ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИМ СПРАВОЧНИК
ИЗДАТЕЛЬСТВО МЭИ
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК
В ЧЕТЫРЕХ ТОМАХ
ПОД ОБЩЕЙ РЕДАКЦИЕЙ профессоров Московского энергетического института (технического университета) В.Г.Герасимова, А.Ф.Дьякова, Н.Ф.Ильинского, В.А.Лабунцова, В.П.Морозкина, И.Н.Орлова, А.И.Попова (главный редактор), В.А.Строева
9-е ИЗДАНИЕ, СТЕРЕОТИПНОЕ
3
ПРОИЗВОДСТВО, ПЕРЕДАЧА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
МОСКВА
ИЗДАТЕЛЬСТВО МЭИ
2004
УДК [621.3 +621.3.002.2 + 621.316] (035.5)
ББК 31.2я21
Э45
Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3.
Э 45 Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). —9-е изд., стер.— М.: Издательство МЭИ, 2004. — 964 с.
ISBN 5-7046-0987-2 (Т. 3)
ISBN 5-7046-0984-8
Приводятся сведения по электрическим системам, электрическим станциям подстанциям, электропередачам переменного и постоянного тока, электрическим сетям высокого напряжения, электроснабжению городов, сельского хозяйства, промышленности и транспорта, а также по автоматике, защите и автоматизации диспетчерского и технологического управления в электроэнергетических системах.
Материал третьего тома существенно обновлен по сравнению с 7-м изданием. Приведены данные по современному состоянию электроэнергетики, включая вопросы проектирования и эксплуатации электроэнергетических систем и их отдельных компонент, а также методы электроэнергетических расчетов, ориентированные на применение вычислительной техники.
Предыдущее 8-е издание справочника было выпущено в 1995—2003 гг.
Для широкого круга инженеров-электриков и студентов электротехнических и электроэнергетических специальностей вузов.
УДК 1621.3 ♦ 621.3.002.2 ♦ 621.316) (035.5)
ББК31.2я21
ISBN 5-7046-0987-2 (Т. 3)
ISBN 5-7046-0984-8
© Авторы Т. 3, 2002
СОДЕРЖАНИЕ
Раздел 39. Электроэнергетические системы.	5
Раздел 40. Электрические станции и подстанции (электрическая часть)................ 46
Раздел 41. Распределительные устройства.. 116
Раздел 42. Электропередачи переменного и постоянного тока сверхвысокого напряжения (СВН)................................... 196
Раздел 43. Электрические сети высокого напряжения.............................. 228
Раздел 44. Перенапряжения в электроэнергетических системах и защита от них....... 297
Раздел 45. Переходные процессы и особые режимы в электроэнергетических системах	352
Раздел 46. Зашита в электроэнергетических системах ................................408
Раздел 47. Управление, контроль и сигнализация на электрических станциях и подстанциях 573 Раздел 48. Автоматика электроэнергетических систем.................................. 638
Раздел 49. Автоматизация диспетчерского и технологического управления электроэнергетическими системами.....	. 721
Раздел 50. Конструкции воздушных линий электропередачи......................... 776
Раздел 51. Кабельные линии электропередачи. 815
Раздел 52. Электроснабжение городов ...... 839
Раздел 53. Электроснабжение промышленных предприятий............................. 869
Раздел 54. Электроснабжение сельского хозяйства............................... 923
ОТ РЕДАКЦИОННОЙ КОЛЛЕГИИ
Материалы третьего тома подготовили:
Раздел 39. Электроэнергетические системы — канд. техн, наук Е.А. Волкова, канд. техн, наук В.П. Герих, канд. техн, наук, проф. Э.Н. Зуев, канд. техн, наук И.И. Карташев, канд. техн, наук Г.Н. Лялик, канд. техн, наук В.В. Мо-гирев, канд. техн, наук Е.А. Хачатурова.
Раздел 40. Электрические станции и подстанции (электрическая часть) — доктор техн, наук, проф. Б.Н. Неклепаев.
Раздел 41. Распределительные устройства — доктор техн, наук, проф. Б.Н. Неклепаев, канд. техн, наук А.В. Шунтов.
Раздел 42. Электропередачи переменного и постоянного тока сверхвысокого напряжения — канд. техн, наук, доц. Ю,П. Рыжов.
Раздел 43. Электрические сети высокого напряжения — доктор техн, наук В.В. Ер-шевич, канд. техн, наук Г.А. Илларионов, канд. техн, наук, доц. И.С. Роко-тян, канд. техн, наук Д.Л. Файбисо-вич, канд. техн, наук, доц. Д.А. Федоров, доктор техн, наук, проф. Ю.А. Фокин.
Раздел 44. Перенапряжения в электроэнергетических системах и зашита от них — канд. техн, наук, ст. преп. О.А. Аношин, канд. техн, наук, доц. М.А. Аронов, канд. техн, наук, доц. В.В. Базут-кин, доктор техн, наук, проф. И.П. Верещагин, доктор техн, наук, проф. В.П. Ларионов, доктор техн, наук, проф. Б.К. Максимов.
Раздел 45. Переходные процессы и особые режимы в электроэнергетических системах — канд. техн, наук, доц. Н.Д. Анисимова, канд. техн, наук, доц. Ю.П. Гусев, канд. техн, наук, проф. И.П. Крючков, канд. техн, наук, доц. Ю.А. Морозова, доктор техн, наук, проф. В.А. Строев, канд. техн, наук доц. Т.И. Шелухина, канд. техн, наук доц. С. В. Шульженко.
Раздел 46. Защита в электроэнергетических системах — канд. техн, наук, доц. А.Н. Васильев, канд. техн, наук В.Н. Вавин, канд. техн, наук, доц. В.Г. Дорогунцев, доктор техн, наук, проф. А.И. Левиуш, инж. А.А. Руд-ман.
Раздел 47. Управление, контроль и сигнализация на электрических станциях и подстанциях — инж. М.И. Гумин, доктор техн, наук, проф. В. В. Жуков.
Раздел 48. Автоматика электроэнергетических систем — доктор техн, наук, проф. Н.И. Овчаренко, инж. Н.И. Панфилов.
Раздел 49. Автоматизация диспетчерского и технологического управления электроэнергетическими системами — канд. техн, наук доц. Л.Л. Арцишев-ский, канд. техн, наук доц. В.В. Кри-венков, ст. преп. Т.П. Маврицина, канд. техн, наук В.Г. Орнов, доктор техн, наук В.А. Семенов, канд. техн, наук С.В. Хомицкий.
Раздел 50. Конструкции воздушных линий электропередачи — доктор техн, наук,
проф. А.А. Глазунов, канд. техн, наук доц. Г.К. Зарудский.
Раздел 51. Кабельные линии электропередачи — канд. техн, наук, проф. Э.Н. Зуев, канд. техн, наук доц. Э.Т. Ларина.
