетях 6-35 кВ должны быть приняты меры по предотвращению или снижению вероятности опасных резонансных и феррорезонансных колебаний, последние возникают в сетях 35 кВ после отключения однофазного металлического замыкания на землю.

186. Всегда требуется защита неиспользуемых обмоток трансформаторов от электростатических и электромагнитных влияний.

187. В сетях с изолированной нейтралью при однофазном дуговом (неметаллическом) замыкании на землю наблюдаются многократные зажигания и погасания перемежающейся дуги. Возникающие при этом переходные процессы приводят к возникновению перенапряжений на аварийной и неповрежденной фазах. Эти перенапряжения воздействуют на всю сеть, их величины определяются соотношением между моментами гашения и повторного зажигания дуги, сочетанием кривых восстанавливающейся электрической прочности промежутка, частотой и затуханием переходных колебательных процессов, смещением нейтрали в процессе горения дуги и соотношением емкостей фаз относительно земли и между собой. В силу случайности указанных факторов и их сочетаний, кратность перенапряжений распределяется по некоторому статистическому закону, параметры которого могут быть определены только экспериментальным путем.

Имеющиеся данные регистрации уровней перенапряжений при однофазных замыканиях на землю и теоретические оценки позволяют в качестве предельно возможных значений принять кратности перенапряжений на здоровых фазах в пределах (3,5÷4)Uф. Такие кратности перенапряжений характерны, в первую очередь, для сетей с изолированной нейтралью.

188.Снижение числа и уровней перенапряжений при дуговых однофазных замыканиях на землю может быть обеспечено включением в нейтраль системы дугогасящего реактора, либо активного сопротивления.

189. Применение дугогасящих реакторов в соответствии с Правилами устройства электроустановок требуется при превышении значений емкостного тока замыкания на землю:

- в сетях 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на ВЛ, и во всех сетях 35 кВ – более 10А;

- в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на ВЛ: при напряжении 3-6 кВ – более 30А, при напряжении 10 кВ – более 20А, при 15-20 кВ – более 15А;

- в схемах блоков генератор-трансформатор (на генераторном напряжении), а также в сетях 6-35 кВ с повышенными требованиями к электробезопасности (сети открытых горных и торфяных разработок, шахтных и т.д.) –5 и более А.

Установка дугогасящих реакторов должна обеспечить:

- снижение тока в месте замыкания на землю более, чем на порядок, при этом уменьшается ионизирующая способность дуги и ускоряется её гашение;

- уменьшение скорости восстановления напряжения на поврежденной фазе после погасания дуги, чт о затрудняет её повторное зажигание.

В сетях с компенсацией емкостных токов дугогасящими реакторами по результатам регистраций верхний предел кратностей дуговых перенапряжений может быть оценен на уровне (2,5÷3,1)Uф. Наибольшая эффективность использования дугогасящих реакторов обеспечивается при резонансной настройке, при этом степень несимметрии сети не должна превышать 0,75%, а напряжение смещение нейтрали в нормальном режиме 15% Uф длительно и не выше 30% в течение 1 часа. Если напряжение несимметрии и смещение нейтрали превышают указанные значения, то снижение их осуществляется выравниванием емкостей фаз относительно земли, например транспонированием линий на шинах подстанций.

190. Запрещаются пофазные включения и отключения ВЛ и КЛ, если это может привести к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения.

191. ДРГ и нейтраль трансформатора, к которой подключен реактор, должны быть защищены ОПН от перенапряжений, обусловленных срезом тока в ДРГ при отключении двухфазных к.з. на землю, когда на шинах остается маленькая емкость. ОПН устанавливается также, если наибольший ток ДРГ Iр ≥30 Iс, где Iс – емкостной ток замыкания на землю на шинах после отключения к.з., при этом перенапряжения не превзойдут 3Uф.

192. Отключение и включение холостого трансформатора, к нейтрали которого подключен ДРГ, можно производить только после отключения реактора, так как неодновременность размыкания и замыкания контактов выключателя (разъединителя) может привести к появлению опасных перенапряжений, возникающих вследствие пофазной компенсации емкостей сети.

193. Допускается работа дугогасящего реактора со степенью расстройки не более 5% в сторону перекомпенсации. Отклонения от указанных режимов компенсации возможны только при соответствующих обоснованиях.

194. Одним из основных методов защиты сетей от воздействия перенапряжений также является обеспечение устройствами РЗА. Рекомендуется оснащение всех присоединений сетей 6-35 кВ устройствами РЗ от однофазных замыканий удовлетворяющим следующим требованиям:

- устройства должны реагировать на устойчивые повреждения и повреждения, сопровождающиеся перемежающейся дугой;

- устройства должны селективно определять направление до места однофазного замыкания;

- работа устройства не должна зависеть от эксплуатационных режимов сети.

