SPOSOBY POŁĄCZENIA Z ZIEMIĄ
PUNKTU NEUTRALNEGO SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH [7]

1. Uwagi ogólne

Przepisy krajowe [14] przewidują następujące sposoby łączenia z ziemią punktu neutralnego (p.n.) sieci elektroenergetycznych:

1) sieć z izolowanym punktem neutralnym,

2) sieć kompensowana - z uziemionym przez reaktancję indukcyjną punktem neutralnym,

3) sieć z uziemionym punktem neutralnym.

Sieć z izolowanym punktem neutralnym - jest to sieć nie mająca zamierzonego połączenia p.n. z ziemią albo mająca połączenie z ziemią przez dużą impedancję urządzeń sygnalizacyjnych, pomiarowych lub zabezpieczeniowych.

Sieć kompensowana - jest to sieć, której p.n. jest połączony z ziemią przez reaktancję indukcyjną (dławik) tak dobraną, aby w przypadku łukowego zwarcia jednofazowego z ziemią następowała kompensacja składowej pojemności prądu, w stopniu umożliwiającym samoczynne gaśniecie łuku.

Sieć z uziemionym punktem neutralnym - jest to sieć, której p.n. jest połączony
z ziemią bezpośrednio albo przez rezystancję lub reaktancję indukcyjną o wartości umożliwiającej:

a) w sieciach średniego i wysokiego napięcia zmniejszenie przepięć ziemnozwarciowych
i stworzenie lepszych warunków działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych,

b) w sieciach niskiego napięcia stworzenie właściwych warunków ochrony przeciwporażeniowej w zakłóceniowych stanach pracy (patrz. pkt. 3).

Zgodnie z przepisami [14] istotną wartością charakteryzującą uziemienie punktu neutralnego sieci wysokiego napięcia, obliczoną dla wybranego miejsca w sieci, jest współczynnik zwarcia doziemnego określony wzorem:

(1)

gdzie

U_fk - skuteczna wartość najwyższego napięcia o częstotliwości znamionowej, występująca
w czasie zwarcia doziemnego między zdrową fazą a ziemią;

U_fn - skuteczna wartość napięcia fazowego, która występuje w miejscu zwarcia w normalnych warunkach ruchowych.

2. Kryteria oceny różnych sposobów połączeń punktu neutralnego sieci z ziemią

Biorąc pod uwagę doświadczenia eksploatacyjne i obowiązujące w tym zakresie przepisy krajowe [14], przy ocenie zalet i wad danego sposobu połączenia punktu neutralnego
z ziemią należy brać pod uwagę następujące kryteria:

1) wartość przepięć ziemnozwarciowych,

2) warunki działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych,

3) oddziaływanie prądu ziemnozwarciowego na środowisko,

4) ciągłość dostawy energii do odbiorców,

5) koszty wykonania danego układu połączenia p.n. z ziemią.

3. Sposoby połączenia z ziemią punktu neutralnego sieci niskich napięć

W sieciach nN obwód elektryczny należy odpowiednio połączyć z ziemią, jeżeli jest zasilany przez transformator lub przetwornicę o napięciu górnym wyższym od l kV. Wyróżnia się dwa sposoby połączeń z ziemią:

1) metaliczne połączenie obwodu elektrycznego z uziomem - robocze uziemienie bezpośrednie (rys. 1),

2) połączenie obwodu elektrycznego z uziomem przez bezpiecznik iskiernikowy - robocze uziemienie otwarte (rys. 2).

Rys. 1. Metaliczne połączenie punktu neutralnego transformatora z uziomem

Rys. 2. Połączenie obwodu elektrycznego z uziomem przez bezpiecznik iskiernikowy:
R_r - uziemienie robocze, BI - bezpiecznik iskiernikowy.

Pierwszy sposób połączenia obwodu elektrycznego z ziemią występuje w układach sieci TN i TT, a drugi w układzie IT, przy czym:

• pierwsza litera w symbolu typu układu oznacza:

T - bezpośrednie połączenie określonego punktu (lub punktów) sieci z ziemią

I - izolowanie wszystkich części sieci od ziemi lub połączenie przez rezystor (impedor) określonego punktu sieci z ziemią

• druga litera oznacza:

T - połączenie zacisku ochronnego PE urządzenia (odbiornika) z ziemią,

N - połączenie zacisku ochronnego PE urządzenia (odbiornika) z punktem neutralnym sieci.

Robocze uziemienie bezpośrednie stosuje się najczęściej w przypadku, gdy dostępny jest punkt neutralny po stronie niskiego napięcia transformatora obniżającego (uzwojenie nN transformatora połączone jest w gwiazdę).

Robocze uziemienie otwarte stosuje się z reguły w przypadku, gdy punkt neutralny po stronie nN jest niedostępny (uzwojenie nN połączone jest w trójkąt), np. w sieciach przemiennego prądu 3×220 V i 3×500 V.

Robocze uziemienie otwarte stosuje się również w sieciach stałoprądowych 2×220 V za wyjątkiem trakcji.

Bezpiecznik iskiernikowy stosowany przy uziemieniu otwartym stanowią dwie metalowe elektrody (płytki), pomiędzy którymi umieszczona jest dziurkowana przekładka mikowa ulegająca przebiciu po przekroczeniu pewnej wartości występującego na niej napięcia.

Rys. 3. Prąd ziemnozwarciowy I_k płynący przez uziemienie robocze R, i pojemności doziemne C_L2 i C_L3 faz sieci średniego napięcia w przypadku przebicia izolacji między fazą L1 a punktem neutralnym transformatora po stronie niskiego napięcia

Stosowanie bezpośredniego lub otwartego uziemienia roboczego ma zapewnić bezpieczną dla otoczenia pracę urządzeń w warunkach normalnych i zakłóceniowych, gdy nastąpi przebicie izolacji między uzwojeniami średniego i niskiego napięcia transformatora
(rys. 3). Zgodnie z przepisami takie przebicie izolacji nie stwarza zagrożenia porażeniowego, jeżeli rezystancja uziemienia roboczego R_r spełnia warunek:

(2)

i jednocześnie nie jest większa od 5  Wartość
prądu występującego we wzorze (2) jest przyjmowana według dwóch kryteriów.

Według pierwszego kryterium za
przyjmuje się wartość, która powoduje zadziałanie zabezpieczenia nadprądowego po stronie średniego napięcia transformatora. Przy czym:

1. Jeżeli zabezpieczenie stanowi bezpiecznik topikowy współpracujący z rozłącznikiem mocy, wartość
oblicza się z wzoru:

(3)

gdzie

I_b - prąd znamionowy wkładki bezpiecznikowej,

2.5 - krotność prądu wkładki bezpiecznikowej, przy której powinno następować jej przetopienie (są to bezpieczniki o działaniu szybkim i prądach znamionowych nie przekraczających 100 A).

2. Jeżeli zabezpieczenie stanowi wyłącznik współpracujący z zabezpieczeniem nadprądowym, wartość
oblicza się z zależności:

(4)

gdzie

1_zn - prąd nastawczy zabezpieczenia prądowego, które powoduje wyłączenie prądu zwarciowego płynącego przez uziemienie robocze,

1.2 - krotność prądu nastawczego zabezpieczenia prądowego, które powinno przerwać przepływ prądu doziemnego przez uziemienie robocze.

Według drugiego kryterium za
przyjmuje się wartość prądu, jaki może płynąć przez uziom roboczy w warunkach zakłóceniowych po przebiciu izolacji między uzwojeniami górnego i dolnego napięcia lub po przebiciu izolacji uzwojeń górnego napięcia do kadzi transformatora.

Uziemienie ochronne kadzi transformatora i uziemienie robocze strony nN tego transformatora w praktyce mają wspólny uziom. Przebicie izolacji uzwojeń górnego napięcia do kadzi powoduje przepływ prądu ziemnozwarciowego przez uziom roboczy stacji. Wartość prądu ziemnozwarciowego
zależy m.in. od sposobu połączenia z ziemią punktu neutralnego sieci ŚN w stacji transformatorowo-rozdzielczej 110 kV/ŚN, z której zasilany jest dany transformator SN/nN i może być podana przez zakład energetyczny przy udzielaniu warunków technicznych przyłą­czenia. Wartość tę określa się w sposób podany w poniższych punktach.

3. W sieci ŚN z izolowanym punktem neutralnym wartość
przyjmuje się równą pojemnościowemu prądowi zwarcia jednofazowego doziemnego w tej sieci określonego wzorem (10.47) z tomu I.

4. W kompensowanej sieci SN wartość
przyjmuje się równą 0.2 wartości pojemnościowego prądu jednofazowego zwarcia doziemnego. Przy kompensacji składowej pojemnościowej prądu ziemnozwarciowego występuje prąd resztkowy. Zgodnie z przepisami eksploatacja sieci powinna być prowadzona tak, aby prąd resztkowy nie przekraczał 0.2 wartości całkowitego prądu zwarcia z ziemią, jaki wystąpiłby w tej sieci, gdyby pracowała ona
z izolowanym punktem neutralnym.

5. W sieci SN z bezpośrednim lub małooporowym połączeniem jej punktu neutralnego z ziemią za
przyjmuje się prąd zwarciowy początkowy jednofazowa zwarcia z ziemią.

Wymaganą wartość rezystancji uziemienia roboczego oblicza się według wzoru (2) dwukrotnie. Raz przyjmując za
wartość określoną w pkt. l lub 2, a drugi raz - wartość określoną według jednego z pkt. 3, 4 lub 5. Za obowiązujący można przyjąć wynik o większej wartości liczbowej jako spełniający wymagania przepisu (ograniczenie napięcia na uziemieniu roboczym do 50 V lub przy jego przekroczeniu odpowiednio szybkie wyłączenie prądu zwarcia płynącego przez to uziemienie i tańszy do wykonania.