Раздел 52. Электроснабжение городов — ст. преп. ТА. Власова, доктор техн, наук, проф. А.А. Глазунов.
Раздел 53. Электроснабжение промышленных предприятий — канд. техн, наук доц. ТВ. Анчарова, канд. техн, наук доц. Э.А. Киреева, доктор техн, наук, проф. Е.А. Конюхова, доктор техн, наук, проф. В.В. Шевченко.
Раздел 54. Электроснабжение сельского хозяйства — канд. техн, наук доц. Л.А. До-лецкая, доктор техн, наук, проф. В.П. Кавченков.
Редактирование материалов третьего тома осуществлено доктором техн, наук, профессором В.А. СТРОЕВЫМ.
Раздел 39
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
СОДЕРЖАНИЕ
39.1. Общие вопросы электроэнергетических	Критерии и показатели экономической	
систем	 5	эффективности (20).	
Основные понятия и определения (5) Общая характеристика ЕЭС России (7). Основные условия развития ЕЭС (11). 39.2 Стратегия развития	39.3. Условия функционирования ЭЭС	 Графики электрических нагрузок (22). Балансы мощности и энергии (26). Качество электроэнергии (32).	22
электроэнергетики	 13 Схема прогнозирования развития	39.4. Режимы работы ЭЭС	 39.5. Резервы генерирующей мощности	39
отрасли (13).	при управлении режимами ЭЭС		43
Определение рациональной производственной структуры отрасли (15).	Список литературы 		45
39.1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
С технологических позиций энергетика является сферой экономики, охватывающей добычу энергоресурсов, производство, преобразование, транспортировку и использование различных видов энергии. Однако в современном представлении перечисленная совокупность процессов может быть эффективно использована лишь при ее организации по принципу «большой системы», в качестве которой выступает топливно-энергетический комплекс (ТЭК). В него в качестве подсистем входят топливоснабжающие системы (нефте-, газо- и угле-снабжения), системы электро- и теплоснабжения, а также выделяющаяся в силу своей специфики из предыдущих система ящерной энергетики (рис. 39.1). По территориальному признаку ТЭК делится на три иерархических уровня: государственный, региональный и районный [39.1].
Рис. 39.1. Структура топливно-энергетического
комплекса
Особенностями такого комплекса являются:
непрерывность, а подчас и неразрывность во времени процессов производства и потребления некоторых видов энергии;
сильные внутренние экономические и физико-технические связи, основанные в первую очередь на широкой взаимозаменяемости продукции подсистем, а также на том, что продукция одних подсистем является в ряде случаев исходным сырьем для других.
Углеснабжающая система России занимает одно из первых мест в мире по добыче угля Наиболее крупные бассейны — Канско-Ачинский и Кузнецкий — расположены в азиатском регионе страны на значительном удалении от промышленных зон европейской части, что затрудняет рациональное использование этих источников энергоресурсов.
Нефтеснабжающая система России объединяет нефтепромыслы, магистральные трубопроводы и насосные станции для перекачки нефти к местам ее переработки, а также включает нефтеперерабатывающие заводы и хранилища нефтепродуктов.
Газоснабжающая система России занимает второе место в мире после США по объему добычи. В настоящее время эксплуатируется около 100 месторождений природного газа, крупнейшие из которых расположены в Западной Сибири. Система включает в себя около 100 магистральных газопроводов, по которым, в частности, экспортируется газ в ряд европейских стран.
Система ядерной энергетики состоит из предприятий по добыче и переработке ядерного топлива, установок по его использованию в народном хозяйстве (в частности, ядерных энергетических реакторов), заводов по восстановлению отработанно
го горючего и уничтожению отходов.
6
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
Рис. 39.2. Основные звенья
технологического про-
цесса электро- н теплоснабжения
Электро- и теплоснабжающая система включает в себя все установки, обеспечивающие потребителей электрической и тепловой энергией. На рис. 39.2 в наиболее общем виде представлены технологические цепочки, осуществляющие электроснабжение и теплоснабжение.
Основная часть этой подсистемы ТЭК, осуществляющая электро- и теплоснабжение централизованно, носит название энергетической системы, или энергосистемы. Это понятие является центральным (корневым) для целого ряда других понятий. Поэтому ниже приводится установленное ГОСТ [39.2] общее определение: энергосистема — совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем управлении этим режимом.
На рис 39.3 представлена схема, отражающая взаимосвязь объектов, участвующих в технологическом процессе обеспечения потребителей электроэнергией (ЭЭ), т.е. сферу электроснабжения.
В качестве источника ЭЭ условно показана тепловая электрическая станция.
В соответствии с данной схемой элементами энергосистемы являются:
теплосиловое (котлы К, турбины 7’ бойлеры и т.д.) и электротехническое (генераторы Г, их системы возбуждения, трансформаторы Тр, коммутационная аппаратура и т.д.) оборудование электростанций;
линии передачи электрической энергии ЛЭП', трансформаторные подстанции /7С;
тепловая автоматика ТА и тепловые защиты 73, автоматические регуляторы АР, устройства релейной защиты РЗ и противоаварийной автоматики ПА, средства диспетчерского и технологического управления СДТУ,
устройства продольной и поперечной компенсации КУ параметров ЛЭП, т.е. установки продольной компенсации и шунтирующие реакторы;
источники реактивной мощности ИРМ, т.е. синхронные компенсаторы, конденсаторные батареи, статические тиристорные компенсаторы
Электрической частью энергосистемы считается совокупность электрооборудования ее станций и сетей
Электроэнергетическая система (ЭЭС) — это находящееся в данный момент в работе электрооборудование энергосистемы и приемников электрической энергии, объединенное общим режимом и рассматриваемое как единое целое в отношении протекающих в нем физических процессов. Таким образом, ЭЭС наряду с электрической частью энергосистемы включает в себя и электроприемники ЭП1, ЭП2, ЭПЗ, обеспечивающие преобразование ЭЭ в другие виды и работу электротехнологиче-ских установок У, приводимых во вращение элек
Рнс. 39.3. Взаимосвязь объектов, обеспечивающих электроснабжение
§39.1]
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
7
тродвигателями машин и механизмов М, осветительных, нагревательных и прочих электроприборов П.
Ряд терминов определяются через понятие «электроустановка» В наиболее общем плане оно обозначает любую совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения ЭЭ и ее превращения в другой вид энергии.