При этом устройства защиты могут действовать на отключение без выдержки времени, на отключение с выдержкой времени (по условиям селективности, технологии и т.п.) или на сигнал; либо устройство защиты, отключающее элемент с однофазным замыканием, должно действовать с минимальной выдержкой времени в установках, где отключение «земли» необходимо по требованиям техники безопасности.

195. В сетях 6-35 кВ с изолированной нейтралью дуговые перенапряжения для нормальной изоляции опасности не представляет, однако в целях повышения надежности работы изоляции вследствие старения могут использоваться ОПН, для повышения эффективности которой применяют совместно с резистором в нейтрали, с выполнением следующих условий:

- защитные характеристики ОПН должны быть скоординированы с уровнем изоляции защищаемого оборудования (трансформатора, двигателя, кабеля, КРУ);

- допустимые напряжения частотой 50 Гц для ОПН по величине и длительности должны соответствовать возможным повышениям напряжения в сети;

- пропускная способность ОПН должна соответствовать всем возможным в сети токовым воздействиям с учетом их длительности. Выбор параметров и место установки производятся расчетными методами перенапряжений и токовых воздействий на ОПН.

196. В распределительных и промышленных сетях, а также в сетях собственных нужд электростанций, где имеют место частые переходы однофазных замыканий в междуфазные и двойные, возникают трудности с компенсацией емкостных токов из-за значительного остаточного тока высших гармоник, где отключение поврежденного элемента не наносит ущерба при наличии резерва (отрицательные последствия от внезапного аварийного отключения поврежденного элемента с однофазным замыканием менее тяжелы), по местным условиям целесообразно заземлить нейтраль через резистор и отключать присоединение с «землёй» с минимальной выдержкой времени.

В сети с высокоомным резистивным заземлением рекомендуется включение в нейтраль резистора, сопротивление которого одного порядка с емкостным сопротивлением всех фаз сети на землю, который обеспечивает существенное снижение дуговых и феррорезонансных перенапряжений. Применение активного сопротивления, включенного в нейтраль системы с изолированной нейтралью, может быть рекомендована в кабельных распределительных сетях, имеющих низкий уровень изоляции и высокую удельную повреждаемость. Величина сопротивления выбирается такой, чтобы протекающий через него ток составлял 0,5÷1,0 от соответствующего емкостного тока сети. При этом максимальная кратность перенапряжений на здоровых фазах не будет превышать (2,2÷2,5) Uф.

197. Для защиты сетей с резистивным заземлением нейтрали, в которых допускается аварийное отключение поврежденного присоединения с однофазным замыканием, используется схема с двумя ограничителями, имеющими разные уровни защиты. Такие схемы защиты используются к сетям собственных нужд 6 кВ электростанций и другим сетям 6-10 кВ. В систему защит в данных случаях кроме резистора входит токовая ненаправленная селективная защита от замыкания на землю, действующая на отключение без выдержки времени. Селективность её определяется тем, что активный ток создаваемый резистором протекает только через поврежденное присоединение, а через остальные присоединения протекает лишь собственный емкостной ток нулевой последовательности, от которого отстраивается защита.

198. При отказе токовых защит присоединений или при однофазных замыканиях на шинах действует защита, подключенная к трансформатору тока в цепи резистора, которая с временем 0,58с действует на отключение заземляющего трансформатора вместе с резистором и ОПН, вследствие чего в схеме исключено длительное существование большинства однофазных замыканий, что благоприятно сказывается на работе оборудования и исключено длительное воздействие линейного напряжения на ОПН, установленного у заземляющего трансформатора. Перенапряжения от заземляющих дуг ограничены резистором в нейтрали до нормируемого уровня напряжения для ОПН 2,4Uф, создающий благоприятные условия их работы.

199. Вследствие указанных обстоятельств, т.е. редких случаев отказа токовых защит присоединений или возникновения однофазного замыкания на шинах, сеть переходит в режим работы с изолированной нейтралью и попадает под защиту второго ОПН в схеме имеющего более худшие характеристики чем первого ОПН, т.е. (2,9-3,0) Uф.

