Итак, хотя о методах отыскания места повреждения на ВЛ 6-10 кВ написано очень много, как во всевозможных книгах, так и на просторах интернета, я попробую выделить главное.
Ликвидация аварии в сетях с изолированной нейтралью (распределительные сети 6-10 кВ).
Вступление.
При появлении признака аварии в распределительных сетях, оперативный персонал, находящийся на смене, должен руководствоваться не только инструкциями по ликвидации аварии или нештатной ситуации, но и личными знаниями о работе распределительного комплекса сети, работе релейной защиты, правилами по переключениям и так далее. Поэтому подготовка оперативного руководителя оперативно-диспетчерской группы (далее диспетчер ОДГ) весьма трудоемкий и ответственный процесс. Подготовка диспетчера может длиться до одного года. За это время кандидат изучает инструкции по оборудованию, которое установлено на подстанциях, схему сети и топологию сети, кольцующиеся фидера, наличие и расстановку секционирующих ячеек или секционирующих разъединителей, пропускную способность ВЛ, карты уставок РЗА, информацию о замерах в летний и зимний режимные дни, правильное применение средств защиты от поражения электрическим током и так далее. То есть все то, чем ему, в последствии, придется руководить и от его умения зависит быстрота принятий тех или иных решений, направленных на скорейшую ликвидацию нарушения энергоснабжения потребителей. Поэтому неплохо если кандидат в диспетчера для начала поработает электромонтером в оперативно-выездной бригаде (ОВБ).
Возникающие трудности.
Ни для кого не секрет что энергетика Российской Федерации сейчас переживает не самые лучшие времена. Хотя в последнее время и увеличился объем установки новейшего оборудования – это все равно «капля в море». Бюрократия, знаете вещь такая.
Итак, рассмотрим трудности.
1)Устаревшее оборудование. Как уже сказано, бюрократия тормозит закупки нового оборудования. Труды на создание многолетних планов ремонта или замены оборудования, которые проходят многоступенчатую процедуру утверждения порой сходят на нет. Так подав заявку на приобретение вакуумного выключателя, с заменой релейной части на микропроцессорную, последнюю могут завернуть. Так как перенаправление средств на более важную задачу, в планах есть полная замена релейной части уже все подстанции и так далее. Причин может быть множество, но как часто бывает, вакуумный выключатель привезли, а релейная часть остается на старых и добрых реле. Очень хочется верить, что перенаправленные средства действительно пошли на нужное дело, а не тек что бы – ой, не получилось.
2)Трассировка ВЛ. Как правило, ВЛ построены еще в 60 годах. За это время появилось множество населенных пунктов, всяких СНТ, ДПК и им подобным, и трасса ВЛ может проходить так интересно, учитывая появившиеся отпайки, что и на схеме трудно понять. А если принять еще и карту местности, то получается, что две секционирующие ячейки стоят, согласно схеме, в десяти пролетах друг от друга, а проехать от одной к другой – надо давать круг, километров пять, потому что между ними к примеру река и моста или брода нет. Конечно, это довольно трудный вопрос, но все же не стоит сбрасывать со счетов.
3)Квалификация персонала. Про диспетчеров ОДГ я уже написал во вступлении, остался оперативный персонал ОВБ. Оперативный персонал ОВБ – это глаза и руки диспетчера ОДГ. После грамотного осмотра персоналом ОВБ диспетчер ОДГ всегда примет правильное решение. Так же существующий взаимоконтроль операций гарантированно уменьшает вероятность ошибок. Кстати во много раз сокращается время поиска места повреждения, если оперативный персонал ОВБ грамотный, имеет навыки работы с инструментом, знание трассы ВЛ, узкие места, принципы работы оборудования и так далее.
4)Коммутационные аппараты. Точнее их отсутствие. Встречаются ВЛ 6-10 кВ длинною более 30 км, а по магистральному проводу и делить то нечем. Чем локализовать участок ВЛ? Снятием шлейфов на ВЛ где ни будь посередине? А ели опоры не подъемные – вызывай вышку? А это как всегда время.
5)Потребительские ТП (КТП, СТП и так далее). Законодательно, разрешено потребителю, как юридическому, так и физическому лицу ставить собственные КТП. При этом Все знают о правах и банально забывают об ответственности. Не буду разбирать ПТЭ ЭП и федеральные законы, скажу просто, с потребителем надо работать плотно. Доходит до того, что КТП есть, а обслуживающего персонала нет и так далее. В моем понимании если со стороны потребителя произошло нарушение ПТЭ ЭП или действующих Федеральных законов, то их надо отключать с обязательным направлением жалоб в Ростехнадзор и к Гарантирующему поставщику электрической энергии.
Межфазное короткое замыкание. При межфазном коротком замыкании выключатель (В) на подстанции (питающий центр) отключается от действия защит.
Здесь реализованы простейшие защиты –это максимальная токовая защита (МТЗ), и токовая отсечка (ТО).