Электрическая сеть содержит в своем составе лишь те электроустановки, которые служат для передачи и распределения ЭЭ на определенной территории, и представляет собой совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи [39.3]
Более широким является понятие «система электроснабжения» (СЭС). Она объединяет в себе все электроустановки, предназначенные для обеспечения потребителей электрической энергией Из рис 39.3 ясно, что СЭС эквивалентна электрической части энергосистемы
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) трактуют понятие «потребитель электрической энергии» как некоторую совокупность технических объектов, использующих ЭЭ и размещенных на определенной территории, т е. в общем случае как группу электроприемников [39.4]. Однако этот термин часто употребляют в юридическом аспекте, т.е. в смысле абонента электроснабжающей организации В этом случае понятие «потребитель» является более широким и с технической точки зрения представляет собой совокупность разных электроустановок, а не только электроприемников. С позиций же структурной иерархии собственно ЭЭС понятие «потребитель» может быть отнесено ко всей совокупности нагрузок, получающих питание с шин подстанций того или иного номинального напряжения.
Исходным понятием среди терминов, отвечающих технологическому аспекту, является «электроприемник», который определяется как аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования ЭЭ в другой вид энергии.
Взаимосвязанные термины, рассмотренные выше, располагаются по принципу уменьшения общности, начиная с энергосистемы без уточнения ее конкретных характеристик в отношении охвата территории и места в структуре оперативного управления. По этим признакам современная иерархия имеет три уровня (рис. 39.4).
Нижний уровень соответствует районным энергосистемам — РЭС (хотя прилагательное «районная» в настоящее время опускается), техническое и оперативное руководство каждой из которых осу-
Рис. 39.4. Иерархическая структура ЭЭС
ществляет соответствующий аппарат акционерного общества энергетики и электрификации (АО-энер-го). В состав его филиалов входят энергопредприятия (электростанции, котельные, предприятия электрических (ПЭС) и тепловых (ПТС) сетей), а также ремонтные и наладочные подразделения, предприятия энергонадзора и другие организации, обеспечивающие производство ЭЭ и теплоты. Наиболее крупные ПЭС и ПТС для улучшения оперативного управления разделяются на сетевые районы.
Несколько районных энергосистем, имеющих общий режим работы и общее диспетчерское управление, образуют объединенную энергосистему (ОЭС). Объединенные энергосистемы, соединенные межсистемными связями, имеющие общий режим работы и центральное диспетчерское, управление и охватывающие значительную часть территории страны, образуют единую энергосистему (ЕЭС России).
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЕЭС РОССИИ
Высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью является Российское акционерное общество «Единая энергетическая система России» (РАО «ЕЭС России»), Собственностью РАО являются:
20 тепловых электростанций с установленной мощностью более 1000 МВт каждая (суммарной мощностью 42 ГВт);
15 гидроэлектростанций с установленной мощностью более 300 МВт каждая (суммарной мощностью 26 ГВт);
134 трансформаторных подстанции напряжением 220 кВ и выше с суммарной установленной мощностью трансформаторного оборудования 114,8 ГВ-А;
системообразующие линии электропередачи напряжением 330 кВ и выше общей протяженностью около 57 тыс. км;
Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС России и все объединенные диспетчерские управления (ОДУ) в ОЭС.
В настоящее время в состав ЕЭС входят шесть ОЭС (Центра, Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Урала и Сибири) из семи (ОЭС
8
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
Таблица 391 Распределение РЭС по ОЭС
ОЭС	РЭС	Количество	Руст,%*
Северо-Запада	Архангельская, Карельская, Кольская, Ленинградская, Новгородская, Псковская	7	9,25
Центра	Астраханская, Белгородская, Брянская, Владимирская, Волгоградская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Костромская, Курганская. Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Рязанская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ярославская	21	25,68
Средней Волги	Самарская, Мариэльская, Мордовская, Пензенская, Саратовская, Татарская, Ульяновская, Чувашская	8	11,65
Урала	Башкирская. Вятская, Курганская, Оренбургская, Пермская, Свердловская, Тюменская, Удмурдская, Челябинская	9	20,00
Северного Кавказа	Грозненская, Дагестанская, Кабардино-Балкарская, Калмыкская, Карачаево-Черкесская, Кубанская, Ростовская, Северо-Кавказская, Ставропольская	9	5,17
Сибири	Алтайская, Бурятская, Иркутская, Красноярская, Кузбасская, Новосибирская, Омская, Томская, Читинская, Хакасская	10	22,59
ЕЭС России	—	64	94,34
ОЭС Востока	Амурская, Дальневосточная, Хабаровская	3	5,57
Остальные АО-энерго	Калининградская (Янтарьэнерго), Камчатская, Магаданская, Мангыш-лакская, Норильская, Сахалинская, Якутская	7	0,09
Всего по России	*	74	100,00
* Данные без децентрализованных источников.
Востока пока работает отдельно от ЕЭС). Эти шесть ОЭС, в свою очередь, включают 64 РЭС из общего числа 74 Их распределение по объединенным энергосистемам и доля ОЭС в общей установленной мощности Р ст электростанций показаны в табл. 39.1
В ЕЭС России работают около 600 тепловых электростанций (ТЭС), разделяющихся на конденсационные (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), а также более 100 гидравлических (ГЭС) и 9 атомных (АЭС) электростанций. Характерной особенностью является высокая концентрация мощностей на электростанциях. На ТЭС эксплуатируются энергоблоки единичной мощностью 500, 800 и 1200 МВт, на АЭС работают реакторы максимальной электрической мощностью 1 ГВт. Установленная мощность отдельных электростанций достигает 4,0 ГВт на АЭС, 4,8 ГВт на ТЭС и 6.4 ГВт на ГЭС.
В сетях высокого напряжения ЕЭС России исторически сложились две системы номинальных напряжений: 150—330—750 кВ в западных и частично в центральных районах, ПО—220—500—1150 кВ в центральных и восточных районах. Всего эксплуатируется более 2,5 млн км линий электропередачи всех классов напряжений, в том числе более 36 тыс. км системообразующих ЛЭП напряжением 500 и 750 кВ. Эксплуатацией электропередач напряжением 330, 500, 750 и 1150 кВ, образующих основную сеть ЕЭС России, занимаются территори
альные подразделения межсистемных электрических сетей (МЭС).
Сети напряжением от 220 до 1150 кВ объединяют на параллельную работу 64 РЭС от Байкала до Калининграда. Калининградская энергосистема не имеет прямых электрических связей с основной сетью ЕЭС. Межсистемная связь 500—1150 кВ между Уралом и Сибирью проходит по территории Казахстана.
Внешние электрические связи России представлены межгосударственными связями с ОЭС стран, входивших в состав бывшего СССР (Украина, республики Закавказья, Казахстан, Белоруссия и страны Балтии), а также связями с Финляндией, Норвегией, Монголией и Китаем. Схема межсистемных связей между ОЭС, входящими в состав ЕЭС России, а также соседними энергосистемами представлена на рис. 39.5.
Структура генерирующих мощностей в последнем десятилетии XX столетия характеризуется достаточной стабильностью, т.е. доли тепловых, гидравлических и атомных электростанций практически постоянны и составляют соответственно около 68; 21,5 и 10,5 % (табл. 39.2).