Przykład 1. Transformator ŚN/nN zabezpieczony po stronie ŚN bezpiecznikami o działaniu szybkim o prądzie znamionowym I_b = 20 A. Obliczyć wartości rezystancji uziemień roboczych transformatora dla dwóch następujących przypadków:

1. Transformator dołączony jest do kompensowanej sieci ŚN, w której prąd jednofazowego zwarcia z ziemią przy wyłączonej kompensacji wynosi 90 A.

2. Transformator dołączony jest do sieci ŚN z uziemionym przez rezystor punktem neutralnym, a prąd zwarciowy początkowy jednofazowego zwarcia z ziemią wynosi 500 A.

Przypadek l. We wzorze (2) przyjmuje się najpierw
= 2.5⋅I_b = 2.5⋅20 = 50 A. Wtedy:

Następnie przyjmuje się
= 0.2-90 = 18 A. Wówczas:

Za obowiązujący można przyjąć wynik R_r ≤ 2.8 . Taka wartość R_r gwarantuje, że przepływający przez nią prąd ziemnozwarciowy o wartości
= 18 A nie spowoduje, większego niż 50 V, przyrostu napięcia punktu uziemianego względem ziemi odniesienia. Napięcie to będzie się utrzymywało długotrwale, gdyż nie nastąpi dostatecznie szybkie stopnienie wkładki bezpiecznikowej (18 A < 50).

Przypadek 2. Dla
= 2.5⋅I_b otrzymuje się (jak w przypadku l) R_r < l . Przyjmując za
wartość prądu zwarciowego początkowego dla jednofazowego zwarcia z ziemią /_z = 500 A, otrzymuje się:

Za obowiązujący można przyjąć wynik R, < l . Taka wartość R_r gwarantuje, że przy zwarciu doziemnym w transformatorze, napięcie punktu uziemionego względem ziemi będzie większe od 50 V, ale zostanie szybko odłączone.

4. Analiza zagadnień dotyczących eksploatacji sieci SN o różnym sposobie połączenia jej punktu neutralnego z ziemią

1. Sposoby połączeń punktu neutralnego sieci SN z ziemią

Krajowe przepisy [14] dopuszczają następujące sposoby połączenia punktu neutralnego tych sieci z ziemią:

1. W sieci kablowej i kablowo-napowietrznej (o znacznej przewadze linii kablowych) punkt neutralny może być izolowany, jeżeli pojemnościowy prąd zwarcia z ziemią nie przekracza 50 A.

2. W sieci napowietrznej lub napowietrzno-kablowej punkt neutralny może być izolowany, jeżeli pojemnościowy prąd zwarcia z ziemią nie przekracza wartości granicznych podanych w tabeli 1.

Tabela 1. Graniczne wartości pojemnościowego prądu jednofazowego zwarcia z ziemią
w sieci napowietrznej lub napowietrzno-kablowej z izolowanym punktem neutralnym [14]

Napięcie znamionowe sieci, w kV	3÷6	10	15÷20	30÷40	60
Pojemnościowy prąd zwarcia z ziemią, w A	30	20	15	10	5

3. W sieciach, w których zabezpieczenia zapewniają wyłączanie zwarć z ziemią, dopuszcza się w formie próby izolowanie punktu neutralnego niezależnie od wartości pojemnościowego prądu zwarcia z ziemią.

4. W sieciach, w których pojemnościowy prąd zwarcia z ziemią przekracza wartości podane w pkt. l lub w pkt. 2 i nie jest spełniony warunek podany w pkt. 3, zgodnie z przepisami należy stosować jedno z następujących rozwiązań;

a) kompensację pojemnościowego prądu zwarcia z ziemią (zalecaną przy sieciach napowietrznych lub napowietrzno-kablowych),

b) uziemienie punktu neutralnego przez rezystancję lub reaktancję indukcyjną. Ze względu na różną specyfikę sieci kablowej i napowietrznej, ujawniającą się m.in. przy zwarciach jednofazowych z ziemią, zaleca się, aby nie łączyć galwanicznie sieci kablowej z siecią napowietrzną.

Urządzenia do kompensacji (dławiki gaszące, transformatory gaszące) powinny być tak rozmieszczone w sieci, aby zapewniały kompensację pojemnościowego prądu zwarcia z ziemią we wszystkich normalnych układach ruchowych sieci. Zaleca się umieszczenie urządzeń do kompensacji w stacjach zasilających transformatorowo-rozdzielczych 110 kV/ŚN i stwarzanie takich układów sieciowych, aby naturalny pojemnościowy prąd zwarcia z ziemią nie przekraczał wartości 200 A.

Dokładne skompensowanie sieci sprzyja m.in. powstawaniu nieustalonych prze­pięć rezonansowych przy zwarciach jednofazowych z ziemią. Przepisy [14] zalecają utrzymywanie stanu pewnego rozstrojenia kompensacji. Stopień rozstrojenia kompensacji sieci określa się
z zależności:

(5)

gdzie

1_L - suma prądów indukcyjnych urządzeń do kompensacji przyłączonych do sieci,

I_C - pojemnościowy prąd jednofazowego zwarcia z ziemią.

Rozstrojenie kompensacji sieci powinno być utrzymane w granicach od S = -5 % do
S = 15%, z wyjątkiem krótkotrwałych stanów zakłóceniowych sieci. W sieciach o dużej asymetrii pojemnościowej faz zaleca się utrzymywanie rozstrojenia w granicach od S = 5% do
S = 15%. Zaleca się także stosowanie urządzenia do kompensacji z płynną regulacją prądu indukcyjnego, wyposażonego w automatykę samoczynnej regulacji rozstrojenia.

W przypadku uziemienia punktu neutralnego przez rezystancję lub reaktancję indukcyjną, rezystor lub dławik należy przyłączyć do punktu gwiazdowego transformatora uziemiającego lub do punktu gwiazdowego transformatora mocy. Gdy impedancja tych transformatorów jest tak duża, aby można było prąd jednofazowego zwarcia z ziemią ograniczyć do wartości dopuszczalnej, punkt gwiazdowy transformatora można uziemić bezpośrednio.

1. Wpływ sposobu połączenia z ziemią punktu neutralnego sieci ŚN na przepięcia ziemnozwarciowe

Przepięcia ziemnozwarciowe, ze względu na ich wartość i częstość występowania, stanowią duże zagrożenie dla izolacji urządzeń sieciowych. Opracowano wiele teorii opisujących mechanizmy rozwoju przepięć ziemnozwarciowych, zwłaszcza podczas zwarć łukowych przerywanych. Żadna z opracowanych dotychczas teorii nie wyjaśnia wystarczająco zjawisk występujących w sieciach rzeczywistych. Na szczególną, uwagę zasługują wyniki badań wykonanych w sieciach rzeczywistych i na ich modelach, umożliwiające ocenę faktycznego zagrożenia izolacji urządzeń oraz wpływu różnych czynników na krotność przepięć. W tabeli 2 zestawiono wartości maksymalne współczynników przepięć k_m, otrzymane
z pomiarów dla różnych sposobów połączenia punktu neutralnego z ziemią:

(6)

gdzie

U_m - maksymalna amplituda napięcia przebiegu nieustalonego, zarejestrowanego podczas zwarcia jednofazowego,

U_mf - amplitudą napięcia fazowego częstotliwości znamionowej występującego przed zakłóceniem.

Największe przepięcia wystąpiły w sieciach izolowanych lub skompensowanych, nieco mniejsze w sieciach z punktem neutralnym uziemionym przez reaktor, a najmniejsze w sieci uziemionej przez rezystor o odpowiedniej małej rezystancji.

Tabela 2. Maksymalne wartości współczynników przepięć pomierzone w sieci rzeczywistej o napięciu znamionowym 15 kV [2]

Sposób połączenia p.n. z ziemią	Współczynnik przepięcia
Izolowany	2.3
Kompensowany przez dławik	2.5
Uziemiony przez indukcyjny reaktor o wartości: X =13.5  X = 6.7  X = 4.5  X = 2.0 	2.2 2.1 2.0 1.9
Uziemiony przez rezystor o wartości: R = 17.5  R = 7.0  R = 4.8 	2.0 1.75 1.65

Na podstawie analizy przeprowadzonej przez Petersena wartość rezystancji rezystora uziemiającego p.n. powinna się zawierać w przedziale określonym wzorem:

(7)

gdzie:

C₀ - pojemność sieci dla składowej symetrycznej zerowej,

 - pulsacja prądu.

Uziemienie p.n. sieci przez rezystor o rezystancji
powoduje, że wartość składowej czynnej całkowitego prądu jednofazowego zwarcia z ziemią w układzie trójfazowym jest zbliżona do wartości składowej biernej pojemnościowej tego prądu. Prąd całkowity jest wówczas przesunięty względem napięcia o kąt fazowy około 45 stopni elektrycznych. Czynnik ten utrudnia występowanie zapłonów ponownych łuku i sprzyja ograniczaniu przepięć. Uziemienie p.n. przez tak dobrany rezystor ułatwia również spływanie do ziemi ładunków elektrycznych podczas pojedynczego zwarcia z ziemią, a zatem obniża przepięcia ziemnozwarciowe. Narastająca ich amplituda w trakcie palenia się łuku przerywanego w sieci
z p.n. izolowanym jest spowodowana m.in. zwiększeniem ładunku układu. Według teorii Petersena przy zastosowaniu rezystora o wartościach rezystancji z przedziału określonego wzorem (7) wartość maksymalna przepięcia w nieuszkodzonej fazie sieci nie powinna przekroczyć 2.5⋅U_f.

Zmniejszenie się poniżej jedności wartości ilorazu określonego wzorem (7) powoduje wzrost przepięć powyżej wartości 2.5⋅U_f. Wzrost ilorazu I_R/I_C powyżej 2÷3 powoduje, zwłaszcza w rozległych sieciach, że przy zwarciach łuk przybiera formę stabilną, przy której przepięcia największe towarzyszą momentowi powstania zwarcia i nie występują powtarzane przepięcia ani ich wzrost ze względu na małe wartości napięć powrotnych.

