Статья в журнале "Автоматика, связь, информатика" №9 за 2002 год.

НА ГРАНИЦЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТИ.

(Проблемы взаимодействия дистанций ЭЧ и ШЧ)

Н.В. ОЖИГАНОВ, руководитель группы автоблокировки Дорожной электротехнической лаборатории

Северо-кавказской дороги

С.Н. ОЖИГАНОВ, ассистент Южно-Российского государственного технического университета ЮРГТУ (НПИ)

На границе эксплуатационной ответственности дистанций электроснабжения и сигнализации и связи (ЭЧ и ШЧ) встречаются не только две специальности, но и два подхода со своей спецификой, терминологией и традициями. В связи с этим на дороге предпринята попытка укрепить этот стык устройств. Взаимодействие и взаимопонимание при обслуживании устройств были первую очередь достигнуты при выработке единых требований, в том числе и по оформлению документации. В этом отношении несомненную пользу принесла совместная работа последних лет по выполнению нескольких указаний департаментов электрификации и электроснабжения и сигнализации, централизации и блокировки.

В 2001 году был сделан новый расчёт уставок токовых защит и корректировка их селективности между постом ЭЦ и КТП ( комплектной трансформаторной подстанцией). Для упорядочения учета параметров электроснабжения на границах эксплуатационной ответственности ЭЧ и ШЧ на СКЖД была разработана система паспортизации объектов СЦБ. В эти документы вносились как расчётные величины нагрузки и тока короткого замыкания (КЗ), так и измеренные. Паспорта устройств электроснабжения СЦБ выявили потенциальные очаги повреждений и ранее не замечаемые проблемы.

При выборе уставок токовых защит специалисты дороги руководствовались методикой с внесенными дополнительными требованиями, предложенной департаментами сигнализации, централизации и блокировки и электрификации и электроснабжения, в которой говорилось, что номинальный ток плавкого элемента предохранителя должен быть не менее чем на 20% больше тока наиболее нагруженной фазы. Для обеспечения селективности, плавкие вставки предохранителей на вторую ступень защиты (на КТП) рекомендуется выбирать на два номинальных значения больше чем на посту ЭЦ. Время отключения короткого замыкания (КЗ) не должно быть больше 1.3 сек. и в особых случаях 5 сек.

Кроме того, чтобы не менять колодки крепления предохранителей, выбор плавких вставок старались производить в пределах уже установленных типов.

На Северо-Кавказской дороге на каждый объект электроснабжения устройств СЦБ был заведён паспорт, в котором указывалось название станции, объект электроснабжения и дистанции, обслуживающие его, а также давались характеристики основного и резервного источника питания:

• тип и номер КТП;
• мощность трансформаторов;
• марка и длина кабеля, обслуживаемого ШЧ и ЭЧ;
• расчетная и измеренная величина сопротивления цепи фаза-нуль, тока нагрузки и короткого замыкания;
• тип защит в зоне ответственности ШЧ и ЭЧ;
• номинальный ток автоматов и предохранителей;
• паспортная кратность тока срабатывания автомата и его измеренная величина;
• тип расцепителя автомата;
• величина сопротивления заземления поста ЭЦ (МРЦ) и КТП.

Фиксировались также примечания, если таковые имелись, после чего паспорт подписывался начальником ремонтно-ревизионного участка и старшим электромехаником.

После составления таких паспортов на всех станциях дороги выяснилось, что на некоторых станциях расчетный ток нагрузки в несколько раз больше измеренного, а нагрузки фаз фидеров 380/220 В имеет большую неравномерность.

Поскольку нагрузка фаз неравномерна, а расчет производится по средней суммарной мощности, то реальный ток наиболее загруженной фазы оказывается намного больше расчетного. На некоторых фидерах была выявлена значительная разница между инструментально измеренным током КЗ и его величиной по расчётам.

Было достаточно трудно привести времени срабатывания токовых защит некоторых фидеров сети TN-C к требованиям ГОСТ Р 50571.3-94 по максимальному времени отключения аварии и невозможно обеспечить на некоторых фидерах уставку предохранителей в три раза меньше тока КЗ.

Значительная разница между расчётным и измеренными токами нагрузки выявилась на крупных постах ЭЦ. Это объясняется подключением прочих нагрузок к шинам гарантированного питания СЦБ. Во многих случаях это нагрузки кратковременного включения, имеющие большие пусковые токи, которые затрудняют выбор защит.

В результате сопоставления расчетных и измеренных величин токов КЗ выяснилось, что в значительном числе случаев измеренный ток КЗ больше чем на 20% отличается от расчётного. Этот разброс можно объяснить погрешностью расчета и измерения. Например, при определении суммарного сопротивления цепи КЗ активная составляющая сопротивления кабеля складывается с преимущественно индуктивным сопротивлением трансформатора арифметически, а не геометрически.