Как всем понятно МТЗ отстраивается от тока короткого замыкания в конце линии, выполняется с выдержкой по времени и защищает всю длину ВЛ, а ТО выполняется от максимального тока короткого замыкания защищаемого участка, как правило, не более 20% от длины ВЛ, выдержка по времени отсутствует.
При межфазном коротком замыкании поиск повреждения более понятен, так как все уже случилось.
Рассмотрим рисунок 1 (Здесь питающий центр среднестатистическая подстанция, блочного типа, релейная часть на аналоговых реле)).
Действия диспетчера ОДГ
1) Получить сообщение от дежурного персонала подстанции об отключении ВВ (необходимо зафиксировать время прибытия) дать команду: -произвести осмотр оборудования подстанции (здесь ОБЯЗАТЕЛЬНО пометить от какой защиты отключен ВВ, если стоит масляный выключатель, то проверить наличие масла в масломерном стекле и его состояние (черным оно быть не должно), опять же если это масляный выключатель, то необходимо уточнить у персонала подстанции количество аварийных отключений).
2) Далее после того как диспетчеру ОДГ доложит персонал подстанции, что произведен осмотр, замечаний нет, масло в норме (если масляный выключатель, нам повезло у нас вакуумный), необходимо пробовать РПВ. Да именно РПВ, так как опробование РПВ прописывается в инструкциях по ликвидации нарушений нормального режима работы сети.
3) РПВ неуспешное. Диспетчер ОДГ направляет бригаду ОВБ РЭС к ЛР 2. Почему к ЛР 2? Объясняю, если при отключении ЛР 1 РПВ будет неуспешно, то необходимо будет двигаться к ЛР 2 или ЛР ДПК, при этом ЛР 1 придется включить, и если повреждение будет на участке между ЛР 1 и ЛР 2, то придется ехать опять к ЛР 1, чтобы его отключить. Это необходимо для того чтобы частично запитать потребителей головного участка. Но все это опять же носит рекомендательный характер. Топология местности, пути подъезда, удаленность от базы. То есть это все должен проанализировать персонал дающий команду – диспетчер ОДГ.
4) Также необходимо связаться с потребителем ДПК. В идеале у них есть свой персонал (наемный – не важно), который может отключить ЛР ДПК. Как вариант, если есть трудности при работе с потребителями, то необходимо прописывать в эксплуатационном соглашении возможность однократной операции с ЛР (или СД) при ликвидации аварии, либо подписывать некое соглашение о взаимоотношениях, с указанием возможности операций с ЛР. По мне так первый вариант более реален. Самый отвратительный вариант –это никого нет и ЛР ДПК за забором. Здесь однозначно искать хозяев. Правда тут можно схитрить, срезать шлейфа (но если конечно повреждение ТОЧНО у ДПК) и ждать когда сами позвонят. При этом необходимо собрать полную информацию о времени и предполагаемом месте повреждения и приготовиться к защите.
5) После прибытия бригады ОВБ РЭС – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Отключить ЛР 2, проверить его отключенное положение.
6) Персоналу подстанции дать команду опробовать РПВ. Неуспешно.
7) Персоналу ОВБ дать команду – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Включить ЛР 2, проверить его включенное положение. Выдвинуться к ЛР ДПК.
8) После прибытия бригады ОВБ РЭС – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Отключить ЛР ДПК, проверить его отключенное положение. (данная операция должна быть прописана в подписанном обеими сторонами в эксплуатационном соглашении)
9) Персоналу подстанции дать команду опробовать РПВ. Неуспешно.
10) Персоналу ОВБ дать команду – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Включить ЛР ДПК, проверить его включенное положение. Выдвинуться к ЛР 1.
11) После прибытия бригады ОВБ РЭС – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Отключить ЛР 1, проверить его отключенное положение.
12) Персоналу подстанции дать команду опробовать РПВ. Успешно. Так, получается участок повреждения локализован. Это между ЛР 1 и ЛР 2. Теперь получив разрешение от диспетчера ОДГ – необходимо выполнить обход/осмотр ВЛ, без права производства работ.
Далее уже понятно, что когда найдут повреждение, готовится рабочее место, согласно наряда на производство работ, согласно Правил охраны труда при работах в действующих электроустановках.
Что бы к примеру сократить время ликвидации нарушений нормально режима работы сети, то необходимо вместо ЛР 1 и ЛР 2 поставить секционирующие выключатели (реклоузеры), к ним также поставить индикаторы короткого замыкания, и всю это информацию вывести на дисплей диспетчера ОДГ РЭС, с возможностью телеуправления. По потребителю ДПК, то им необходимо еще при подключении к сетям прописывать в технических условиях необходимость установки реклоузера и уставки по защите и ее селективности.
Рассмотрим рисунок 2. Вот так должна быть выглядеть схема ВЛ 6-10 после реконструкции.
Еще лучше если у нас не радиальные, а кольцующие сети. Здесь намного все упрощается. Всегда есть резерв. Повреждение в «голове» – запитали «хвост» и наоборот. Только не всегда, конечно, закольцовки удобны. Всегда больной вопрос: «А почему именно здесь стоит секционирующая ячейка?» Вот поэтому я и предлагаю проводить анализ кольцующихся фидеров, места нормальных разрывов должны быть понятны, удобны. Что ж, если для этого требуется перенос ячейки, то давайте, сделаем. Если все мероприятия, которые направлены на надежность электроснабжения, то я всегда за. В конечном итоге это наш спокойный вечер в кругу семьи.