Вместе с тем общее число часов использования установленной мощности до 1998 г. медленно, но неуклонно снижалось, прежде всего за счет ТЭС (табл. 39.3). Это было связано с общим снижением электропотребления и соответственно выработки ЭЭ. В соответствии с данными табл. 39.4 произвол-
В Норвегию В Финляндию
В Турцию
В Турцию
Рис. 39.5. Структура межсистемных связей ЕЭС России (пунктиром показаны границы ОЭС; цифрами вдоль связей обозначено количество параллельных цепей и соответствующее номинальное напряжение, кВ, цифрами у линий, пересекающих связи, обозначена суммарная пропускная способность в межсис-темиом сечеиии, МВт)
§39.1]_______ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
10
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
Таблица 39.2. Установленная мощность электростанций России, ГВт [39-5]
Тип станции	Годы						
	1990	1995	1996	1997	1998	1999	2000
ТЭС	149,5	139,4	139,8	139,8	139,8	139,7	138,9
ГЭС	43,5	43,9	43,9	43,9	43,9	44,1	44,4
АЭС	20,2	21,3	21,3	21,3	21,3	21,3	21,3
Всего	213,2	204,6	205,0	205,0	205,0	205,1	204,6
Таблица 39.3. Динамика изменения годового числа часов использования установленной мощности электростанций России |39.6|
Тип станции	Годы				
	1995	1996	1997	1998	1999
ТЭС	3893	3868	3763	3793	3781
ГЭС	4018	3522	3592	3608	3624
АЭС	4613	5142	5118	4892	5755
В целом	3997	3922	3861	3864	3943
Таблица 39.4. Выработка электроэнергии в России, млрд кВт-ч [39.5|
Тип станции	Годы						
	1990	1995	1996	1997	1998	1999	2000
ТЭС	797,1	566,4	567,0	551,5	549,1	550,6	568,5
ГЭС	166,8	177,3	155,0	158,4	159,5	160,5	165,4
АЭС	118,3	99,5	108,9	108,4	103,6	120,0	129,0
Всего	1082,2	843,2	830,9	818,3	812,2	831,1	862,9
ство ЭЭ в России в 1998 г. уменьшилось по сравнению с 1990 г. на 25 % При этом доля ТЭС в общей выработке снизилась с 73,7 до 67,6 %, а доли ГЭС и АЭС выросли с 15,4 до 19,6 % и с 10,9 до 12,8 % соответственно.
При практически неизменном в течение последних лет суммарном объеме экспорта ЭЭ ее потребление внутри страны сокращалось до 1999 г., когда начался подъем промышленного производства. В период 1995—1998 гг. потребление ЭЭ в стране в целом уменьшилось на 3,8 %, а в промышленности лишь на 2 % (табл. 39.5). Основной устойчивой тенденцией в динамике потребления ЭЭ пока является его относительная стабильность в промышленности, строительстве и сельском хозяйстве при незначительном росте в коммунально-бытовом секторе. Кроме того, возрастает доля потребления на собственные нужды электростанций, а также потери в электрических сетях, что негативно сказывается на показателях экономической эффективности функционирования электроэнергетической отрасли
Таблица 39.5. Структура электропотребления на территории России |39.6|
Показатель	Годы			
	1995	1997	1998	1999
Общее потребление, млрд кВт • ч	840,5	814,4	809,1	825,0
То же, % В том числе, %:	100	100	100	100
промышленность	45,1	44,4	44,2	44,2
строительство	1,6	1,3	1,1	1,2
сельское хозяйство	11,4	9,6	9,2	9,0
транспорт	7,7	7,8	7,4	7,7
коммунальное хозяйство	18,2	19,1	19,8	19,7
собственные нужды электростанций и потери	16,0	17,8	18,3	18,2
Рис. 39.6. Структура оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России
Оперативно-диспетчерское управление ЕЭС России осуществляется по иерархической схеме’ ЦДУ ЕЭС, расположенное в г. Москве, семь территориальных ОДУ; 74 центральных диспетчерских службы (ЦДС) энергосистем при AO-энерго; около 280 диспетчерских пунктов электросетевых предприятий и районов и более 500 пунктов управления электростанциями. Структура оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России представлена на рис. 39.6 [39.7]
В России создана новая структура управления электроэнергетикой, действующая посредством
§39.1]
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
11
Рис. 39.7. Структура оптоного рынка электроэнергии н мощности
договоров, контрольных пакетов акций, трастового управления. Министерство энергетики России связано с AO-энерго через лицензии, квоты, ценовое регулирование и др.
Для улучшения функционирования ЕЭС России и обеспечения надежности ее работы создан Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ), управление которым осуществляется Расчетно-оптимизационным договорным центром (РДЦ) [39.8]. РАО «ЕЭС России» определяет законы функционирования ФОРЭМ и утверждает плановые показатели работы ЕЭС России и дочерних AO-энерго. РДЦ обеспечивает взаимные поставки электроэнергии и мощности между субъектами рынка и коммерческие расчеты между ними. Коммерческой основой для ведения режима работы ЕЭС России является утвержденный Федеральной энергетической комиссией (ФЭК) баланс электрической и тепловой энергии.
Субъектами ФОРЭМ являются:
поставщики ЭЭ, т.е. электростанции — дочерние акционерные общества РАО «ЕЭС России», АЭС, являющиеся государственными предприятиями, и избыточные территориальные АО-энерго;
покупатели ЭЭ, т е. дефицитные территориальные АО-энерго и крупные потребители, выведенные на ФОРЭМ.
Структура оптового рынка мощности и энергии представлена на рис. 39.7.
Все субъекты рынка имеют свободный доступ к электроэнергии, и каждое АО-энерго имеет право выбрать поставщика энергии. Покупка энергии
у АО-энерго осуществляется по договорному тарифу. Все объекты оптового рынка электроэнергии вносят в РАО абонентную плату за пользование сетями, принадлежащими ЕЭС. Размер платы за пользование сетями определяется, исходя из суммы затрат на эксплуатацию самих сетей с учетом инвестиционной составляющей для их развития и издержек на содержание аппарата РАО
Норматив абонентной платы, тарифы для АЭС, ТЭС, ГЭС на поставку энергии АО-энерго, инвестиционная надбавка РАО утверждаются ФЭК. Тарифы для конечных потребителей устанавливаются региональными энергетическими комиссиями. Их число определяется числом региональных АО-энерго.
Для конечного потребителя возможность выхода на оптовый рынок электроэнергии России и установления прямых договорных отношений с производителями энергии означает свободу выбора поставщика ЭЭ.
ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ РАЗВИТИЯ ЕЭС
ЕЭС России — это постоянно развивающийся высокоавтоматизированный комплекс, объединенный общим режимом работы и единым централизованным диспетчерским и автоматическим управлением. По своим территориальным масштабам ЕЭС России является крупнейшей в мире, а по установленной мощности она сопоставима с западноевропейскими энергообьединениями.