При КЗ в низковольтной обмотке трансформатора угол сдвига фаз между током и напряжением составляет 65-75 электрических градусов, а при КЗ у потребителя из-за наличия кабеля он уменьшается до 15-30 градусов. Это позволяет с некоторой погрешностью проводить арифметическое сложение.

В случае, если измеренный ток КЗ значительно меньше расчетного, то скорее всего в цепи нулевых проводников питающих фидеров есть обрыв или большое переходное сопротивление на контактах. В этой ситуации в четырехпроводной сети TN-C вместо нуля используется заземление и при аварии защиты или совсем не срабатывают или время отключения недопустимо затягивается.

При проверках в 9% случаев оказалось, что сопротивление заземляющих устройств постов ЭЦ значительно меньше сопротивления защитных заземлений питающих их подстанций. Кроме того на ряде объектов было обнаружено присоединений нескольких нулевых проводников питающих кабелей на одно болтовое соединение. Это может привести к их отгоранию, тогда пост ЭЦ переходит в режим сети ТТ и на всем зануленном и заземленном оборудовании прочих потребителей КТП появляется высокое напряжение прикосновения и сильный перекос фаз.

Напряжение смещения нуля в сети с заземлённой нейтралью определяется, исходя из комплексных величин ЭДС фазных напряжений и фазных проводимостей по следующей формуле.

Для примера приводится карту токовых защит одного из участков (табл.1). Уставки токовых защит в графе 6 и 7 приведены до корректировки по Указанию МПС в 2001 году.

Мощность КТП в графе 12 позволяет определить допустимый ток фазы фидера на 1 кВА номинальной мощности (4,5 А для ОМ и 1,45 А для ТМ) и скорректировать защиту.

По карте токовых защит можно установить станции где пост ЭЦ может оказаться "передаточным звеном" для блуждающих токов двух КТП. Это возможно в случае когда на подстанции установлены мощные трансформаторы и сопротивление заземляющих устройств незначительно (менее 1 Ом).

Таблица 1 Карта токовых защит объектов СЦБ

При выборе уставок защит выяснилось, что на некоторых фидерах ток нагрузки сопоставим с током однофазного КЗ. Преимущественно это источники основного питания от ЛЭП автоблокировки 6 кВ со стальными проводами. В цепь тока КЗ вносится значительное сопротивление со стороны внешнего электроснабжения.

Определим допустимое время КЗ по перегрузочной способности трансформатора. По термической стойкости масляных трансформаторов (ТМ) время КЗ не должно превышать:

t_доп=900/К²,

где К- 100/е_К - кратность тока КЗ к номинальному,

t_доп – допустимое время КЗ, с.

е_К - напряжение КЗ, процент от номинального, указываемое в паспортных данных трансформатора.

Для большинства ТМ основного питания 6(10) кВ е_К=4,5%.

К= 100% /е_к% ,

где е_к – напряжение опыта КЗ (паспортные данные трансформатора), тогда

К=22 t_доп=1,8 сек.

Если температура окружающего воздуха больше 5 ⁰С допустимая перегрузка изменяется в А раз.

При 25 ⁰С А=0,8. Тогда t_доп =1,45 сек.

Для ТМ резервного питания от ДПР при е_к=6,5% - К=15,4 а t_доп=3 сек.

Ток КЗ с учётом кабельной линии.

- при основном питании от трансформатора ТМ 25. (I_НОМ= 37 А) и кабеле АВВГ 3*25+1*16 длиной 20 м; I_КЗ=195 А; К=5,26; t_доп=25 сек;

- при резервном питании ТМ 63. (I_НОМ=90 А) и кабеле АВВГ 3/25+1*16 длиной 70 м; I_КЗ=320 А; К=3,55; t_доп=57 сек.

Допустимое время протекания тока КЗ по кабелям определим по допустимой температуре их нагрева. В самых невыгодных условиях находятся кабели проложенные в трубе по помещениям поста. Согласно ПУЭ допустимый длительный ток в кабеле с алюминиевой жилой 16 мм ² не должен превышать 55 А. Тогда для кабеля основного питания ток КЗ превышает допустимый в 3,5 раз, а на резервном питании в 5,8 раз. Для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией допускается нагрев до 150 ⁰С, а с полиэтиленовой изоляцией - 120 ⁰С.

Согласно расчёту выяснилось, что допустимая длительность протекания тока КЗ по алюминиевой нулевой жиле сечением 16 мм² основного питания составит 60 сек, а на резервном питании 23 сек. Для кабелей с полиэтиленовой изоляцией это время сократится на 20%.