200. Для уменьшения повреждений трансформаторов напряжения для контроля изоляции используются антирезонансные ТН типа НАМИ-6, НАМИ-10 и НАМИ-35, имеющих особую схему соединения обмоток и пониженную номинальную индукцию. Для предотвращения повреждений ТН имеющихся в эксплуатации типа НТМИ – 6-10 и 3*ЗНОМ-35 от феррорезонансных колебаний и от дуговых замыканий на землю необходимо выполнение следующих мероприятий:

- заземление нейтрали сети через ДРГ или резистор, обеспечивающий разряд емкостей за 0,01с;

- уменьшение в сети числа ТН с заземленными нейтралями обмоток ВН, при возможности ограничиться измерением междуфазных напряжений с использованием трансформаторов типа НОМ, соединенных по схеме треугольника;

- использование в сетях 35 кВ вместо трехфазной группы ЗНОМ-35 двух трансформаторов НОМ -35 для измерения междуфазных напряжений и одного ЗНОМ-35, включенного в нейтраль питающего трансформатора, для контроля изоляции сети;

- в сетях 6-10 кВ использование резисторов порядка 10 кОм, постоянно включенных в нейтральный провод ТН, при этом изоляция нейтрали должна выдерживать перенапряжение порядка 1,3 Uф;

- включение резистора 25 Ом, 400 Вт во вторичную обмотку ТН, соединенную по схеме разомкнутого треугольника. Защитный резистор устанавливается без предохранителя непосредственно у ТН и остается постоянно включенным, целесообразность применения которого проверяется экспериментально.

§18. Перенапряжения при коммутациях ненагруженных линий

201. Возникновение перенапряжений возможно при всех видах коммутации ненагруженной линии. При плановых включениях и автоматическом повторном включении снижение остающегося напряжения на коммутируемой линии за счет бестоковой паузы приводит к перенапряжениям с кратностью на 30-40% превосходящей кратность линейного напряжения 3 Uф и поэтому менее опасны, чем перенапряжения при дуговых замыканиях на землю. Наиболее опасны перенапряжения при отключениях линии выключателями, допускающими повторные зажигания дуги между контактами.

202. Величина перенапряжений при отключениях линий определяется рядом факторов: конструкцией выключателя, параметрами и предшествующим отключению режимом работы сети, наличием дугогасящих реакторов.

203. В сети с изолированной нейтралью повышенную опасность представляют отключения линий, емкость которых оказывается больше емкости остающейся части сети. В этом случае перенапряжения будут иметь кратность не менее 3 (по отношению к фазному напряжению) при отсутствии и свыше 5 при наличии повторных зажиганий дуги в выключателе.

204. В сети с изолированной или резонансно заземленной нейтралью наиболее высокие перенапряжения возникают при наложении процесса коммутации отключения линии на процесс однофазного замыкания на землю или другие режимы, приводящие к смещению нейтрали (в частности, к смещению нейтрали, связанному с наличием дугогасящего реактора).

205. Для ограничения перенапряжений при отключении ненагруженных линий следует использовать выключатели, исключающие повторные зажигания дуги при отключении емкостных токов, и возможные способы смещения нейтрали (снижение емкостной несимметрии сети, применение режима перекомпенсации и т.п.).

§19. Перенапряжения при отключении ненагруженных трансформаторов

206. Возникновение перенапряжений связано с внезапным гашением дуги между контактами выключателя до перехода отключаемого тока через нулевое значение с последующим переходом энергии магнитного поля отключаемой индуктивности в энергию электрического поля паразитной емкости трансформатора и присоединенной к нему цепи, поэтому величина перенапряжений определяется конструкцией выключателя, а также параметров схемы.

Величина перенапряжений увеличивается с уменьшением мощности и номинального напряжения трансформатора, с увеличением дугогасящей способности выключателя. При наиболее неблагоприятных сочетаниях условий эти перенапряжения могут достигнуть опасной для изоляции величины. Зарегистрированные кратности перенапряжений достигают шести кратной величины Uф.

207. В условиях эксплуатации перенапряжения существенно снижаются при наличии кабеля между выключателем и отключаемым трансформатором. Минимальные кратности перенапряжений снижаются до 2,5 Uф.

§20. Феррорезонансные перенапряжения в неполнофазных режимах сети.

208. В сетях с изолированной нейтралью при несимметричных коммутациях могут образовываться резонансные контуры с реактивностью намагничивания трансформаторов. Типичными условиями возникновения резонанса являются:

- обрыв и заземление одной фазы линии у источника питания, в конце линии включен холостой ход трансформатора;

- разомкнута одна или две фазы на первичной стороне трансформатора.

210. Вероятность возникновения феррорезонанса и возможные перенапряжения в неполнофазных режимах определяются соотношением эквивалентного емкостного сопротивления участка линии между выключателем и трансформатором и реактивностью намагничивания трансформатора. В связи с нелинейностью последней проверка возможности феррорезонанса может быть произведена графо-аналитическим методом с учетом конкретных данных о кривой намагничивания трансформатора и емкости линии. Как правило, вероятность феррорезонанса растет с увеличением емкости линии, а при неизменной емкости – с уменьшением мощности трансформатора.