Однофазное короткое замыкание на «землю» («земля»). Это самое неудобное и тяжелое повреждение. Рассмотрим несколько ключевых моментов.
1) При однофазном коротком замыкании ВЛ 6-10 не отключиться (есть конечно возможность реализовать земляную защиту, и она реализуется в принципе если есть угроза сильного возгорания (торфяники к примеру), но почему то, может из-за экономии она практически не ставиться). А это значит: провод лежит на земле, есть угроза попадания под шаговое напряжение людей, животных. Также в месте повреждения «горит» дуга и это все может перерасти в межфазное короткое замыкание с большим ущербом. Прохождение однофазного тока короткого замыкания на «землю» через тело опоры – повреждение опоры. Повреждение самого трансформатора (ТН) на подстанции.
2) Соответственно, при таком режиме переключаться разъединителями нельзя. Необходимы кратковременные отключения всей ВЛ, при отыскании поврежденного участка. Это опять же говорит в пользу «реклоузеров».
3) Трудность отыскания места повреждения. Небольшая трещина опорного изолятора с земли может быть и не заметна.
4) Перекосы в сети 0,4 кВ, а если стоит трансформатор Y-Y, то и отсутствие одной фазы. Все это, безусловно, отразиться на потребителях.
При поступлении сообщения о дежурного подстанции, что появилась «земля» на СШ 6-10 кВ, необходимо сразу запросить данные с киловольтметра. К примеру, если у Вас фазные напряжения А-0=0 кВ, В-0=5,5 кВ, С-0=5,5 кВ – это говорит о повреждении ТН (одна из самых простых причин, которую может устранить дежурный подстанции, так это замена высоковольтной вставки на фазе А).
И так у нас «земля». Фазное напряжение А-0=0 кВ, В-0=10 кВ, С-0=10 кВ.
Следовательно, надо в кратчайшие сроки определить место повреждение. На ВЛ 6-10 кВ или на СШ 6-10 кВ. Естественно, тут необходимо кратковременное поочередное отключение фидеров (если у Вас конечно не цифровой терминал). Стоит отменить, что если кратковременное поочередное отключение не помогло, то необходимо отключить все фидера запитанные от секции, не стоит забывать об одноименном однофазном коротком замыкании на «землю». Да, случается и такое. Отключив ВСЕ выключатели отходящих ВЛ –делаем контроль изоляции СШ. Прекос пропал – хорошо. Тогда начинаем включать ВВ обратно по одному, каждые раз проверяя контроль изоляции СШ 6-10 кВ. Кстати, если у Вас трансформатор напряжения 6-10 кВ на подстанции НТМИ, будьте осторожны, на холостой секции он всегда даст перекос по напряжению. Варианта два по одному включать фидера или, если в наличии вторая СШ 6-10 кВ (без «земли») то можно их объединить чере секционный выключатель и проверить контроль изоляции на втором ТН.
После определения фидера с однофазным замыкание на «землю» (рисунок 1) необходимо отправить бригаду ОВБ РЭС на поиски и устранение места повреждения. ОБЯЗАТЬЛЬНО проинформировав , что в линии «земля» и все команды по отключении или включению ЛР давать после уведомления бригады ОВБ РЭС, что напряжение снято, выключатель отключен и приняты меры исключающие его ошибочное или самопроизвольное включение.
Первым делом, опять же стоит локализовать участок, находящийся на повреждении. То есть оперировать, при отключенном ВВ, ЛР 1. Если «земля», после отключения ЛР 1 пропала, то уже становиться ясно, что повреждение за ним. Снова отключаем ВВ, включаем ЛР 1, и даем команду бригаде ОВБ РЭС выдвинуться к опоре от которой отходит отпайка на ДПК. Как только бригада подъедет к месту, включить ВВ (ОБЯЗАТЕЛЬНО предупредив об этом персонал ОВБ) и уже с помощью КВАНТА, ПОИСКА и им подобным определить в какую сторону «течет» ток. Как только будет понятно направление тока (или его отсутствие), начинаем действовать. Не буду рассматривать повреждение за ЛР 2 или ЛР ДПК (тут уже понятно). Рассмотрим повреждениие «за спиной». Итак, тока нет, значит, повреждение в строну ЛР 1. Тут несколько вариантов. Либо при отключеной ВЛ начинаем проводить осмотр данного участка, либо едем к ЛР 1, отключаем ВВ, отключаем ЛР 1, включаем ВВ, и проводим осмотр участка от ЛР 1 до отпайки на ДПК. Второй вариант более приемлем, так как мы частично запитали потребителей и имеем положительную динамику устранения места повреждения.
Главное. Не забывайте о правилах по охране труда при работах в электроустановках, правил переключений, ПТЭ ЭС, ПУЭ.
Александр Штофман