Z przeprowadzonych badań [3] wynika, że o wartości przepięć decydują również ilorazy parametrów obwodu zastępczego dla składowej zerowej, głównie X₀/R₀ i X₀/C₀. W nierozległych sieciach na charakter łuku istotny wpływ wywierają reaktancje indukcyjne kolejności zerowej, głównie transformatora uziemiającego. Przy dużych wartościach X₀ tego transformatora przebiegi zwarć łukowych w niewielkim stopniu zależą od rezystancji zastosowanego rezystora i mogą mieć przebieg zbliżony do zwarć występujących w sieciach z izolowanym p.n. Mogą wówczas występować zapłony pojedyncze lub wielokrotne w półokresie napięcia 50 Hz przy wartościach napięć powrotnych sięgających, a nawet przekraczających U_f. Podobne zjawisko może występować przy zastosowaniu zbyt dużych wartości rezystancje uziemień p.n. mimo nawet małych wartości X₀.

Zgodnie z [2] ograniczenie przepięć jest zapewnione, jeżeli spełnione są warunki podane nierównościami:

oraz
(8)

gdzie R₀, X₀ i X₁ są to parametry sieci obwodu zastępczego odpowiednio dla składowej zerowej i zgodnej widziane z miejsca zainstalowania rezystora.

Do czynników wpływających na przepięcia należy także rozległość sieci. Wyniki przeprowadzonych badań świadczą o tym, że wzrost pojemnościowego prądu zwarcia z ziemią, będącego miarą rozległości sieci, powoduje, że przepięcia w sieciach dużych są mniejsze niż w sieciach małych.

Należy wspomnieć także o przepięciach innych rodzajów niż ziemnozwarciowe
i o wpływie na ich poziom sposobu połączenia p.n. z ziemią. Jednym z nich są przepięcia łączeniowe występujące podczas wyłączania i załączania linii ze zwarciem z ziemią lub bez zwarcia z ziemią. Są one szczególnie duże (około 3U_f ) w sieciach izolowanych i skompensowanych. Duże zagrożenie izolacji tymi przepięciami potwierdzają doświadczenia eksploatacyjne zebrane podczas wyszukiwania miejsca zwarcia na drodze kolejnego wyłączania i załączania linii w stacji zasilającej. Występują wówczas często przepięcia prowadzące do zwarć podwójnych. Jeszcze większe przepięcia występują przy zwarciu jednofazowym i przy jednoczesnej przerwie w jednej z faz. Wskutek powstającej wówczas asymetrii pojemnościowej przepięcia mogą osiągać wartości do 4.4⋅U_f [12].

Innego rodzaju przepięcia, zwane relaksacyjnymi lub ferrorezonansowymi, występują
w sieciach, w których ze stacji zasilających odchodzi dużo linii wyposażonych w przekładniki napięciowe (sieci przemysłowe i sieci potrzeb własnych elektrowni), [6], [17], [92]. Przepięcia te są następstwem drgań rezonansowych w obwodach utworzonych przez indukcyjne przekładniki napięciowe, wykorzystywane w obwodach zabezpieczeń ziemnozwarciowych, oraz pojemności doziemne sieci. Nieliniowa indukcyjność tych przekładników, w warunkach nasycenia spowodowanego np. przepięciem łączeniowym lub ziemnozwarciowym, może tworzyć z pojemnością sieci obwód drgań dla częstotliwości zbliżonych do 50 Hz, w wyniku czego powstają przepięcia o wartościach ponad 3⋅U_f. Przepięcia ferrorezonansowe nie występują wówczas, gdy do zabezpieczeń ziemnozwarciowych, zamiast indukcyjnych filtrów składowej zerowej stosowane są filtry pojemnościowe. Badania sieciowe wykazują, że główną przyczyną pojawiania się drgań ferrorezonansowych są przepięcia ziemnozwarciowe. Uziemienie p.n. przez rezystor, ograniczając przepięcia ziemnozwarciowe, pośrednio radykalnie przyczynia się także do eliminacji przepięć ferrorezonansowych.

2. Zagrożenie izolacji sieci ŚN przez przepięcia

Najsłabszymi izolacyjnie urządzeniami w tych sieciach są kable. Wytrzymałość elektryczna izolacji kabli jest badana napięciem przemiennym 50 Hz lub napięciem stałym i dla tych napięć jest podawana jej wartość. Przeprowadzone badania na modelach izolacji kablowej i na kablach rzeczywistych dowodzą nieznacznego wzrostu wytrzymałości elektrycznej izolacji kabli przy zwiększaniu częstotliwości przykładanych napięć w zakresie 50 Hz ÷ 100 kHz. Z drugiej strony, przy przepięciach wielokrotnych występujących przy zwarciach jednofazowych następuje obniżenie wytrzymałości izolacji kabli wskutek efektu kumulacyjnego [3], [26]. Obniżenie to występuje zarówno w kablach o izolacji papierowo-olejowej, jak
i w kablach o izolacji z tworzyw termoplastycznych lub w kablach oponowych [122]. Przeprowadzone badania wykazały, że przy ocenie zagrożenia izolacji kabli przez wielokrotne przepięcia ziemnozwarciowe należy przyjmować 15-procentowe obniżenie jej wytrzymałości w stosunku do wytrzymałości przy przepięciach pojedynczych [4]. Porównując określone na podstawie literatury [82], [83] dopuszczalne współczynniki przepięć, wynikające z wartości napięć probierczych (tabela 3), z maksymalnymi przepięciami ziemnozwarciowymi zarejestrowanymi w sieciach (tabela 2), można stwierdzić, że w sieciach izolowanych lub skompensowanych występuje istotne zagrożenie kabli (w sieciach tych występują wielokrotnie powtarzające się przepięcia podczas nie wyłączanych szybko zwarć jednofazowych). W sieciach
z punktem neutralnym uziemionym przez niewielką reaktancję indukcyjną lub przez rezystancję zagrożenie izolacji jest znacznie mniejsze ze względu na mniejszą wartość przepięć
i niewystępowanie przepięć wielokrotnych. Przy uziemieniu punktu neutralnego przez rezystor lub reaktancję indukcyjną można uzyskać wartość prądu zwarcia jednofazowego, uniemożliwiającą powstawanie łuku przerywanego, a ponadto każde takie zwarcie jest szybko wyłączane.

Przepięcia ziemnozwarciowe nie prowadzące od razu do uszkodzenia izolacji kabli mają jednak istotny wpływ na jej żywotność. Nie wyłączane jednofazowe zwarcia z ziemią, będące przyczyną utrzymywania się podwyższonych napięć, powodują skrócenie oczekiwanej trwałości izolacji kabli.

Tabela 3. Dopuszczalne współczynniki przepięć k_d dla kabli nowych i eksploatowanych
w sieciach o napięciu 6 ÷ 20 kV

Rodzaj kabli	Rodzaj przepięcia	Wartość kd w zależności od napięcia znamionowego kabla
				6 kV	10 kV	15 kV	20 kV
Kable nowe o izolacji papierowo-olejowej	probiercze	3.88	3.34	2.53	2.50
jw. lecz eksploatowane	probiercze	2.90	2.50	1.90	1.87
		wielokrotne ziemnozwarciowe	2.47	2.12	1.61	1.59
Kable nowe o izolacji z tworzyw termoplastycznych	probiercze	3.04	2.50	2.53	2.50
jw. lecz eksploatowane	probiercze	2.28	1.87	1.90	1.87
		wielokrotne ziemnozwarciowe	1.93	1.59	1.61	1.59

2. Warunki działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sieciach SN o różnym sposobie połączenia punktu neutralnego z ziemią

1. Uwagi ogólne

Poprawna praca zabezpieczeń ziemnozwarciowych jest jednym z istotnych czynników decydujących o wyborze sposobu połączenia punktu neutralnego sieci SN z ziemią.

Niezależnie od sposobu połączenia p.n. z ziemią w sieciach rzeczywistych na prąd ziemnozwarciowy o częstotliwości sieciowej nakładają się prądy wyższych harmonicznych. Intensywność tego zjawiska zależy m.in. od charakteru łuku w miejscu doziemienia. Z punktu 4.2 wynika, że charakter łuku w dużym stopniu zależy od sposobu pracy p.n. sieci. Również sama rezystancja przejścia w miejscu doziemienia jako nieliniowa wielkość staje się źródłem wyższych harmonicznych niższych rzędów w prądzie ziemnozwarciowym, zwłaszcza trzeciej harmonicznej. Zawartość wyższych harmonicznych wywiera niekorzystny wpływ na działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych, reagujących z reguły na wielkości sinusoidalne o częstotliwości sieciowej. Wyższe harmoniczne w prądzie ziemnozwarciowym w niekorzystnych warunkach, szczególnie w sieciach napowietrznych, mogą nawet kilkunastokrotnie przewyższać wartość składowej prądu doziemnego o częstotliwości sieciowej.

2. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe sieci o izolowanym punkcie neutralnym

W sieciach takich stosowane są zabezpieczenia kierunkowe biernomocowe zerowe,
a w nielicznych przypadkach także zabezpieczenia zerowonadprądowe. Zabezpieczenia kierunkowe biernomocowe zerowe, których kąt największej czułości dla przesunięcia fazowego między składowymi zerowymi prądu i napięcia wynosi 90°, mają korzystne warunki działania w sieci z izolowanym punktem neutralnym. Wynika to z faktu, że prąd ziemnozwarciowy zerowy w liniach nieuszkodzonych wyprzedza o kąt wynoszący w przybliżeniu 90° składową zerową napięcia, w linii doziemionej zaś prąd ma zwrot przeciwny. Tak duże odchylenie wektorów prądu od napięcia jest uwarunkowane bardzo małą wartością składowej czynnej prądów zwarcia z ziemią w sieci z izolowanym p.n., wynoszącą najwyżej kilka procent. Zabezpieczenia te są więc w dostatecznym stopniu odstrojone od zwarć poza strefą chronioną.