211. Для снижения вероятности феррорезонанса и величин перенапряжений могут быть приняты следующие меры:

- отказ от режима работы ненагруженного трансформатора, уменьшение отрезка линии между выключателем и трансформатором;

- отказ от предохранителей между трансформатором и выключателем;

- отказ от однофазных коммутирующих устройств в цепи трансформатора;

- расстройка резонансного контура изменением длины кабеля или использованием балластной нагрузки;

- снижение напряжения на шинах питающих подстанций до уровня номинального в часы минимума нагрузок.

§21. Феррорезонансные перенапряжения с участием трансформатора напряжения

212. В сетях с изолированной нейтралью и относительно небольшими токами замыкания на землю феррорезонансные процессы с участием трансформаторов напряжения практически проявляются на частотах 25 и 50 Гц под воздействием перенапряжений, появляющихся в том числе и при обрыве связи фазы с землей в режиме замыкания на землю. Феррорезонанс вызывает токовые нагрузки в обмотках трансформатора и приводит к термическому разрушению изоляции.

Теоретические и экспериментальные оценки показывают, что наиболее вероятно возникновение феррорезонансных процессов в сетях с трансформаторами напряжения при емкости сети, не превышающей 0,15÷1,3 мкФ на трансформатор, в зависимости от частоты резонанса и характеристик намагничивания трансформатора. В процессе развития феррорезонанса через обмотки трансформаторов напряжения протекают токи до десятикратного уровня от номинальных значений.

213. Вероятность возникновения феррорезонансных процессов в сетях с трансформаторами напряжения особенно возрастает при недогруженности силовых трансформаторов сети (10-20% от номинальной нагрузки) и повышения напряжения до или несколько выше предельного номинального.

Критерием устойчивости сети к феррорезонансу в этих условиях может служить соотношение: Iс U8 ------ > 8 (------) , Iхх Uн где Iс - емкостной ток замыкания сети на землю; Iхх - суммарный намагничивающий ток (ток холостого хода) силовых трансформаторов сети; U и Uн – соответственно, имеющийся и номинальный уровни напряжения сети. Наиболее эффективным средством борьбы с феррорезонансом с участием трансформаторов напряжения является разземление нейтралей трансформаторов напряжения и усиление внутренней изоляции нейтрали до уровня 2 Uф . При этом используются схемы контроля изоляции сети, работающие в режиме без заземления нейтрали.

§22. Защита ПС-110-500 кВ с элегазовыми КРУ

214. Для защиты электрооборудования КРУЭ от грозовых перенапряжений комплект ОПН устанавливается:

- снаружи КРУЭ между вводом воздушной линии в КРУЭ и последней опорой (порталом);

- в случае присоединения КРУЭ кабельными линиями или кабельными вставками в месте перехода кабеля в воздушную линию;

- со стороны трансформаторов, автотрансформаторов и ШР как снаружи, так и внутри КРУЭ в цепи присоединения трансформатора (автотрансформатора, ШР).

215. Необходимость установки комплекта ОПН в цепях присоединения трансформаторов (автотрансформаторов, ШР), на шинах КРУЭ определяется расчетом в зависимости от мест расположения и расстояний от ОПН до защищаемого оборудования, параметров ОПН, схемы КРУЭ и количества отходящих от шин присоединений. Выбор параметров ОПН определяется расчетом с учетом мест их расположения, расстояний до защищаемого оборудования и обеспечения необходимого уровня защиты оборудования (по показателям надежности) как от набегающих грозовых волн, так и от коммутационных перенапряжений.

216. Все элементы КРУЭ с кабельными и обычными вводами и оборудование ПС (подходы присоединений ВЛ, силовые трансформаторы, автотрансформаторы, измерительные трансформаторы, установленные на стороне ВЛ, компенсационные реакторы, ОПН) подвергающиеся воздействию двух различных групп перенапряжений – резонансных, низкочастотных коммутационных и грозовых в электросетях с эффективно-заземленной нейтралью и высокочастотных, с фронтом 5- 20 нс, коммутационных перенапряжений, возникающих при включении или отключении элегазовыми выключателями участков холостых шин КРУЭ, должны быть защищены соответствующими средствами и методами защиты:

- нелинейными ограничителями перенапряжений как обычного исполнения (ОПН), так и в элегазе (ОПНЭ), для ограничения амплитуд низкочастотных коммутационных перенапряжений возникающих при коммутациях ненагруженных ВЛ и силовых трансформаторов (автотрансформаторов), и грозовых перенапряжений, набегающих с ВЛ.