12
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
Единая электроэнергетическая система —- важнейшая часть топливно-энергетического комплекса России. Она имеет следующие характерные особенности:
жесткое взаимодействие в едином производственном процессе большого количества энергетических объектов, размещенных на громадной территории, в непрерывном процессе производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии;
строгое соответствие генерации и потребления в каждый момент времени;
резкая неравномерность производственного процесса, обусловленная суточными, сезонными и территориальными изменениями потребления электрической и тепловой энергии.
Для обеспечения устойчивой работы и живучести ЕЭС России в указанных условиях требуется;
наличие необходимых резервов мощности и энергоресурсов;
наличие в структуре генерирующих мощностей необходимой доли маневренных источников для работы в переменной части графика нагрузки;
достаточная пропускная способность основной электрической сети 220—1150 кВ переменного тока;
развитие средств диспетчерского и автоматического управления режимам ЕЭС России.
Основой энергетической безопасности России является надежное, устойчивое функционирование ЕЭС и ее дальнейшее развитие и совершенствование. При наличии мощной разветвленной основной электрической сети высших классов напряжения можно обеспечить эффективное существование рынка перетоков электроэнергии и мощности и реализовать договорные отношения между всеми производителями и потребителями электрической энергии
Важнейший критерий надежности — это создание полноценного (обеспеченного топливом) резерва мощности в размере 15—17% и его оптимальное размещение по регионам (ОЭС) страны. При этом должно быть обеспечено максимально возможное самобалансирование отдельных регионов, поскольку наличие остродефицитных районов опасно для живучести ЕЭС.
Резерв пропускной способности основной электрической сети в любом сечении ЕЭС должен достигать 4—5 % мощности меньшей из разделяемых частей. Это возможно при создании мощных электрических связей между всеми ОЭС, входящими в ЕЭС России, с использованием электрической сети 750 кВ на западе европейской части ЕЭС и 1150 кВ в остальной части. При этом сеть 330—500 кВ должна обеспечивать бесперебойность электроснабжения потребителей при отключении любого сетевого объекта.
Исходя из современных условий функционирования ЕЭС России для обеспечения надежного и эффективного функционирования всех регионов страны и с учетом энергетической безопасности (независимости) России необходимо сооружение ЛЭП 1150 кВ, проходящей в широтном направлении от ОЭС Сибири через Урал до центральных районов европейской части ЕЭС, где она должна «жестко» примыкать к развивающейся сети 750 кВ Данная линия позволит также передать в Центр неиспользуемые в настоящее время избытки мощности и электроэнергии ОЭС Сибири.
Важнейшей задачей развития ЕЭС является присоединение на параллельную работу ОЭС Востока по межсистемным связям 500 кВ и усиление внутренних транзитов 500 кВ ОЭС Востока.
В западных регионах ЕЭС для обеспечения энергетической безопасности России, расширения экспортных возможностей ЕЭС и организации взаимовыгодных энергетических обменов со странами Западной Европы (с возможностью выхода на общеевропейский рынок электроэнергии) необходимо сооружение «энергомоста» (электропередачи большой мощности) Смоленск — Белоруссия — Польша — Германия с заходом одной из цепей этой электропередачи в Калининград, активное участие России в формировании «балтийского кольца» (объединение энергосистем стран Балтии), а также «черноморского кольца» (ЕЭС стран Черноморского региона).
Надежное функционирование всех частей ЕЭС России как единого комплекса, особенно при формировании рыночных отношений в электроэнергетике, возможно только при сохранении и дальнейшем совершенствовании единого централизованного диспетчерского управления с привлечением современных средств автоматического регулирования в нормальных и аварийных режимах.
Создание ЕЭС России охватывающей всю обжитую территорию страны, обеспечивает ряд важнейших преимуществ. При объединении ЭЭС на параллельную работу появляется возможность на 10—11 % снизить требуемую мощность электростанций за счет временного сдвига суточных максимумов нагрузки и уменьшения необходимого оперативного резерва мощности при условии достаточной пропускной способности межсистемных связей; обеспечить оптимальное использование всех электростанций, что дает экономию топлива в несколько миллионов тонн. Работа ГЭС в ЕЭС России позволяет полностью использовать водные ресурсы, регулировать сток рек в период многоводья и компенсировать недовыработку ГЭС в маловодные годы. Облегчаются условия проведения ремонтов, создаются предпосылки для взаимной компенсации непредвиденных отклонений потребляемой мощности от номинальных значений в отдель-
§ 39.2]
СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
13
них регионах. Наличие электрических связей между ОЭС значительно повышает надежность электроснабжения потребителей. Создаются возможности осуществления особо надежных схем электроснабжения. На случай любых чрезвычайных обстоятельств имеется возможность переброски значительных количеств электроэнергии из удаленных регионов.
Преимущества параллельной работы энергосистем обусловили создание мощных национальных и межнациональных энергетических объединений (ЭО). Их развитие является основным направлением современной мировой электроэнергетики. ЭЭС стран Западной Европы (Бельгия, ФРГ, Франция, Италия, Люксембург, Греция, Нидерланды, Австрия, Швейцария, Португалия, Испания, регионы бывшей Югославии) объединены на параллельную работу в Союз по координации производства и передачи электроэнергии (UCTE), установленная мощность которого около 400 ГВт. ЭЭС Дании, Финляндии, Исландии, Норвегии и Швеции объединены в ЭО NORDEL с установленной мощностью около 90 ГВт; ЭЭС Польши, Чехии, Словакии и Венгрии — в ЭО CENTREL (установленная мощность 60 ГВт) [39.8].
Мощные ЭО входят в структуру электроэнергетики североамериканского континента: северо-восточное энергообъединение с установленной мощностью 722 ГВт, западное — 158 ГВт, энергообье-динение штата Техас — более 60 ГВт.
В настоящее время CENTREL объединяется на параллельную работу с UCTE, создавая новое энергообъединение — TESIS К нему на параллельную работу готовятся подключиться Болгария и Румыния. Страны Балтии также рассматривают вопрос о совместной работе с западноевропейскими энергообъединениями Успешный опыт совместной работы энергообьединений бывшего СССР и стран Восточной Европы показал целесообразность перехода на параллельную работу с Западной Европой и ЕЭС России. Проработка этого вопроса уже ведется в ряде энергетических организаций России и стран Европейского содружества.
39.2,	СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
СХЕМА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РАЗВИТИЯ ОТРАСЛИ
Электроэнергетика является не только капиталоемкой и материалоемкой отраслью, но и технической системой с жесткими законами функционирования. Для обеспечения ее рационального и сбалансированного развития необходимо выполнение двух основных видов предпроектных работ: прогнозирование развития отрасли и проектирование
развития ЭЭС. При этом прогнозирование выявляет преимущественно ресурсную сбалансированность развития, а проектирование — техническую осуществимость и работоспособность будущей системы.