Zabezpieczenia biernomocowe zerowe w sieciach krajowych oparte są na przekaźnikach elektromechanicznych oraz statycznych. Przy dobrych rozwiązaniach konstrukcyjnych przekaźników można uzyskać wysoką niezawodność działania zabezpieczeń kierunkowych. Badania laboratoryjne i sieciowe [123] wykazały, że wymienione zabezpieczenia ziemnozwarciowe działają poprawnie przy sinusoidalnych przebiegach wielkości wejściowych
o częstotliwości sieciowej. Przy doziemieniu o łuku przerywanym, któremu towarzyszy odkształcenie wielkości wejściowych działanie tych zabezpieczeń często jest nieprawidłowe. Występują działania zbędne lub brakujące. Lepsze działanie tych zabezpieczeń występuje
w sieciach kablowych, w których większa, w stosunku do linii napowietrznych, liczba zwarć doziemnych charakteryzuje się ustaloną wartością prądu zwarciowego.

Zabezpieczenia zerowonadprądowe w sieciach z izolowanym punktem neutralnym oparte na pomiarze składowej zerowej prądu, znajdują zastosowanie w sieciach promieniowych, w których możliwe jest spełnienie warunków wybiórczości i czułości ich działania. Uchyby wartości rozruchowych tych przekaźników rosną ze wzrostem zawartości wyższych harmonicznych w składowej zerowej prądu. Wymienione czynniki są często przyczyną nieprawidłowego działania zabezpieczeń zerowonadprądowych w sieciach z izolowanym punktem neutralnym.

3. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe sieci kompensowanych

W sieciach tych stosowane są zabezpieczenia kierunkowe czynnomocowe zerowe lub biernomocowe zerowe. Zabezpieczenia kierunkowe czynnomocowe reagują przy właściwym kierunku przepływu czynnej składowej zerowej prądu. Ich działanie zależy od kształtowania się ustalonej wartości wielkości doprowadzonych do omawianego zabezpieczenia. Doprowadzony do zabezpieczenia prąd ziemnozwarciowy linii doziemionej zmienia się co do modułu
i fazy w zależności od stopnia rozstrojenia kompensacji, wartości prądu własnego linii, wypadkowej wartości składowej czynnej prądu sieci. Zmienia się też wartość składowej zerowej napięcia.

Teoretycznie możliwy zakres zmian kąta fazowego prądu linii doziemionej (w odniesieniu do składowej zerowej napięcia) zawarty jest w przedziale od 90° ind. do 90° poj. Prąd własny linii zabezpieczanej przy zwarciu poza strefą chronioną wyprzedza w przybliżeniu
o 90° składową zerową napięcia. W warunkach rzeczywistych występują sytuacje, gdy różnice kątowe między prądami linii sprawnych a linii doziemionej są rzędu tylko kilku stopni. Czynniki te stwarzają trudne warunki pracy zabezpieczeń kierunkowych czynnomocowych zerowych w sieciach kompensowanych. Występujące ponadto odkształcenie krzywej napięcia sieci i pojawienie się wyższych harmonicznych w prądzie ziemnozwarciowym pogarszają dodatkowo warunki pracy tych zabezpieczeń. Zawartość wyższych harmonicznych w prądzie ziemnozwarciowym sieci kompensowanych jest stosunkowo duża, gdyż nie podlegają one kompensacji.

W celu zwiększenia funkcjonalnej sprawności przekaźników czynnomocowych zerowych stosuje się w Polsce układy do przejściowego wymuszenia większej wartości składowej czynnej prądu zerowego (rys. 4). Osiąga się to za pomocą rezystora R_w, włączanego między punkt gwiazdowy transformatora kompensacyjnego T_k a ziemię. Człon czasowy przekaźnika napięciowego zerowego, realizujący program łączeń, powoduje włączenie rezystora R_w
z opóźnieniem około 3 s na 3 ÷ 5 s oraz powoduje włączenie napięcia zerowego na wszystkie przekaźniki mocowoczynne zerowe, zainstalowane na poszczególnych odpływach. Przekaźniki te mają wskazać, w którym odpływie powstało doziemienie i działać na sygnał lub na jego wyłączenie. W praktyce występują różne rozwiązania układów wymuszania, w zależności od wymaganej wartości wymuszanego prądu I_w oraz dostępności aparatury łączeniowej niezbędnej do jego realizacji.

Dla krajowych sieci napowietrznych i napowietrzno-kablowych przyjęto jako zasadę wymuszenie prądu I_w = 20 ÷ 40 A. Przy zastosowaniu kierunkowych biernomocowych zerowych zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sieci kompensowanej, stosuje się dekompensację sieci. Polega ona na tym, że jeżeli zwarcie doziemne po kilku sekundach działania cewki gaszącej nie zanika, to następuje wyłączenie tej cewki na krótki czas w celu stworzenia lepszych warunków działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych biernomocowych zerowych. Warunki działania tych zabezpieczeń w czasie wyłączonej cewki gaszącej są takie jak w sieci izolowanej.

Aktualnie w Polsce brak jest wiarygodnych danych statystycznych o skuteczności działania zabezpieczeń czynnomocowych zerowych w sieciach kompensowanych. Według badań eksperymentalnych [123] prawdopodobieństwo poprawnego działania omawianych zabezpieczeń podczas zwarć rezystancyjnych w sieciach napowietrznych jest rzędu 0.4 ÷ 0.6, a w sieciach kablowych znacznie większe.

Omówione trudności występujące w sieciach kompensowanych lub izolowanych skłaniają do podejmowania decyzji o rezystancyjnym uziemieniu.

Rys. 4. Schemat ideowy układu do okresowego wymuszania większej wartości składowej czynnej prądu ziemnozwarciowego: T_z - transformator zasilający 110 kV/SN,
T_k - transformator kompensacyjny, R_d i L_d - rezystancja i indukcyjność dławika kompensacyjnego. R_w - rezystor wymuszający przepływ czynnej składowej prądu ziemnozwarciowego, TN - układ trzech przekładników napięciowych po pierwotnej stronie połączonych w gwiazdę, a po wtórej w otwarty trójkąt, TP - przekładniki prądowe typu Ferrantiego, P - przekaźniki mocowoczynne kierunkowe, PU - przekaźnik napięciowy, L1, L2 - linie odpływowe ŚN, R_r - uziemienie robocze.

1. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe sieci z uziemionym przez rezystor punktem neutralnym

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe tych sieci realizowane są głównie jako nad-prądowe, reagujące na ustaloną wartość składowej zerowej prądu ziemnozwarciowego. Dla poprawnego działania zabezpieczeń nadprądowych ziemnozwarciowych konieczne jest spełnienie warunku:

(9)

gdzie

I_kmin - minimalna wartość ustalonego prądu ziemnozwarciowego,

I_r - prąd rozruchu zabezpieczenia,

k_c - współczynnik czułości;

k_b - współczynnik bezpieczeństwa, którego wymagana wartość wynosi 2;

I_Cw - naturalny prąd ziemnozwarciowy odpowiadający pojemności zabezpieczanego odcinka sieci,

I_umax - maksymalna wartość prądu uchybowego filtru składowej zerowej prądu.

Pomija się prądy uchybowe I_umax filtrów składowej zerowej opartych na przekładnikach Ferrantiego. Prąd uchybowy filtrów opartych na układzie Holmgreena przyjmuje się równy 6% pierwotnego, znamionowego prądu przekładników tworzących ten układ, jeżeli zasila on ziemnozwarciowe, zwłoczne zabezpieczenie pola działające z opóźnieniem równym lub większym od zwłoki czasowej, zainstalowanego także w tym polu zabezpieczenia od zwarć międzyfazowych. Wartość ta jest wynikiem uwzględnienia uchybu układu Holmgreena, spowodowanego nieustalonymi przebiegami prądów przy załączaniu linii z obciążeniem.

Dla pól charakteryzujących się przepływami dużych wartości naturalnych ziemnozwarciowych prądów I_Cw (np. pola sprzęgieł rozdzielnic ŚN w stacjach transformatorowo-rozdzielczych 110 kV/ŚN lub pola linii kablowych zasilających rozdzielnie sieciowe miejskie) mogą wystąpić trudności ze spełnieniem wymagań dotyczących wartości prądu I_kmin, wynikającej ze wzoru (9), a określonej wzorem;

(10)

Przykład 2. Obliczyć minimalną wartość ziemnozwarciowego prądu I_kmin wymaganą dla poprawnej pracy ziemnozwarciowego nadprądowego zabezpieczenia linii kablowej zasilającej miejską rozdzielnię sieciową. Zabezpieczenie ziemnozwarciowe zasilane jest z przekładników Ferrantiego i działa ze zwłoką czasową t ≥ 0.5 s. Linia w warunkach zakłóceniowych zasila dwie sekcje rozdzielnicy. Naturalny prąd ziemnozwarciowy sieci galwanicznie połączonej z tymi sekcjami wynosi I_Cw =110 A.

Rozwiązanie: Z wzoru (10), dla t ≥ 0,5 s k_b = 2, dla filtru Ferrantiego I_umax= 0 k_c = 2, otrzymujemy:

I_kmin =2⋅2⋅110 = 440 A.

Przykład 3. Obliczyć minimalną wartość prądu ziemnozwarciowego wymaganą dla poprawnej pracy nadprądowych, ziemnozwarciowych zabezpieczeń w polu podłużnego sprzęgła między dwoma sekcjami SN stacji 110 kV/ŚN.

Pierwotny znamionowy prąd przekładników prądowych w polu sprzęgła, tworzących układ Holmgreena, wynosi I_n = 800 A. Wartość naturalnego, ziemnozwarciowego prądu jednej sekcji wynosi I_Cw1 = 110 A, a drugiej I_Cw2 = 130 A. W sprzęgle zwłoka działania zabezpieczenia ziemnozwarciowego jest dłuższa od zwłoki działania zabezpieczeń od zwarć międzyfazowych.