- предвключаемыми резисторами в элегазовых выключателях, снижающих амплитуду низкочастотных коммутационных перенапряжений при плановых включениях линий, а при аварийном отключении ВЛ из-за неуспешного АПВ или ОАПВ, снижающие амплитуду и скорость напряжения, восстанавливающегося на контактах коммутирующего элегазового выключателя;

- встроенными в элегазовые разъединители предвключаемые резисторы двустороннего действия, уменьшающих амплитуду и растягивающие фронт высокочастотных коммутационных перенапряжений, возникающих при коммутациях участков холостых шинопроводов КРУЭ в процессе сборки (или разборки) схемы ПС;

- снижением сопротивления заземления опор и повышением эффективности тросовой защиты ВЛ на подходах к ПС, что ограничивает амплитуду и число волн грозовых перенапряжений, набегающих с воздушной линии на ПС.

217. Для каждой ПС с КРУЭ возможно применение нескольких вариантов комплекса защитных средств, в той или иной мере отличающихся как по составу, так и по параметрам входящего в состав защитного комплекса технических средств основанных на требуемых технико-экономических показателей и прогнозируемого уровня эксплуатационной надежности.

218. В целях повышения электрической прочности элегазовой изоляции от воздействия ВЧ-перенапряжений при воздействии грозовых импульсов металлические поверхности элементов КРУЭ должны быть тщательно очищены и отполированы с допустимой шероховатостью электродов порядка 0,1-0,3мм. Необходимо учесть, что появляющиеся на поверхности шинопроводов металлических частиц длиной 2-6мм во время транспортировки или в процессе эксплуатации снижают электрическую прочность почти вдвое, чем при воздействии грозовых перенапряжений. При постоянном нахождении холостого шинопровода под напряжением происходит налипание свободных металлических частиц на шинопровод, что снижает электрическую прочность элегазовой изоляции.

219. Кратность перенапряжений по отношению к амплитуде фазного максимального рабочего напряжения Uфм при коммутациях, как включениях, так и отключениях могут достигать 2,3-2,8, конкретные величины которых зависят от соотношения волновых сопротивлений шинопроводов, компоновки КРУЭ, длин и конфигурации коммутируемых участков и мгновенных значений напряжений на шинах в момент пробоя межконтактного расстояния разъединителя. Общее количество пробоев в процессе операции определяется скоростью схождения (расхождения) контактов и может достигать сотен. С точки зрения величин перенапряжений, наиболее неблагоприятные условия, когда напряжения на контактах разнополярны и максимальны, т.е.

∆U(0) = 2Uфм. При отключениях таким условиям отвечает один из последних пробоев, а при включении -один из первых.

220. Защита КРУЭ от резонансных перенапряжений должна быть направлена на то, чтобы либо полностью исключить в соответствующих расчетных режимах возможность повышения частоты 50 Гц сверх наибольшего рабочего напряжения согласно таблицы 28, либо, если это оказывается экономически нецелесообразным, создать такие условия, при которых резонансные перенапряжения безопасны для КРУЭ и оборудования ПС. Ограничение резонансных перенапряжений осуществляется вне КРУЭ на входящих и выходящих от КРУЭ присоединениях.

221. Если все элементы КРУЭ и встроенного оборудования выдержали послеремонтные испытания по нормативам МЭК, а внешний по отношению к КРУЭ комплекс защитных мер и аппаратов ограничивает воздействия на изоляцию вводов «воздух-элегаз», воздушных присоединений, силовых и измерительных трансформаторов, а также на ограничители ОПН, то система защиты от резонансных перенапряжений является достаточной.

222. Защита от низкочастотных коммутационных перенапряжений, воздействующих на изоляцию оборудования ПС включающий в себя подходы присоединений ВЛ, вводы «элегаз-воздух», измерительные трансформаторы тока и напряжения, установленные на стороне ВЛ, компенсационные реакторы 500 кВ , элегазовые выключатели, разъединители, шинопроводы, элегазовые измерительные трансформаторы тока и напряжения , осуществляются ограничителями перенапряжений типа ОПН и ОПНЭ. Защитные характеристики ограничителей типа ОПН и типа ОПНЭ должны быть одинаковыми.

223. Если общее число ОПН и ОПНЭ, установленных как в самом КРУЭ, так и на всех входящих и выходящих из КРУЭ присоединениях равно n = nопн +nопнэ, то амплитуда воздействующих на оборудование ПС и газозаполненные элементы КРУЭ низкочастотных коммутационных перенапряжений определяется неравенством

kвозд ≤ kзащ /nα = kзащ /n0,04 , кВ . Выбор системы защит от низкочастотных коммутационных перенапряжений производится в следующем порядке, если рассчитанное по вышеуказанной формуле kвозд превышает kдоп, согласно международным стандартам который для 500 кВ равен 1175 кВ (для 220 кВ и ниже не нормируется), то число ограничителей типа ОПН увеличивается до n'опн > nопн, при котором выполняется условие kзащ kвозд = ------------------------- ≤ kдоп , кВ (n'опн + nопнэ)0,04

В соответствии с нормативами МЭК все газонаполненные элементы КРУЭ и встроенного оборудования должны проходить послемонтажные испытания, если они выдержали эти испытания, то система защиты от низкочастотных коммутационных перенапряжений является достаточной.