Учитывая масштабы развития электроэнергетики, разнообразие энергетических объектов, сложность их технических и экономических связей, стратегия развития электроэнергетики рассматривается в тесной взаимосвязи с энергетической стратегией России на 15—20 лет.
Этот срок обусловлен следующими причинами
1.	Длительными сроками проектирования и сооружения объектов (включая согласование размещения электростанций и трасс ЛЭП). Продолжительность этих процессов от начала разработки технико-экономического обоснования (ТЭО) до ввода первого агрегата составляет для особо крупных ГЭС, КЭС и АЭС 10—12 лет, для прочих КЭС и ТЭЦ — 7—10 лет, для ЛЭП напряжением 330 кВ и выше — 3—5 лет, для сетей 110—220 кВ — 2—4 года. Общее время сооружения ГЭС, крупных КЭС и АЭС составляет 10—12 лет. Решение о выборе местоположения крупной электростанции, выборе вида топлива и начале проектирования принимается заблаговременно за 8—10 лет. Сроки ввода отдельных агрегатов уточняются за 2—3 года.
2.	Возможными сроками внедрения различных достижений научно-технического прогресса.
3.	Длительными сроками эксплуатации объектов с заметными различиями этих сроков по типам электростанций и оборудования (газотурбинные установки — ГТУ, ГЭС, АЭС, паротурбинные энергоблоки ТЭС)
Целью разработки стратегии развития электроэнергетики являются
прогнозирование спроса на электроэнергию и теплоту с учетом энергосбережения;
разработка рациональной структуры генерирующих мощностей для выбора наиболее эффективных направлений научно-технического прогресса и масштабов их внедрения;
разработка предложений по государственной поддержке отдельных объектов и направлений научно-технического прогресса,
оценка потребности в инвестициях на развитие электроэнергетики;
оценка возможной динамики цен на оптовом рынке электроэнергии
В условиях перехода к рыночный экономике определяющую роль играют исследования принципиально различающихся сценариев социально-экономического развития России и укрупненная оценка соответствующей им структуры и размеров энергопотребления
В общем виде технология прогнозирования энергетики представлена на рис. 39.8. В ней учтены четыре главных рычага энергетической политики:
14
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
Рнс. 39.8. Схема прогнозирования развития энергетики и обоснования энергетической политики
энергосбережение, экспорт энергоресурсов, эффективность инвестиций и цены на энергоносители.
Количественная разработка сценариев развития энергетики осуществляется методом последовательных приближений (итераций), начиная со сводной модели «экономика — энергетика». Полученные в ней укрупненные показатели жизненного уровня населения передаются в блок моделей развития экономики, а размеры энергопотребления, экспорта и производства энергоресурсов — в блоки энергопотребления, оптимизации развития
топливно-энергетического комплекса и научно-технического прогресса в отраслях ТЭК
Результаты прогнозов развития энергетики проходят экономическую оценку в финансовом блоке ТЭК, включающем в себя модели энергетических рынков и ценообразования, а также модели оценки финансового состояния отраслей ТЭК. В этом блоке учитываются особенности развития энергетики в рыночных условиях.
Результаты прогнозирования цен на энергоносители, оценки размеров налоговых и рентных поступлений в бюджет страны и регионов и другие
39
§39.2]
СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
15
экономические характеристики ТЭК, а также информация об удельной энергоемкости производства основных видов продукции и услуг, о размерах производства энергоресурсов и требуемых на это капиталовложений передаются в блок моделей развития экономики.
В этом блоке составляются материальные и финансовые балансы (с учетом экспортно-импортных отношений) в целом по народному хозяйству. На этой основе принятый сценарий развития экономики корректируется в зависимости от совокупного действия средств энергосбережения. Две-три уточняющие итерации по схеме прогнозирования (см. рис. 39.8) позволяют разработать такой сценарий развития экономики и энергетики, который позволяет наиболее эффективно использовать энергетический потенциал России.
Существенную роль в этой схеме играет система прогнозирования развития электроэнергетики и централизованного теплоснабжения. Это определяется традиционной замыкающей ролью электростанций и котельных в формировании топливноэкономических балансов страны и регионов, а также возможностью заметного изменения структуры производства первичных энергоресурсов за счет их использования на тепловых, атомных и других типах электростанций.
В процессе итеративного согласования всех блоков общей схемы прогнозирования энергетики (см. рис. 39.8) для каждого рассматриваемого сценария социально-экономического развития формируется непротиворечивая динамика показателей, характеризующих внешние взаимосвязи электроэнергетики.
К этим показателям относятся:
динамика уровней электро- и теплопотребления России, определяемая с учетом экономически обоснованных масштабов электро- и теплосбережения;
уровни и структура электропотребления (по отраслям народного хозяйства) страны и регионов,
динамика объемов экспорта-импорта электроэнергии между Россией и соседними странами;
взаимосогласованная система цен на оборудование, материалы и рабочую силу и их динамика;
динамика цен на основные виды топлива по регионам.
Эти показатели являются исходными для последующей разработки соответствующего сценария развития электроэнергетики. Состав задач и последовательность их решения при разработке этой стратегии представлены на рис. 39.9 [39.9].
При фиксированных внешних связях электроэнергетики в блоках отбора эффективных технологий, формирования и оценки сценариев осуществляется поиск наилучшего варианта реконструкции действующих и развития новых генерирующих мощностей. При этом наряду с экономическими
учитываются и другие критерии (например, экологические) отбора наиболее рационального сценария развития электроэнергетики на период 15—20 лет. Для выбранного сценария определяются необходимые объемы инвестиций, расходов топлива разных видов, объемы экологического воздействия (выбросы загрязняющих веществ, объемы водопотребле-ния и т.п.) и другие обобщенные характеристики.
Эти обобщенные характеристики каждого сценария развития электроэнергетики используются в качестве исходной информации при формировании ее финансового блока. Основное назначение этого блока — учет новых рыночных отношений в электроэнергетике и централизованном теплоснабжении: необходимость инвестирования объектов электроэнергетики на перспективу только за счет собственных и заемных средств; требование обеспечения достаточного уровня прибыли для производителей энергии и регулирования цены (тарифа) на электроэнергию исходя из условия самофинансирования электроэнергетики; требование обеспечения достаточно плавного изменения цены электроэнергии для потребителей (с учетом платежеспособного спроса).
Методы решения многих из этих задач находятся в стадии разработки и в настоящее время базируются на положениях, требующих дополнительной проверки. Это касается методов прогнозирования электро- и теплопотребления (с учетом обратного влияния цены электрической и тепловой энергии на спрос) и методов прогнозирования цены электроэнергии.