Rozwiązanie:

I_umax = 0.06⋅I_n1 = 0.06⋅800 A= 48 A.

Za I_Cw należy przyjąć większą z wartości podanych, a więc I_Cw = I_Cw2 =130 A. Dla rozpatrywanego przypadku k_c = 2, k_b=2. Z zależności (10) otrzymujemy:

I_kmin ≥ 2⋅2⋅130 A+48 A =712 A.

Największa dopuszczalna wartość początkowego prądu ziemnozwarciowego I_kd jest ograniczona w warunkach krajowych do I_kd = 500 A. W przypadku gdy I_kmin określone wzorem (10) jest większe od I_kd, zastosowanie nadprądowych, ziemnozwarciowych zabezpieczeń jest niemożliwe. Jeżeli układ sieci na to pozwala, stosuje się wówczas zabezpieczenia kierunkowe czynnomocowe zerowe. Zabezpieczenia ziemnozwarciowego kierunkowego czynnomocowego zerowego nie można natomiast stosować w polach sprzęgieł w rozdzielnicach,
w których przepływ mocy w obydwóch zwrotach należy do stanu normalnej pracy sprzęgła. W sprzęgłach mogą więc być stosowane tylko zabezpieczenia ziemnozwarciowe nadprądowe. Ze względu na konieczność odstrojenia nadprądowych ziemnozwarciowych zabezpieczeń, zasilanych z układu Holmgreena, od prądów uchybowych tego układu wywołanych zwarciami międzyfazowymi, wartość prądu I_kmin wyznaczana z zależności (10) powinna także spełniać warunki:

• dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych bezzwłocznych:

I_kmin ≥ 0.5⋅I_n1⋅k_c (11)

• dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych o zwłoce czasowej krótszej od zwłoki czasowej zabezpieczeń od zwarć międzyfazowych

I_kmin ≥ 0.25⋅I_n1⋅k_c (12)

We wzorach (11) i (12) I_n1 oznacza pierwotny znamionowy prąd przekładników tworzących układ Holmgreena.

W krajowych sieciach uziemionych przez rezystor stosowane są odrębne zabezpieczenia ziemnozwarciowe. Umożliwia to wymuszenie mniejszych wartości prądu niż przy ujmowaniu zwarć doziemnych przez zabezpieczenia od zwarć międzyfazowych. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe nadprądowe i kierunkowe mocowoczynne w krajowych sieciach z trwałym rezystancyjnym uziemieniem punktu neutralnego działają zazwyczaj z opóźnieniem większym od zwłoki czasowej zabezpieczeń od zwarć międzyfazowych.

Przykład 4. Obliczyć minimalną wartość ziemnozwarciowego prądu, wymaganą dla poprawnej pracy nadprądowych ziemnozwarciowych zabezpieczeń w polu linii napowietrznej SN AFL 3 x 70 mm² dla dwóch przypadków:

1. Zabezpieczenie ziemnozwarciowe jest bezzwłoczne,

2. Zwłoka czasowa zabezpieczeń ziemnozwarciowych jest krótsza od zwłoki czasowej zabezpieczeń od zwarć międzyfazowych.

Naturalny prąd ziemnozwarciowy linii I_Cw = 4 A. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe zasilane są z układu Holmgreena. Ze względu na długotrwałą, dopuszczalną obciążalność linii
I_dd = 325A, pierwotny znamionowy prąd przekładników wynosi I_ni = 400 A.

Rozwiązanie:

l. Dla zabezpieczenia bezzwłocznego k_b = 4.

Ze wzoru (10) wynika, że:

I_kmin ≥ 4⋅(4+0.06⋅400) =224n A

natomiast ze wzoru (11), że:

I_kmin ≥ 0.5⋅400⋅2 = 400 A

czyli I_kmin ≥ 400 A

2. Ze wzoru (10) wynika, że:

I_kmin ≥ 2⋅(4+0.06⋅400) =112 A

natomiast ze wzoru (12) wynika, że:

I_kmin ≥ 0.25⋅400⋅2 = 200 A

czyli I_kmin ≥ 200 A.

Stosowanie układów Holmgreena w sieciach napowietrznych, a niekiedy także w kablowych, z powodu dużych prądów uchybowych tych układów występujących przy zwarciach międzyfazowych wpływa na podwyższenie progu rozruchowego zabezpieczeń. Na podwyższenie tego progu wpływa również stosowanie zabezpieczeń bezzwłocznych, dla których wymagany we wzorze (9) współczynnik bezpieczeństwa ma wtedy wartość k_b= 4, zamiast wymaganej przy zabezpieczeniach zwłocznych wartości k_b =2.

Wiele zwarć jednofazowych z ziemią, szczególnie w liniach napowietrznych, charakteryzuje się dużą rezystancją przejścia. Według statystyki francuskiej stwierdzono na przykład, że przy zwarciach jednofazowych z ziemią w liniach napowietrznych rezystancja przejścia wynosiła:

• R ≤ 100  - w 82% przypadków,

• 100  ≤ R ≤ 200  - w 15% przypadków,

• 200  ≤ R ≤ 300  - w 2% przypadków,

• R > 300  - 1% przypadków, (nie uwzględniono doziemień o rezystancji przejścia, której wartość przekraczała 600 ).

W obliczaniu wartości I_zmin zgodnie z zaleceniami krajowymi przyjmuje się rezystancję przejścia R_p = 50 , dla linii kablowych oraz R_p = 100 , dla linii napowietrznych. W liniach napowietrznych, jak wynika z przytoczonych danych statystycznych, rezystancja przejścia
w skrajnych przypadkach może osiągać znacznie większe wartości. Z tego powodu w napowietrznych sieciach uziemionych przez rezystor stosuje się dwa rodzaje zabezpieczeń ziemnozwarciowych, umożliwiających wykrywanie zwarć o podwyższonej rezystancji przejścia. Są to zabezpieczenia zerowonadprądowe dwustopniowe lub zabezpieczenia kierunkowe zerowomocowe.

Wybór odpowiedniej wartości wymuszonego prądu przez dołączony trwale do punktu neutralnego rezystor ma szczególne znaczenie w sieciach napowietrznych i mieszanych napowietrzno-kablowych, w których obok zabezpieczeń nadprądowych stosowane są zabezpieczenia kierunkowe. Za optymalną wartość wymuszanego prądu czynnego dla takich sieci przyjmuje się 100 ÷ 150 A.

1. Tendencje zmian w zakresie sposobu połączenia punktu neutralnego sieci SN z ziemią

Sieci SN w Polsce oraz w nielicznych jeszcze krajach pracują z kompensacją prądów ziemnozwarciowych. Większość państw przeszła na trwałe lub czasowe uziemienie punktu neutralnego przez rezystor. Za zalety systemu kompensacji w momencie jej wprowadzania do eksploatacji uważano:

1) zmniejszenie wartości prądu ziemnozwarciowego i towarzyszących mu przepięć, a w sieci kablowej również zmniejszenie rozmiarów uszkodzeń izolacji i powłoki kabla,

2) możliwość zasilania odbiorców pomimo występującego pojedynczego zwarcia z ziemią,

3) tanie rozwiązanie zabezpieczeń i uziemień,

4) zmniejszenie zagrożenia porażeniowego oraz szkodliwego oddziaływania prądów ziemnozwarciowych na urządzenia telekomunikacyjne.

Kompensacja była opracowana z myślą o ówczesnych niezbyt rozległych sieciach napowietrznych. Wzrost rozległości tych sieci powoduje ograniczenie wyżej wymienionych zalet kompensacji, a jej stosowanie również w sieciach kablowych przynosi jeszcze mniejsze korzyści. W wyniku braku możliwości skompensowania składowych wyższych harmonicznych oraz mało dokładnej zaczepowej regulacji urządzeń gaszących prądy resztkowe osiągają wartości kilkunastu, a nawet kilkudziesięciu procent roboczych, pojemnościowych prądów sieci. Należy zaznaczyć, że w ostatnich latach zawartość harmonicznych w sieci znacznie wzrosła. Duże prądy resztkowe uniemożliwiają samoistną likwidację zwarć z ziemią i towarzyszą im znaczne i wielokrotnie powtarzające się przepięcia prowadzące z reguły do zwarć wielokrotnych, które są szczególnie groźne w sieciach kablowych. Średnio około 50%
(25% ÷ 65% według różnych źródeł) zwarć doziemnych rozwija się w zwarcia podwójne lub wielobiegunowe, zanim zdąży się je zlokalizować, a tylko około 25% zwarć doziemnych utrzymuje się bez zmian w sieci przez dłuższy okres. Jak wykazały doświadczenia eksploatacyjne, długotrwale płynący przez słupy strunobetonowe prąd ziemnozwarciowy, nawet o wartości kilku amperów, powoduje niszczenie betonu wskutek czego może nastąpić złamanie i przewrócenie słupa.

Jak wynika z pkt. 4.4, warunki działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sieciach kompensowanych są trudne i zabezpieczenia te często nie spełniają swojej roli. Podobnie niekorzystne zjawiska, często o jeszcze większym nasileniu, występują w sieciach z izolowanym punktem neutralnym.