По выборочному расчёту можно сделать вывод, что по условиям допустимого нагрева кабелей и трансформаторов время отключения КЗ не должно превышать 15-20 сек. Выбор плавких вставок согласно требований нового ГОСТ Р 50571 производился из условия недопустимости их сгорания при токе КЗ за время более 5 сек. Как показывает практика, при задержке отключения на большее время электрическая дуга успевает беспрепятственно распространиться по всему ШВП или ЩВПУ, лишенному разделительных перегородок между фидерами питания.

К сожалению, в методике предложенной главками не содержались сведения по характеристикам токовых защитных элементов применяемым в типовых проектах. При выборе предохранителей на северо-Кавказской дороге ориентировались по кривым, приведенным на рис. 1 На нем защитные характеристики предохранителей ПН2 показаны сплошными линиями, НПН - штриховыми линии, а цифры соответствуют номиналам плавких вставок.

Рис. 1.

Из паспортов электроснабжения и карты уставок защит (см. табл. 1) наглядно видно, какую опасности подвергаются люди при производстве работ в условиях "опасного места" (на ЩВП и ЩВПУ), если не установлены переносные заземления. Ток КЗ достигает нескольких сот ампер, мощность трансформаторов КТП и мощность КЗ тоже очень велики, отсутствие при работе глухого металлического заземления просто недопустимо.

По данным таблицы 1, граф 6,7 видно, что до корректировки защит на многих объектах СЦБ полностью отсутствовала селективность поста ЭЦ и КТП, а уставки защит далеко не всегда обеспечивали отключение аварии. Оказалось, что почти у всех автоматических выключателей с электромагнитными расцепителями с кратностью тока срабатывания более 6I_ном ток отключения больше тока КЗ. Это потребовало их замены. Технические параметры предохранителей на КТП напряжением 380 В приведены в табл.2.

Таблица 2

тип	Номинальный ток
	патрона предохранителя	плавкой вставки
НПН2-60	63	6; 10; 16; 20; 25; 32; 40; 63
ПН2-100	100	31.5; 40; 50; 63; 80; 100
ПН2-250	250	80; 100; 125; 160; 200; 250
ПН2-400	400	200; 250; 315; 355; 400
ПН2-600	630	315; 400; 500; 630
ПП17	1000	500; 630; 800; 1000
ПР-2	15 60 100 200 350 600 1000	6; 10; 15 15; 20; 25; 35; 45; 60 60; 80; 100 100; 125; 160; 200 200; 235; 260; 300; 350 350; 430; 500; 600 600; 700; 850; 1000

В процессе эксплуатации выяснилось необходимость совершенствования токовых защит и КТП и постов ЭЦ, применения в этих целях более совершенных устройств.

Для примера проанализируем электроснабжения поста ЭЦ на станции "А"

В связи с большим расчётным током нагрузки невозможно выполнить требование ПУЭ 1.7.79 по кратности уставки предохранителей к измеренному току КЗ (в три раза), что вызовет задержку отключения аварии. При токе 245 А плавкая вставка 100 или 125 А предохранителя ПН 2 сгорает за время более минуты.

Согласно паспорту электроснабжения объекта СЦБ и карте уставок защит на посту ЭЦ станции "А" сопротивление заземления составляет 0,5 Ом, на КТП основного питания 1,6 Ом, на КТП резервного питания 2,4 Ом. На первом источнике питания установлен трансформатор ТМ-400 мощностью 400 кВА и проложен кабель 0.4 кВ с алюминиевыми жилами 3*70 + 1*35 длинной 40м. Сопротивление трансформатора составляет 0.065 Ом, а фазы кабеля 0.021 Ом .

На втором (резервном) источнике питания установлен ТМ-63 и проложен кабель с алюминиевыми жилами 3*35 + 1*35 длинной 60 м. Сопротивление трансформатора 0.41 Ом, а фазы кабеля 0.065 Ом.

На рис 2 представлена векторная диаграмма смещения нуля и изменения фазных напряжений при КЗ на фазе А первого источника питания поста ЭЦ на станции А

Рассмотрим распределение потенциалов при КЗ на фазе А:

При обрыве нуля сопротивление цепи сложится из суммы сопротивлений поста ЭЦ , КТП, трансформатора, фазы кабеля: R_кз=R_эц+R_ктп+R_тм+R_каб ,

Тогда сопротивление на первом фидере R_кз1==2.185 Ом, на втором - R_кз2== 3.375 Ом.

Ток КЗ на первом фидере составит I_кз1 =220/2.185=101 А, а на втором I_кз2 =220/3.375=65.185 А

Падение напряжения на кабеле и трансформаторе ТМ составит ΔU_кэ1=9 В, ΔU_кэ2=31 В. На корпусах оборудования и заземлении поста ЭЦ появится потенциал U_эц1=51 В, U_эц2=33 В

Потенциал на заземлении КТП и корпусах оборудования прочих потребителей будет равен напряжению смещения нейтрали

U_Nктп1=160 В, U_Nктп2=156В

Напряжение на фазах В и С прочих потребителей КТП можно определить по векторной диаграмме графически (рис.2).