224. Обеспечение грозозащиты как КРУЭ и подходов входящих и выходящих присоединений ВЛ, так и питающих КРУЭ блочных трансформаторов (автотрансформаторов) осуществляется за счет использования ограничителей типа ОПН, элегазовых ограничителей ОПНЭ и других средств предназначенных для снижения числа набегающих волн за счет повышения грозоупорности ВЛ на подходе к ПС (снижением сопротивления заземления опор, повышением эффективности тросовой защиты) и ограничения амплитуды атмосферных перенапряжений, воздействующих на внутреннюю изоляцию компенсирующих реакторов и блочных трансформаторов (автотрансформаторов) до уровня , определяемого МЭК, но не более чем до (2,5-2,6)Uфм, т.е. до величины, когда надежность работы внутренней изоляции

определяется не грозовыми перенапряжениями, а длительным воздействием рабочего напряжения частоты 50Гц.

225. Для выполнения эффективной системы грозозащиты внутренней изоляции блочных трансформаторов (АТ) так, чтобы амплитуда волн грозовых перенапряжений не превышал указанной в п.224 величины, на расстоянии 15-20м от питающего КРУЭ блочного трансформатора (АТ) устанавливаются два ограничителя типа ОПН, один между блочным трансформатором и КРУЭ на входящем в последнее воздушном присоединении, второй на ВЛ между блочным трансформатором и генераторными шинами.

226. Газонаполненный шинопровод КРУЭ при испытаниях на месте монтажа должен выдержать воздействие грозового импульса, нормируемого МЭК (см таблицу 33).

227. Для обеспечения высокой эксплуатационной надежности КРУЭ 500 кВ необходима эффективная защита от воздействия высокочастотных коммутационных перенапряжений, которую не могут обеспечить ОПНЭ и ОПН, в связи с их электрически удаленностью от места появления максимальных перенапряжений при частотах 5-15 МГц, а также намного высокой, чем предусмотрена нормативами МЭК уровня защиты от грозовых перенапряжений, вольт-амперной характеристикой ограничителей при наносекундных воздействиях.

228. Для обеспечения высокой эксплуатационной надежности и уменьшения импульсных помех гораздо эффективнее в вышеуказанных КРУЭ оснащение элегазовых разъединителей встроенными предвключаемыми резисторами двустороннего действия -на включение и отключение.

Для обеспечения требуемой наиболее высокой эксплуатационной надежности КРУЭ 500 кВ необходимо чтобы амплитуда ВЧ коммутационных перенапряжений ограничивалась на уровне менее (1,0-1,05)Uфм, которая достигается при условии, когда величина активного сопротивления предвключаемого резистора соответствует неравенству Rпр ≥ 2 Zw , где Zw – волновое сопротивление коммутируемого разъединителем участка шинопровода.

229. Предвключаемый резистор должен быть термостойким, т.е. поглощать без повреждения энергию, выделяющуюся в нем во время коммутации и не должен нарушать общий температурный режим элегазового разъединителя.

230. Выбор типов средств защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений, расчет грозоупорности ВЛ и ПС 6-500 кВ в зависимости от грозовой активности в регионах осуществляется на стадии проектирования в соответствии с существующими методиками.

Таблица 33. Рекомендуемые МЭК испытательные напряжения элегазовых КРУ и встраиваемого в них оборудования

Uном, кВ

Грозовой импульс 1,5/40 мкс, кВ

Коммутационный импульс 1,2/2,5 мс, кВ

Напряжение частоты 50 Гц, кВ, 60с

Полный

Срезанный

Отно-сительно земли*

Между контактами выклю-чателя и разъе-динителя

Относительно земли и между полюсами**

Между контактами

Относи-тельно земли и между полюсами

Между контактами

Электро-магнитные транс-форматоры напря-жения

КРУЭ

Измеритель-ные трансфор-маторы и вводы, испытываемые отдельно

Выклю-чатели

Разъе-динители

Выклю-чатели

Разъе-дини-тели

110

550

630

550

-

-

230

230

230

265

220

950

1050

950

-

-

395

395

325

375

500

1425

1725

1425

1175**

1330

630

630

815

* - для вводов «воздух-элегаз» категории размещения I в сухом состоянии и под дождем;

** - требование к изоляции между полюсами только для классов напряжения 110 и 220 кВ.

§23. Защита от перенапряжений установок с вакуумными выключателями

231. При применении вакуумных выключателей на присоединениях с электродвигателями и трансформаторами для защиты от перенапряжений используются ОПН и демпфирующие RC- цепочки, как наиболее эффективные мероприятия чем задержка в отключении двух фаз, управление моментом коммутации и др.