Z tego powodu szuka się korzystniejszych sposobów połączeń punktu neutralnego
z ziemią. Poszukiwania te rozwijają się w dwóch kierunkach. Jeden z nich zakłada zachowanie kompensacji z przystosowaniem jej do obecnych wymagań. Przystosowanie to może polegać na następujących działaniach:

a) dzieleniu dużych sieci na mniejsze sekcje;

b) modernizacji metod pomiaru i kontroli nastawienia urządzeń gaszących, umożliwiających stałą rejestrację stopnia rozstrojenia kompensacji i ułatwiających jej korygowanie;

c) instalowaniu urządzeń gaszących z płynną regulacją prądu indukcyjnego pod obciążeniem w celu umożliwienia nastawienia żądanego stopnia rozstrojenia oraz urządzeń automatycznych zapewniających ciągłą, samoczynną kompensację;

d) wymuszeniu po kilku sekundach (3 s) trwania zwarcia (przez bocznikowanie rezystorem urządzenia gaszącego, rys. 4) odpowiedniej składowej czynnej jednofazowego prądu zwarcia z ziemią, ułatwiającego zadziałanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych.

Drugi kierunek zakłada rezygnację z kompensacji i wprowadzenie trwałego uziemienia punktu neutralnego sieci. Wśród proponowanych sposobów uziemienia punktu neutralnego wyróżnia się uziemienie bezpośrednie, uziemienie przez rezystor lub przez indukcyjny reaktor.

Uziemienie bezpośrednie stosuje się wówczas, gdy impedancja obwodu ziemnozwarciowego sieci wystarczająco ogranicza wartość prądu ziemnozwarciowego. Jeżeli prąd ten jest za duży, punkt neutralny uziemia się przez rezystor lub indukcyjny reaktor. Korzystniejsze warunki przepięciowe istnieją przy uziemieniu przez rezystor (tabl. 2). W przypadku prawidłowo dobranego rezystora zachodzi najsilniejsze tłumienie przepięć i można oczekiwać, że nie przekroczy ono (2 ÷ 2.2)⋅U_f.

Jeżeli transformatory 110 kV/ŚN mają grupę połączeń Yd, punkt neutralny po stronie ŚN jest niedostępny. Urządzenia wytwarzające wówczas sztuczny punkt neutralny sieci transformatory potrzeb własnych o grupie połączeń Zy lub trzy połączone w gwiazdę indukcyjne reaktory ÷ stanowią dodatkową reaktancję obwodu ziemnozwarciowego. W takim przypadku wskazane jest, ze względu na spełnienie warunku (8), uziemienie sztucznego punktu neutralnego przez rezystor, a nie przez reaktor. Wartość rezystancji rezystora dobiera się tak, aby wartość prądu ziemnozwarciowego w danej sieci spełniała wymagania omówione w pkt. 4.6.

W warunkach krajowych tendencje zmian sposobu łączenia z ziemią punktu neutralnego nie są jednolite. Uwzględniając dotychczasowe niezbyt jednak duże doświadczenia polskie oraz znacznie większe doświadczenia innych krajów, dąży się do następujących rozwiązań.

W sieciach składających się wyłącznie z linii kablowych wprowadza się trwałe uziemienie punktu neutralnego przez rezystor. Oprócz zmniejszenia przepięć ziemnozwarciowych i złagodzenia ich skutków (patrz pkt. 4.2 i 4.3) uzyskuje się wówczas także możliwość zastosowania prostych, tanich i stosunkowo pewnie działających zabezpieczeń ziemnozwarciowych nadprądowych, zasilanych z filtrów składowej zerowej prądu. Jednofazowe zwarcia
z ziemią w liniach kablowych w sieci skompensowanej są w większości zwarciami trwałymi. Przy nielicznych tylko zwarciach powodujących uszkodzenie izolacji, po ich ustąpieniu następuje samo­czynna regeneracja izolacji, szczególnie w przypadku kabli z izolacją papiero-wo-olejową. Na skutek znacznego osłabienia izolacji szybko dochodzi jednak w tym miejscu do ponownego zwarcia. Czynniki te przemawiają za trwałym uziemieniem punktu neutralnego sieci kablowych przez rezystor i szybkim wyłączaniu jedno­fazowych zwarć z ziemią.

W sieciach mieszanych kablowo-napowietrznych bezzwłoczne wyłączanie zwarć jest nieco mniej korzystnym rozwiązaniem, gdyż większość zwarć w napowietrznych liniach jest przemijająca. Ze względu jednak na przewagę linii kablowych zaleca się stosowanie trwałego uziemienia punktu neutralnego przez rezystor. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe linii napowietrznych współpracują wtedy z automatyką SPZ tych linii.

Doświadczenia z eksploatacji sieci SN w byłej NRD, z trwale uziemionym przez rezystor punktem neutralnym, są pozytywne. W sieciach tych uzyskano prawie 100% wyłączeń doziemionych linii kablowych oraz zmniejszenie liczby zwarć dwufazowych i dwufazowych doziemnych. Przez skrócenie czasu trwania doziemienia zmniejszyły się znacznie skutki przepływu prądu ziemnozwarciowego. Uszkodze­nie kabla sprowadza się do otworu o średnicy 3 4 mm w jego powłoce. Do naprawy kabla wystarcza wtedy jedna mufa kablowa, a przy kompensacji sieci często konieczne były dwie mufy.

W sieciach napowietrznych, a szczególnie napowietrzno-kablowych, problem wyboru najkorzystniejszego sposobu połączenia punktu neutralnego z ziemią jest najtrudniejszy. W zasadzie w praktyce nie istnieją czyste sieci napowietrzne. W sieciach napowietrznych występują krótkie odcinki kabli jako wyprowadzenia z rozdzielnic, przejścia pod trasami komunikacyjnymi, przyłącza niektórych zakładów przemysłowych itp. W związku z tym w sieciach takich należy uwzględnić wszystkie czynniki i wymagania, które dotyczą zagrożeń kabli podczas eksploatacji przy różnych sposobach łączenia punktu neutralnego z ziemią. Jednocześnie trzeba wziąć pod uwagę, że w napowietrznej części sieci większość zwarć ulega samoczynnej likwidacji bez istotnej przerwy w dostawie energii elektrycznej. Wynika to z faktu występowania zwarć na ogół w izolacji powietrznej linii, która ma własność samoregenerowania się dzięki siłom elektrodynamicznym wydłużającym pętlę łuku i powodującym jego samogaszenie.

W dużej liczbie zwarć, którym nie towarzyszy samogaszenie, istnieje możliwość dejonizacji drogi połukowej w przerwach bezprądowych cykli SPZ. Według badań wykonanych
w jednym z zakładów energetycznych [127] 80 ÷ 90% jednofazowych zwarć z ziemią jest samoczynnie eliminowanych wskutek działania urządzeń gaszących na ogół w ciągu pierwszych 3 s trwania zakłócenia. Dużą skutecznością charakteryzowała się także automatyka SPZ. Skuteczność pierwszego cyklu SPZ wynosiła około 70%, drugiego około 60%. Łączna skuteczność dwukrotnego SPZ wynosiła około 90%. Podobne wyniki uzyskano badając 13 innych kompensowanych sieci napowietrznych [7]. Dla pełniejszego obrazu zjawiska należy podkreślić, że tak duży udział przemijających zwarć krótkotrwałych wynika z zastosowanego tam sposobu ich zliczania. Zwarcia łukowe przerywane mogą pojawiać się i zanikać wielokrotnie w tym samym miejscu aż do momentu wyłączenia. W takich przypadkach rejestrowane było wiele razy jedno zwarcie.

Uwzględniając specyfikę sieci napowietrznej kompensowanej oraz trudne warunki działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych kierunkowych czynnomocowych zerowych (pkt. 4.4) uznaje się za najwłaściwsze uzupełnianie kompensacji krótkotrwałym wymuszaniem składowej czynnej prądu ziemnozwarciowego (rys. 4). Wymuszenie składowej czynnej prądu ziemnozwarciowego, po 3 s od chwili powstania zwarcia (jeżeli nie nastąpiło jego samozgaszenie) powoduje zadziałanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych, które współpracują z automatyką SPZ lub działają bezpośrednio na wyłączenie. Wprowadzenie tego systemu w sieci napowietrznej ŚN w byłej NRD spowodowało znacznie większą pewność pracy sieci niż w przypadku jej kompensacji lub trwałego uziemienia punktu neutralnego przez rezystor.

Interesujące jest rozwiązanie stosowane w sieci ŚN w Stanach Zjednoczonych. Polega ono na trwałym uziemieniu bezrezystancyjnym jednej fazy sieci SN w stacji zasilanej przez transformator o grupie połączeń Yd. Zwarcie doziemne jednej z dwóch nieuziemionych faz jest równoznaczne ze zwarciem dwufazowym doziemnym. Zwarcie takie wyłączane jest przez zabezpieczenia od zwarć dwufazowych. Pozwala to uniknąć stosowania zabezpieczeń od jednofazowych zwarć doziemnych. Zwarcie doziemne fazy uziemionej jest w takim układzie mało prawdopodobne, a jeżeli wystąpi, jest sygnalizowane przez stosowanie odpowiedniego układu pomiarowego.

2. Kryteria wyboru wartości prądu ziemnozwarciowego w sieciach ŚN z trwale uziemionym przez rezystor punktem neutralnym lub kompensowanych z czasowym wymuszaniem czynnej składowej prądu

Na wybór wartości prądu ziemnozwarciowego w wymienionych w tytule sieci wpływają następujące czynniki:

1) zależność wartości przepięć ziemnozwarciowych od wartości i charakteru prądu ziemnozwarciowego (pkt. 4.2 i 4.3),

2) zagrożenia porażeniowe prądem ziemnozwarciowym,

3) zagrożenia urządzeń technicznych prądem ziemnozwarciowym,

4) warunki pracy zabezpieczeń ziemnozwarciowych (pkt. 4.4).

Zależność wartości przepięć ziemnozwarciowych od wartości i charakteru prądu ziemnozwarciowego.