Отметив на диаграмме необходимые значения , определим, что напряжения на фазах В и С КТП при КЗ на первом фидере составит U^/_Ф1=330 В, при КЗ на втором фидере U^/_Ф2=327 В.

При таком напряжении происходит выход из строя оборудования, в первую очередь электронного. Ток КЗ не превышает допустимого номинального тока КТП и отключение аварии не происходит.

Рис. 2

На рис. 2 АО=ВО=СО=U_Ф=220 В – номинальное фазное напряжение сети;

ОО^/ =U_Nктп1=160 В – напряжение на нуле КТП при КЗ (смещение нуля)

АО^/ =U_эц1=50 В – напряжение на оборудовании поста ЭЦ

U^/_Ф =ВО^/=СО^/ =330 В – фазное напряжение у прочих потребителей КТП при КЗ.

Особого внимания и ЭЧ и ШЧ требует работа по оснащению устройств полноценной шиной РЕN, по приведению присоединения N и РЕ проводников на отдельные болтовые соединения и контроль их электрической целостности. В нормативной документации в перечень обязательных регламентных работ должна быть внесена работы по регулярной проверке цепи фаза – нуль

Поскольку токовые защиты устанавливаются на постах ЭЦ не непосредственно на вводе в ЩВП, а вынесены на вводную панель, то основная и реальная защита объекта СЦБ оказывается на КТП. Однако автоматы на КТП находятся в полевых условиях, что приводит к их периодическим отказам и тяжелым авариям с выходом из строя большого количества оборудования. Действующими нормативами не установлена периодичность проверки срабатыванием автоматов на КТП на величине уставки и их плановой замены. В отдельных случаях на КТП пришлось последовательно автоматам устанавливать предохранители.

Практика регулярного опробования автоматов на ток и время срабатывания для таких важных объектов как СЦБ просто необходима. Для этого нужны специальные приспособления, аппаратура и технологические карты.

Токовая защита релейных шкафов напольных устройств автоблокировки также требует решения. Установленные на вводе питания в релейных шкафах рельсовых цепей 25 Гц (РЦТ-25) предохранители на 20 А не могут выполнять функцию защиты от сверхтоков. В кабельных ящиках на основном питании автоматических выключателей АВМ с тепловыми элементами силовые контакты свариваются после нескольких отключений КЗ.

Наименьший номинал вольфрамовых плавких вставок высоковольтных предохранителей ПКН составляет 0,5 А., но ток их перегорания в 25 и более раз больше допустимого тока трансформатора ОМ мощностью до 4 кВА. В результате оказывается, что предохранитель ПКН может отключать от линии только уже сгоревшие трансформаторы.. Следовательно они практически не защищены и обречены при КЗ у потребителя. На Северо-Кавказской дороге каждый год сгорает несколько десятков этих дорогостоящих трансформаторов. Вместе с ними из-за не отключаемых КЗ выходит из строя аппаратура и кабели СЦБ.

В несколько лучшем положении находятся трансформаторы резервного питания, защищенные в кабельном ящике предохранителями. В свете новых экономических реалий настало время пересмотреть токовую защиту автоблокировки в части уменьшения номинала плавких вставок предохранителей в релейных шкафах и оснащения АВМ ограничителем срабатываний не более двух - трёх.

Работы на стыке ЭЧ и ШЧ требуют согласованности и по форме актов разбора повреждений и актов плановых мероприятий.

Для плановых работ по проверке работы СЦБ при аварийных и оперативных переключениях фидеров питания ЛЭП 6(10) кВ разработана специальная форма акта, в котором указывается:

- дата и место проверки устройств питания СЦБ;

- фазное напряжение на первом (основном) фидере и втором (резервном) фидере под нагрузкой;

- время перехода питания с основного источника на резерв и наоборот;

- перекрылись ли сигналы при переключении питания и если да то какие;

- время отсутствия напряжения на фидере основного питания вводной панели поста ЭЦ при наличии резервного питания устройств СЦБ и цикле АПВ-АВР на питающих пунктах основного питания, какие сигналы при этом перекрылись;

- установлено ли перекрытие сигналов при отсутствии резерва и бестоковой паузе 1,3 сек. Бестоковая пауза 1,3 сек. на основном питании создаётся включением в цепь контактора специального устройства согласно технологической карте %15 технологии обслуживания устройств СЦБ.

Совместная работа по корректировки параметров токовых защит позволила лучше скоординировать работу ЭЧ и ШЧ, что положительно сказалось на работе устройств.