232. ОПН должны подключаться между фазой и землей со стороны коммутируемого присоединения или параллельно контактам выключателя. ОПН установленные на шинах, не защищают присоединение при его отключении вакуумным выключателем. Устанавливаемые между фазой и землей ОПН должны располагаться непосредственно у защищаемого объекта или в начале кабеля, в ячейке КРУ у выключателя, если длина кабеля не больше 50м.

ОПН, подключаемый непосредственно на зажимах защищаемого объекта (электродвигателя), обеспечивает ограничение перенапряжений до необходимого уровня и, вместе с тем оказывается неуязвимым в режиме с перемежающейся дугой., т.к. при перенапряжениях, вызванных перемежающейся дугой ток через ОПН имеет безопасные значения, и такие ОПН применяются в схемах с любым значением емкостного тока замыкания на землю. Если длина кабеля менее 50м, а емкостной ток замыкания на землю не превышает 10А, то ОПН устанавливается между фазой и землей в ячейке КРУ у выключателя со стороны кабеля, питающего электродвигатель. При включении ОПН параллельно контактам выключателя обеспечивается более глубокое ограничение перенапряжений, а сам ОПН подвергается менее тяжелым воздействиям.

233. Демпфирующая RC- цепочка устанавливаемая непосредственно у защищаемого объекта, применяется для защиты наиболее ответственных электродвигателей и установка RC- цепочек на нескольких присоединениях не должна приводить к установке в сети дополнительных ДРГ. Допускается установка RC- цепочки в начале кабеля в ячейке КРУ у выключателя, если расчетом показано, что обеспечивается требуемый уровень ограничения перенапряжения на защищаемом объекте.

Емкость защитной RC- цепочки выбирается в 5 раз больше емкости отключаемого присоединения (емкость кабеля по прямой последовательности плюс емкость защищаемого объекта). Сопротивление R защитной RC- цепочки определяется по формуле ____ R = 1,75√ L/C , Ом, где L = Lш + Lк, Lш – индуктивность ошиновки, равная 25·10-6 Гн, Lк – индуктивность кабеля 6 кВ на высоких частотах (в зависимости от поперечного сечения токоведущей жилы S):

S, мм2

35

50

70

95

120

150

185

240

Lк, мГн/км

0,14

0,12

0,10

0,09

0,08

0,07

0,06

0,055

Эквивалентная емкость двигателя Сд, мкФ, при отсутствии конкретных данных может быть определена по формуле ___ Сд = 4·10-4√ Рн , мкФ, где Рн - номинальная мощность двигателя, кВт. Для RC- цепочек можно применить бумажно-масляные конденсаторы на напряжение 6-10 кВ (например, применяемые для компенсации реактивной мощности), резистор R должен быть рассчитан на длительную мощность 100 кВт. Защита от перенапряжений, вызванных вакуумными выключателями, не требуется в следующих случаях:

- при установке вакуумного выключателя на присоединении электродвигателя, пусковой ток которого более 1800А (действующее значение);

- при установке вакуумного выключателя на присоединение с трансформатором, если суммарная емкость на землю превышает 0,2мкФ;

- если трансформаторы защищены ОПН или вентильными разрядниками по условиям грозозащиты;

- в распределительных сетях при применении вакуумных выключателей на головных участках ВЛ-6-35 кВ, имеющих отпаечные трансформаторы;

- для изоляции аппаратов – разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и др.

Приложение 1.

(справочное)

Таблица 34. Емкости конденсаторов, шунтирующих контакты выключателей

Тип выключателя

Емкость, шунтирующая контакты полюса, пФ

Тип выключателя

Емкость, шунтирующая контакты полюса, пФ

ВВН-150

330

ВВН-330-15

167

ВВШ-150

330

ВВН-330

303

ВВН-220-10

250

ВВДМ-330

413

ВВН-220-15

250

ВВ-330Б

167

ВВШ-220

250

ВВБ-500

288

ВВБ-220-12

825

ВВБ-500-30

275

ВВБ-220Б-40/2000

825

ВВ-500Б

550

ВВД-220

825

ВНВ-500

350

ВНВ-220

700

ВПБ-500

335

ВЭК-220*

250

ВГТ- 22011*

250

ВМТ-220Б

550

HPL – 500*

1600

Элегазовые выключатели типа: HPL – 170, 245 LTB -110, 220, 500 3AP, 3AV, 3AG, 3AF LW 30, 35, ZW 37 GL107, DT1, 550PM50 ВГП, ВГК, ВГТ, ВБ, ВЭБ и другие элегазовые выключатели

Выполняется по заводским спецификациям согласно техническому заданию заказчика в соответствии с действующими международными стандартами:

- емкость создается или слоями изоляции или за счет конструктивных элементов самих полюсов или применением добавочных конденсаторов, включенных параллельно промежуткам.