Ograniczenie współczynnika przepięć ziemnozwarciowych do wartości równej 2 (tabela 2), nie stanowiącej jeszcze zagrożenia dla izolacji kabli 15 kV, występuje przy wartości rezystora uziemiającego 17 ÷ 18 . Przy występujących w sieci 15 kV parametrach urządzeń stanowiących impedancję obwodu prądu ziemnozwarciowego dla rezystora o wartości 17.5  prąd ziemnozwarciowy, przy doziemieniach metalicznych w rozdzielniach, osiąga wartość rzędu 500 A. Większa wartość prądu ziemnozwarciowego jeszcze skuteczniej ogranicza przepięcia (tabela 2), ale nie należy jej dopuszczać z innych powodów. Sieci o prądzie zwarć doziemnego do 500 A przepisy krajowe zaliczają do układów o małym prądzie zwarcia doziemnego. Dla układów o małym prądzie zwarcia doziemnego wymagania dotyczące ochrony przeciwporażeniowej są łagodniejsze i przez to łatwiejsze do spełniania niż dla układów o większych prądach zwarcia doziemnego. Jest to jeden z istotnych czynników, który ogranicza wybór górnej wartości prądu ziemnozwarciowego w sieciach kablowych i kablowo-napowietrznych o punkcie neutralnym trwale uziemionym przez rezystor.

Zagrożenia porażeniowe prądem ziemnozwarciowym.

Kryterium oceny zagrożenia porażeniowego stanowią dopuszczalne wartości napięć rażeniowych dotykowy i krokowych [89]. Stopień zagrożenia porażeniowego w liniach napowietrznych jest większy niż w liniach kablowych. Inna konstrukcja linii napowietrznych
i kablowych stwarza odmienne warunki powrotu prądu od miejsca zwarcia doziemnego do źródła.

Analizę zagrożenia porażeniowego prądem ziemnozwarciowym można przeprowadzać w następujących powierzchniowych strefach:

strefa I - tereny stacji transformatorowo-rozdzielczych 110 kV/ŚN,

strefa II - pasy terenu położone wzdłuż linii SN,

strefa III - tereny przyległe do stacji transformatorowych ŚN/nN,

strefa IV - tereny, na których znajdują się odbiorcy energii elektrycznej nN.

Napięcia rażeniowe krokowe w praktyce stanowią mniejsze zagrożenie niż napięcia dotykowe. Wartość napięcia dotykowego określona jest iloczynem rezystancji uziomu ochro nego i prądu uziomowego I_ku (prąd uziomowy I_ku jest to część prądu zwarcia, która podczas jednofazowego zwarcia doziemnego przepływa przez rozpatrywany uziom do ziemi, rys. 5). Prąd uziomowy I_ku przy zwarciach doziemnych w urządzeniach ŚN stacji 110 kV/ŚN stanowi małą część ziemnozwarciowego prądu I_k. Wynika to z faktu, że urządzenia SN na terenie stacji podlegające ochronnemu uziemieniu połączone są między sobą i z uziomem ochronnym siecią przewodów uziemiających.

Rys. 5. Rozpływ prądu ziemnozwarciowego przy zwarciu w rozdzielnicy SN stacji transformatorowo-rozdzielczej 110 kV/ŚN: T_z - transformator zasilający 110 kV/ŚN, T_u - transformator uziemiający, R - rezystor uziemiający punkt neutralny sieci SN, R_u - uziom ochronny stacji, RU - rozdzielnia średniego napięcia, I_k1 i I_ku - części ziemnozwarciowego prądu płynące odpowiednio przez połączenia uziemiające i uziom ochronny stacji (I_ku << I_k1 )

Prąd ziemnozwarciowy wraca do źródła głównie przez sieć przewodów uziemiają­cych, mającą wielokrotnie mniejszą impedancję niż obwód utworzony z ziemi, uziomu ochronnego i rezystancji między ziemią a urządzeniem RU, do którego nastąpiło przebicie fazy (rys. 5). Przy zwarciu w sieci ŚN zasilanej z rozdzielnicy RU prąd ziemnozwarciowy wraca do źródła przez uziom ochronny R_o stacji 110 kV. Wartość tego prądu jest jednak znacznie mniejsza od wartości prądu uziomowego spowodowanego zwarciem doziemnym w urządzeniach rozdzielnicy 110 kV. O doborze wartości rezystancji uziomu ochronnego na terenie stacji
110 kV/ŚN decyduje więc prąd zwarcia doziemnego w sieci 110 kV, a prąd ziemnozwarciowy w sieci ŚN nie wpływa na zwiększenie zagrożenia porażeniowego w strefie I.

Z pomiarów napięć rażenia wywołanych prądem ziemnozwarciowym, przeprowadzonych w sieciach rzeczywistych [102], wynikają następujące wnioski.

W sieciach kablowych ŚN i nN lub ze znaczną przewagą kabli nad liniami napowietrznymi, przy maksymalnej wartości prądu zwarcia doziemnego w stacji 110 kV/ŚN I_zmax=500A, pomierzone dotykowe napięcia rażenia w strefach II, III i IV są mniejsze (kilkakrotnie) od wartości dopuszczalnych. W stacji transformatorowej ŚN/nN uziemienie robocze i ochronne mają wspólny uziom. W przypadku zwarcia doziemnego w tej stacji, jak wykazały pomiary [102] ponad 85% prądu płynie między miejscem zwarcia a źródłem przez metalowe powłoki kabli ŚN, nN i przez uziemione żyły zerowe kabli nN (rys. 6), maksimum do 15% tego prądu płynie przez uziom stacji (I_kn = 0.15⋅I_k. Wartość rezystancji uziomu stacji w warunkach gęstej zabudowy miejskiej z siecią kablową jest z reguły na tyle mała, że iloczyn tej rezystancji
i prądu uziomowego jest mniejszy od 65 V.

Rys. 6. Rozpływ prądu ziemnozwarciowego I_k przy zwarciu w stacji transformatorowej ŚN/nN z siecią kablową ŚN i nN.

Oznaczenia: T - transformator 110 kV/ŚN, T_u - transformator uziemiający, T_n - transformator ŚN/nN, R - rezystor uziemiający punkt neutralny sieci ŚN, R_o - uziomy ochronne, K1 - kabel średniego napięcia, K2 - kabel niskiego napięcia, LI, LI, L3 i N - przewody fazowe i przewód neutralny, I_k - prąd zwarcia doziemnego w stacji transformatorowej ŚN/nN, I_ŚN, I_nN, I_no, I_nk, I_ku, I_u, I₁, i I₂ - części prądu ziemnozwarciowego płynące odpowiednio: linią kablową ŚN, siecią kablową nN, przewodem neutralnym linii kablowej nN, powłoką kabla linii nN, przez uziom ochronny stacji 110/kV/SN, przez przewód uziemiający głowicę kabla SN w stacji 110 kV/ŚN, przez przewód uziemiający głowicę na końcu linii kablowej nN.

W sieciach napowietrznych ŚN i nN lub w sieciach mieszanych napowietrzno-kablowych stopień zagrożenia porażeniowego prądem ziemnozwarciowym w stacji ŚN/nN
w pewnych przypadkach może być znacznie większy. Rozpływ prądu ziemnozwarciowego przy zwarciu w stacji ŚN/nN, z której wychodzą linie napowietrzne ŚN i nN, pokazany jest na rys. 7. Prąd ziemnozwarciowy płynie przez uziom stacji (prąd uziomowy) i przez uziemione przewody zerowe napowietrznych linii nN Układ uziemień, jak wynika z rys. 7, składa się
z uziomu stacyjnego i połączonych z nim przewodami zerowymi uziomów roboczych tych przewodów. Rezystancja wypadkowa tak połączonego układu uziemień, przy kilku liniach nN wychodzących ze stacji, jak wykazały pomiary przeprowadzone w sieciach rzeczywistych [102], jest na ogół tak mała, że zagrożenia porażeniowe w strefach III i IV nie występują również w sieciach napowietrznych, jeżeli maksymalny prąd zwarcia doziemnego w stacji 110 kV/ŚN nie przekracza I_kmax.= 500 A. Zagrożenia takie mogą wystąpić jedynie przy małej liczbie linii nN, wychodzących ze stacji ŚN/nN (mniej niż 3 linie nN wyprowadzone ze stacji ŚN/nN położonej w pobliżu stacji zasilającej 110 kV/ŚN).

Korzystniejsze warunki występują w strefach III i IV przy napowietrznych liniach nN
i przy zasilaniu kablowym ŚN. W przypadku takim nie występują również zagrożenia w strefie II podczas doziemień w linii kablowej ŚN zasilającej stację ŚN/nN (ze względu na metalową powłokę kabla i jego ułożenie w ziemi). Największe zagrożenia występują przy doziemieniach w napowietrznych liniach ŚN. Należy tu rozpatrzyć dwa przypadki:

pierwszy - przy zerwaniu przewodu linii SN i opadnięciu go na ziemię,

drugi - przy uszkodzeniu izolacji na słupie linii.

W pierwszym przypadku zagrożenie porażeniowe jest bardzo duże, ale praktycznie nie zależy od sposobu połączenia z ziemią punktu neutralnego sieci ŚN. Prawdopodobieństwo porażenia jest niewielkie, jeżeli zwarcie to jest szybko wyłączone przez zabezpieczenia ziemnozwarciowe. Jak wynika z rozważań zawartych w pkt. 4.4, warunki działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych są jednak wówczas trudne (duża rezystancja przejścia w miejscu zwarcia) niezależnie od sposobu połączenia z ziemią punktu neutralnego sieci ŚN. Może więc nie nastąpić pobudzenie zabezpieczenia i długotrwałe utrzymywanie się takiego stanu.