Некоторые методические подходы сохраняют свою силу и в новых условиях, а именно традиционно используемые при централизованном управлении методы оценки экономической эффективности различных типов электростанций и сценариев развития ЭЭС в целом. Неизменными остаются и методические подходы к описанию технологических особенностей (режимов, надежности и др.) отдельных энергетических объектов и ЭЭС в целом.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЦИОНАЛЬНОЙ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ СТРУКТУРЫ ОТРАСЛИ
Как отмечено выше, формированию сценариев развития ЕЭС России и ОЭС предшествует оценка основных внешних условий развития электроэнергетики в будущем.
Наряду с внешними на развитие энергетики сильное влияние оказывают внутренние условия, а именно:
техническое состояние различных типов действующих электростанций (надежность оборудования, технико-экономические и экологические показатели), необходимые сроки их демонтажа или тех-
Экономика и энергопотребление
Сценарии социально-экономического развития страны
Сценарии
Формирование стоимостных показателей технологий
Электро- и теплопотреб-ление страны
Энергосбережение
Электро-и теплопотреб-ление регионов
Электрическая нагрузка ОХ
Отбор эффективных
технологий
Набор возможных технологий реконструкции действующих и развития новых электростанций АЭС | КЭС | ТЭЦ | гэс | лэп"
Ранжирование и отбор эффективных технологий
АЭС | КЭС | ТЭЦ | ГЭС | лэп
Стоимостные показатели добычи, транспорта, потребления топлива
Формирование сценариев электроэнергетики
Балансы мощности и энергии го ОХ
• ~ АЭС | КЭС | ТЭЦ | ГЭС | лэп
Необходимый прирост мощности , электростанций
с твие электростанции.
ZZZ Динамика выбытия мощности действующих электростанций

Экономическая оценка сценариев электроэнергетики
" зое состояние электроэнергетики
Вводы мощности элект ростанций
Потребность в топливе тацикэс
Требуемая мощность электростанций в ОЭС
Требуемые инвестиции
Баланс топлива по регионам
Цены топлива по регионам
Оптимизация ТЭК
Комплексная экономическая оценка сценария; учет социальных, экологических и других факторов
Топливная составляющая затрат
Затраты на экологию
1
Рис. 39.9. Система прогнозирования развития электроэнергетики и централизованного теплоснабжения
Оценка финансового состояния электроэнергетики
Моделирование рынков электроэнергии
Определение цены оптового рынка электроэнергии по ОХ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ____________[Разд. 39
§39.2]
СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
17
иического перевооружения, их технико-экономические и экологические показатели;
возможные в ближайшей и более отдаленной перспективе достижения научно-технического прогресса в производстве и передаче электроэнергии и теплоты и соответствующие им технико-экономические и экологические показатели электростанций и ЛЭП;
состояние строительства и ожидаемые сроки ввода мощности строящихся объектов.
Условия, которые необходимо исследовать при формировании сценариев развития электроэнергетики, практически не определены и не могут задаваться однозначно. Они должны задаваться диапазоном значений. Полный перебор всех сочетаний внешних и внутренних условий невозможен, и это делает необходимыми количественную оценку и качественный анализ, позволяющие сократить число рассматриваемых сочетаний, оставив для дальнейшего исследования два-три наиболее представительных сочетания внешних и внутренних условий или сценариев развития электроэнергетики.
Для определения рациональной производственной структуры электроэнергетики четко фиксируется состав решаемых задач, например выбор рациональной структуры генерирующих мощностей. В этом случае разработка каждого сценария и определение соответствующей ему рациональной структуры генерирующих мощностей осуществляются в несколько этапов.
Этап I. Проводится многоплановый анализ допустимой степени агрегатирования всех технологических, территориальных и динамических связей. При этом множество действующих, реконструируемых, новых электростанций и межсистемных связей заменяются эквивалентными группами электростанций и ЛЭП («типовые технологии»). Степень агрегатирования энергетических объектов может быть разной, но при этом должны быть выделены следующие группы электростанций: ГЭС, АЭС, ТЭС с дальнейшим подразделением АЭС и ТЭС по важнейшим признакам: для АЭС — по типам реакторов — действующих, модернизированных и новых; для ТЭС — на КЭС и ТЭЦ — действующие, реконструируемые и новые с выделением в каждой из этих групп электростанций на газомазутном и твердом топливе. Основой формирования «типовых технологий» действующих электростанций служит отчетная база данных электростанций России.
Агрегатированию подлежат и электрические сети. Так, реальные ЛЭП между ОЭС могут заменяться некими агрегатированными электросвязями, по пропускным способностям эквивалентными нескольким конкретным ЛЭП.
Возможные направления технического перевооружения действующих и сооружения новых
электростанций и ЛЭП разного типа определяются проектными организациями (Теплоэлектропроект, Атомтеплопроект, Гидропроект, ВНИПИэнерго-пром, Энергосетьпроект). На основе анализа их предложений формируются «типовые технологии» реконструируемых и новых электростанций и ЛЭП.
Агрегатированию подлежат также режимы потребления и производства электроэнергии; например, рассматривается лишь годовой график по продолжительности электрической нагрузки, где максимальное значение ординаты соответствует совмещенному максимуму нагрузки зимнего рабочего дня, а минимальное значение — ночному минимуму летнего рабочего дня. В ряде случаев при формировании сценариев развития ОЭС и ЕЭС даже эта форма описания режима электропотребления может быть упрощена: по каждому году (этапу) рассматриваемого периода проверяются лишь условия обеспечения баланса мощности и годового баланса электроэнергии по каждой ОЭС (см. § 39.3)
Учет сложных динамических связей также может быть упрощен: рассматриваются не годовые, а более продолжительные этапы, например по пятилеткам.
Этап II. Формируется исходная информация о стоимостных показателях будущих электростанций и ЛЭП и действующих в настоящее время энергетических объектов.
По каждой из рассматриваемых технологий задается следующая исходная информация
удельные капиталовложения и их структура по составляющим (затраты па оборудование, материалы, рабочую силу, косвенные затраты);
основные технико-экономические показатели электростанций (постоянные и переменные ежегодные издержки, удельные расходы топлива и др.);
цены на основные виды топлива на рынках и их динамика.
Задача определения электрической мощности, устанавливаемой на реконструируемых и новых ТЭЦ, решается совместно с другими задачами разработки рациональной структуры электроэнергетики. Но при этом динамика суммарного отпуска теплоты от ТЭЦ в каждом энергообьединении предполагается заданной.
Не подвергается проверке и детальному исследованию и ряд других относительно частных технико-экономических задач перспективного развития электроэнергетики, например задача выбора экономически обоснованного резерва мощности по отдельным ОЭС и в целом по ЕЭС России.
Этап III. Формируются основные технические, территориальные и временные взаимосвязи в развитии электроэнергетики.