* - элегазовые выключатели

Приложение 2

(справочное) §1. Выбор молниеотвода, общие положения

1. Выбор типа и высоты молниеотводов производится, исходя из значений требуемой надежности (Рз). Объект считается защищенным, если совокупность всех его молниеотводов обеспечивает надежность защиты от прорывов молнии на защищаемый объект не менее Рз. Во всех случаях система защиты от прямых ударов молнии выбирается так, чтобы максимально использовались естественные молниеотводы, а если обеспечиваемая ими защищенность недостаточна - в комбинации со специально установленными молниеотводами. В общем случае выбор молниеотводов производится при помощи соответствующих компьютерных программ, способных вычислять зоны защиты или вероятность прорыва молнии в объект (группу объектов) любой конфигурации при произвольном расположении практически любого числа молниеотводов различных типов. Если защита объекта обеспечивается простейшими молниеотводами (одиночным стержневым, одиночным тросовым, двойным стержневым, двойным тросовым, замкнутым тросовым), размеры молниеотводов можно определять, пользуясь заданными в настоящих Правилах зонами защиты.

2. При проектировании и сопоставлении расчетных и эксплуатационных показателей грозоупорности ВЛ и ПС необходимо использовать данные среднемноголетнего числа грозовых часов не менее чем за 30 лет, а также фактическое число грозовых часов за каждый анализируемый год, как абсолютные числа грозовых отключений, так и удельное число грозовых отключений на 100км 100 грозовых часов в год. Необходимо также учитывать географические и климатические особенности местности, наличие крупных водоемов и рек, особенности трассы (наличие застроек, лесных массивов), а также конструктивные параметры ВЛ.

Приложение 3

(справочное) Наименьшее расстояние между проводами или между проводами и тросами при пересечении ВЛ между собой и с ВЛ более низкого напряжения

Таблица 35. Наименьшее расстояние между проводами или между проводами и тросами при пересечении ВЛ 220-110 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения

Длина пролета ВЛ, м

Наименьшее расстояние между проводами или между проводами и тросами, м, при расстоянии от места пересечения до ближайшей опоры ВЛ, м

30

50

70

100

120

150

до 200

4

4

4

4

-

-

300

4

4

4

4,5

5

5,5

400

4

4

5

6

6,5

7

Таблица 36. Наименьшее расстояние между проводами или между проводами и тросами при пересечении ВЛ 500 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения

Длина пролета ВЛ, м

Наименьшее расстояние между проводами или между проводами и тросами, м, при расстоянии от места пересечения до ближайшей опоры ВЛ, м

30

50

70

100

120

150

до 200

5

5

5

5,5

-

-

300

5

5

5,5

6

6,5

7

400

5

5,5

6

6

7,5

8

Нормативные ссылки

- ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В (с Изменениями № 1 – 3).

- ГОСТ 1516.3-96 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.

- ГОСТ 9920-89 (СТ СЭВ 6465-88, МЭК 815-86, МЭК 694-80) Электроустановки переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Длина пути утечки внешней изоляции.

- Межгосударственный стандарт ГОСТ 19431-2023 Энергетика и электрификация. Термины и определения. Приказ Кыргызстандарта № 14 от 02.03.2024г.

- ГОСТ Р 53735.5-09 (МЭК -60099-5:2000) Разрядники вентильные и ограничители перенапряжений нелинейные для электроустановок переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Часть 5. Рекомендации по выбору и применению.

- Международный стандарт IEC 60099-4:2014 Ограничители перенапряжений без искровых промежутков для систем переменного тока.

- ГОСТ 1516.1-76 Электрооборудование переменного тока напряжением 3-500 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.

- ГОСТ 16357-70 Разрядники вентильные переменного тока напряжением 3-500 кВ. Технические требования.

- ГОСТ Р 52725-09 (МЭК 60099-4) Ограничители перенапряжений нелинейные для электроустановок переменного тока напряжением 3-750 кВ. Общие технические условия.

- ГОСТ 1516-73 Трансформаторы, аппараты и изоляторы высокого напряжения. Нормы и методы испытаний электрической прочности изоляции.

-ГОСТ 19431-2023 Энергетика и электрификация. Термины и определения.