Rys. 7. Rozpływ prądu ziemnozwarciowego I_k przy zwarciu w stacji transformatorowej ŚN/nN z siecią napowietrzną ŚN i nN: N1 i N2 - linie napowietrzne ŚN i nN; R_r1 i R_r2 - uziemienia przewodu zerowego linii nN; I_no, I_ku, I_R1, i I_R2 - części prądu ziemnozwarciowego płynące odpowiednio: przewodem neutralnym linii nN, przez uziom ochronny stacji transformatorowej ŚN/nN, przez uziomy przewodu neutralnego linii nN; pozostałe oznaczenia jak na rys. 6

Równie groźny jest przypadek przy uszkodzeniu izolacji na słupie linii. Rezystancja doziemna słupa ma dużą wartość i płynący przez nią prąd ziemnozwarciowy nawet o wartości kilkunastu amperów może spowodować długotrwałe utrzymywanie się niebezpiecznych napięć rażeniowych (wskutek również dużego prawdopodobieństwa niezadziałania zabezpieczeń ziemnozwarciowych). W literaturze wymieniane są sposoby złagodzenia zagrożenia porażeniowego przy uszkodzeniu izolacji na słupie. Jednym z nich jest malowanie słupów do pewnej wysokości lakierami elektroizolacyjnymi, drugim - układanie w ziemi wzdłuż linii przewodu metalowego w postaci bednarki, do której łączone byłyby metalowe elementy konstrukcyjne każdego słupa. Ułożenie bednarki w ziemi, zwiększając wartość prądu ziemnozwar ciowego, stworzyłoby lepsze warunki działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych, a także dostatecznie zmniejszyłoby wartość rezystancji uziomów słupów.

Zagrożenia urządzeń technicznych prądem ziemnozwarciowym.

Należy rozpatrzy konieczność ograniczenia wartości prądu ziemnozwarciowego ze względu na jego oddziaływanie na ziemne urządzenia telekomunikacyjne, stopień uszkodzenia kabli w miejscu zwarcia, stopień uszkodzenia odbiorników ŚN oraz wytrzymałość zwarciową transformatorów potrzeb własnych ŚN/nN w stacjach 110 kV/ŚN.

Według zebranych doświadczeń eksploatacyjnych i studiów prądy ziemnozwarciowe
o wartości mniejszej niż 1.5 kA nie powodują szkodliwego wpływu na urządzenia telekomunikacyjne.

Zaobserwowane rozmiary uszkodzeń kabli przy prądzie ziemnozwarciowym 300 ÷ 500 A wykazują, że uszkodzenie powłoki metalowej i uzbrojenia kabli występują na długości około 1 ÷ 5 cm. Wystarcza wtedy do naprawy kabla jedna mufa. Również doświadczenia krajowe dotyczące kabli w izolacji z tworzyw sztucznych potwierdzają te wnioski. Warto także zaznaczyć, że przy wymienionych wyżej wartościach prądu ziemnozwarciowego uzyskuje się korzyści eksploatacyjne związane z lokalizacją miejsca uszkodzenia kabla. W praktyce nawet w przypadkach tzw. zwarć przemijających miejsce uszkodzenia kabla należy wykryć w celu jego naprawy. Lokalizacja ta w sieciach uziemionych przez rezystor jest ułatwiona, gdyż wartość prądu 300 ÷ 500 A są na tyle duże, że miejsca uszkodzenia na ogół nie trzeb wypalać dla potrzeb lokalizacji dokładnej.

Prąd ziemnozwarciowy o wartości 500 A nie stanowi zagrożenia dla żył powrotnych kabli SN. Większe zagrożenie dla tych żył stanowi prąd płynący w przypadku podwójnych zwarć doziemnych w kablu.

Biorąc pod uwagę rozmiary uszkodzeń maszyn wirujących prądu przemiennego zasilanych na średnim napięciu (najczęściej 6 kV), należy w tych sieciach dążyć do tego, aby wartość prądu ziemnozwarciowego nie przekraczała 150 A. Jak wykazały badania, przy zwarciu do korpusu maszyny wytopione wtedy w korpusie kratery mają średnicę nie większą niż
2 ÷10 mm.

Transformatory uziemiające, pełniące rolę transformatorów potrzeb własnych oraz umożliwiające dołączanie do sieci SN rezystorów uziemiających, mają określoną prądową wytrzymałość zwarciową. Z przeprowadzonych obliczeń [48], uwzględniających rozpływ prądu ziemnozwarciowego, wytrzymałość zwarciową transformatorów uziemiających oraz czas wyłączania zwarć doziemnych przez zabezpieczenia rezystora, dla transformatorów uziemiających stosowanych w kraju wynikają następujące maksymalne dopuszczalne wartości prądu zwarcia doziemnego:

TBN 550-17.5 I_kmax = 1370 A,

TUDN 1440/15 I_kmax = 1370 A,

TUDN 2160/15 I_kmax = 1540 A.

Warunki pracy zabezpieczeń ziemnozwarciowych.

W sieci z trwale uziemionym przez rezystor punktem neutralnym (sieci kablowe i kablowo-napowietrzne) zabezpieczenia ziemnozwarciowe oparte są z reguły na przekaźnikach nadprądowych. Poprawne działania tych zabezpieczeń i konieczność odstrajania się od składowej pojemnościowej prądu ziemnozwarciowego określonych fragmentów sieci (przykłady
2 i 3) powodują, że wymagana wartość prądu ziemnozwarciowego przekracza niekiedy 500 A.

W sieciach napowietrznych i napowietrzno-kablowych z okresowym wymuszeniem składowej czynnej występują zabezpieczenia mocowoczynne zerowe.

5. Sposób połączenia z ziemią punktu neutralnego sieci o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym

Zgodnie z przepisami [77], punkt neutralny tych sieci powinien być uziemiony bezpośrednio w taki sposób, aby we wszystkich układach ruchowych spełnione były następujące warunki:

• dla sieci o napięciu znamionowym 110 k V

,
(17)

• dla sieci o napięciu znamionowym 220 kV i 400 kV

,
(18)

gdzie

X₁ - reaktancja zastępcza układu dla składowej symetrycznej zgodnej, określona dla danego miejsca jednofazowego zwarcia z ziemią;

X₀ i R₀ - reaktancja i rezystancja dla składowej symetrycznej zerowej określona dla danego miejsca jednofazowego zwarcia z ziemią.

Wartości X₀ i R₀ i X₁ należy obliczać metodą składowych symetrycznych wg PN/E-05002.

Uziemienie bezpośrednie punktu neutralnego tych sieci w sposób spełniający warunki wyrażone nierównościami (17) i (18) gwarantuje:

l) ograniczenie współczynnika zwarcia doziemnego k_e (wzór (1) do wartości k_e < 1.4 w sieciach 110 kV i k_e < 1.3 w sieciach 220 kV i 400 kV (prawe strony nierówności),

2) ograniczenie prądu zwarcia jednofazowego do wartości nie przekraczając wartości prądu zwarcia trójfazowego (lewe strony nierówności).

Ograniczenie przepięć stwarza możliwość obniżenia wymagań dotyczących wytrzymałości izolacji linii. Poziom izolacji tych linii w bardzo istotny sposób wpływa na ich koszty. Przepięcia ziemnozwarciowe uszkadzając izolację wpływają na zmniejszenie niezawodności pracy, która dla linii 110 kV i 400 kV musi być znacznie większa niż dla linii ŚN. Poziom zagrożenia porażeniowego prądem ziemnozwarciowym w tych sieciach jest bardzo duży. Zwarcia doziemne powinny być więc pewnie i szybko wyłączane w celu zmniejszenia zagrożenia porażeniowego. Uziemienie punktu neutralnego polepsza warunki i pewność działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych.

Ograniczenia wartości prądu zwarcia jednofazowego poniżej wartości prąc zwarcia trójfazowego stwarza łatwiejsze warunki doboru urządzeń na wytrzymało zwarciową.

Literatura

1. Bernas S.: Systemy elektroenergetyczne. WNT, Warszawa 1986.

2. Cegielski M.: Sieci i systemy elektroenergetyczne. PWN, Warszawa 1979.

3. Kacejko P., Machowski J.: Zwarcia w sieciach elektroenergetycznych. Podstawy obliczeń. WNT, Warszawa 1993

4. Kinsner K., Serwin A., Sobierajski M., Wilczyński A.: Sieci elektroenergetyczne. Wyd. Pol. Wrocławskiej, Wrocław 1993.

5. Kremens Z., Sobierajski M.: Analiza systemów elektroenergetycznych. WNT, Warszawa 1996.

6. Kujszczyk Sz., Brociek S., Flisowski Z. Gryko J., Nazarko J., Zdun Z.: Elektroenergetyczne układy przesyłowe. WNT, Warszawa, 1997.

7. Kujszczyk Sz. pod red. Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze. tom I i II, WNT, Warszawa 1991.

8. Popczyk J.: Elektroenergetyczne układy przesyłowe. Pol. Śląska, skrypt nr 1196, Gliwice 1984.

9. Strojny J., Strzałka J.: Zbiór zadań z sieci elektrycznych. Cz. I, AGH, skrypt nr 999, Kraków 1986 (lub nowszy).

10. Strojny J., Strzałka J.: Zbiór zadań z sieci elektrycznych. Cz. II, AGH, skrypt nr 1019, Kraków 1986 (lub nowszy).

11. Poradnik inżyniera elektryka tom 3. WNT, Warszawa 1997

Wytyczne, wskazówki, inne

12. Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych. Wyd. Instytutu Energetyki, Warszawa-Katowice, 1986.

13. Przepisy Budowy Urządzeń Elektrycznych Zeszyt 10. Dobór przewodów i kabli elektroenergetycznych do obciążeń prądem elektrycznym. Wyd. I (stan prawny na 31 lipca 1980 r).

14. Przepisy Budowy Urządzeń Elektrycznych Zeszyt 10. Ochrona sieci elektroenergetycznych . Wyd. I (stan prawny na 31 lipca 1980 r).

15. PN-74/E-05002 Urządzenia elektroenergetyczne. Dobór aparatów wysokonapięciowych w zależności od warunków zwarciowych (norma obowiązująca)

16. PN-9?E-05002.1 Urządzenia elektroenergetyczne. Obliczanie prądów zwarciowych w sieciach trójfazowych prądu przemiennego (projekt normy)

17. PN-90/E-05025 Obliczanie skutków prądów zwarciowych.

---