Так как ЭЭС являются сложными физико-техническими системами, то при разработке перспектив развития генерирующих мощностей необходи
18
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
мо обеспечить проверку технической допустимости любой из предполагаемых будущих структур генерирующих мощностей. Основными технологическими условиями являются: обеспечение балансов мощности и энергии по каждой ЭЭС, учет ограничений на использование мощности действующих, реконструируемых и некоторых новых групп электростанций (неполное использование мощности в период максимума нагрузки), учет ограничений на эквивалентную пропускную способность межсистемных ЛЭП, проверка технической возможности варьирования режима использования некоторых типов электростанций (АЭС, ГЭС и др.). Кроме того, учитываются ограничения на объем потребления некоторых видов топлива, экологические ограничения (на объем выбросов некоторых видов загрязняющих веществ и др.).
Формирование рациональной структуры электроэнергетики может осуществляться разными путями. «вручную» или с использованием различных математических моделей [39.10]. Ниже дана краткая характеристика обоих подходов.
Используемый в Институте энергетических исследований Российской академии наук (ИНЭИ РАН) «ручной» подход к формированию рациональной структуры электроэнергетики состоит в следующем. Для каждой «типовой технологии» предварительно оцениваются приведенные затраты за ее жизненный цикл. Эти показатели определяются при разных режимах использования технологий, варьировании удельных капиталовложений, изменении цен на топливо.
Полученные результаты используются для сопоставления эффективности каждой «типовой технологии» относительно других технологий. Ранжирование и отбор наилучших «типовых технологий» на разных временных этапах рассматриваемого периода осуществляется по минимуму приведенных затрат за их жизненный цикл (блок отбора эффективных технологий на рис. 39.9).
Результаты такого отбора служат экономической базой формирования рациональных сценариев электроэнергетики. Собственно процесс формирования сценариев (см. рис. 39.9) осуществляется поэтапно. Анализ сроков выхода из эксплуатации действующих электростанций по мере окончания проектного срока их службы позволяет сформировать для каждого энергообъединения потенциальную динамику изменения их мощности в течение рассматриваемого периода.
Сопоставление динамики снижения мощности действующих электростанций в каждом энергообь-единении с полученной из блока электропотребления динамикой роста электрической нагрузки ОЭС позволяет выявить потенциальную потребность в новых генерирующих мощностях. На рис. 39.10 представлены два сценария развития электропо
требления: сценарий А, соответствующий оптимистическому прогнозу развития экономики и максимальному энергосбережению; сценарий Б, исходящий из пессимистического прогноза развития экономики и умеренного энергосбережения [39.11].
Требуемая при этих сценариях установленная мощность электростанций в каждой ОЭС определяется суммой максимальной нагрузки, экспорта мощности за пределы России и резерва мощности (см. § 39.3). Мощность существующих электростанций и ее динамика в течение рассматриваемого периода определены при условии вывода из эксплуатации ТЭС и АЭС по мере того, как генерирующее оборудование электростанций отрабатывает свой срок службы (линия 1 на рис. 39.10).
Претендентами на обеспечение потребности в новых генерирующих мощностях являются все «типовые технологии» реконструкции действующих и сооружения новых электростанций, которые были предварительно рассмотрены и ранжированы по экономической эффективности (блок отбора эффективных технологий на рис. 39.9). Исходя из выполненного ранжирования «типовых технологий», в каждом энергообъединении осуществляется формирование сценариев ввода генерирующих мощностей. Кроме экономических соображений учитываются и другие (надежность, достаточное разнообразие и др.). К предварительно рекомендуемому сценарию обеспечения прироста генерирующих
Рис. 39.10. Прогноз развития генерирующих мощностей ЕЭС России:
/ — существующая мощность; 2 — потребная установленная мощность при сценарии А; 3 — то же при сценарии Б
§39 2]
СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
19
мощностей по энергообьединениям предъявляется требование обеспечить по каждому из них балансы мощности (с учетом межсистемных перетоков мощности), а затем на базе оптимизации режима распределить выработку электроэнергии между электростанциями каждой ОЭС.
Анализ результатов сведения балансов мощности и энергии по ОЭС н в целом по ЕЭС России позволяет выявить их недостатки и наметить пути корректировки предварительно рекомендуемого сценария. После корректировки балансов мощности и энергии предлагаемый сценарий оценивается с учетом потребности электроэнергетики в инвестициях и в органическом топливе, размера выбросов загрязняющих веществ и т.д.
Для каждого сценария развития электроэнергетики России должны быть оценены его суммарные приведенные затраты за весь рассматриваемый период и на основе их сопоставления выбран наилучший сценарий по критерию минимума приведенных затрат.
Формирование рекомендуемого сценария ввода генерирующих мощностей для каждого энергообъединения может быть также осуществлено с помощью оптимизационной модели по критерию
п
Z =	min ,
1
где Xj — искомая производительность оптимизируемых объектов; С( — удельные приведенные затраты на единицу производительности объекта; п — количество оптимизируемых объектов.
Оптимизируемыми переменными X, являются мощность и выработка энергии электростанциями, перетоки мощности и энергии по ЛЭП.
Целевая функция Z представляет собой суммарные приведенные затраты на развитие электростанций и линий по всем энергообьединениям страны Ограничения представлены в виде балансов мощности и электроэнергии.
Для каждого узла ЭЭС записываются:
I) уравнение баланса мощности для момента максимальных нагрузок
ур	ур +уф р >р + р
Z. ф ij L ij ij maxi рез/ ’ r-J	J J
где Prjf — искомая мощность электростанции типа г, работающей на топливе вида/ размещенной в узле i; PtJ — искомая мощность, передаваемая из узла i в узелу; Р — искомая мощность, передаваемая из узла j в узел /; Фу — коэффициент, учитывающий потери активной мощности в воздушных линиях между узлами / иj, Pmwj — заданный максимум нагрузки узла /; Ррез — заданные потребности узла / в резерве мощности;
2) уравнение баланса энергии
Г,/	1	J
где Trj;— годовое число часов использования мощности электростанции в узле z; WtJ и WJt — искомые межузловые потоки энергии; Ф^ — коэффициент учета потерь энергии при передаче; — заданная годовая потребность в электроэнергии в узле /.
В случае, когда Тг^ неизвестно, поступают следующим образом. Мощность электростанции задается в виде суммы нескольких составляющих: Р^ = = P'rf' + Р"гр + ..., каждая из которых характеризуется заданным числом часов использования
’ T'rji  Тогда годовой баланс энергии узла / запишется так:
X (р'фт'ф+р"ф ТФ + )	w, 
r-f	J I
При этом
Гф^'фГ'ф + р "фТф + -У(р'ф + р,'ф + •••)
Технические ограничения учитываются предельным числом часов использования мощности электростанций разных типов. Для блочных КЭС они не ниже 1500 и не выше 7200 ч
Учитываются следующие ограничения
по предельной мощности и отпуску энергии электростанцией.
р < р	Р Т <. W
г rfi — г //пред" г гр' гр — г//пред.
по пропускной способности существующих и вновь вводимых линий между узлами / иу-
р + р - р < р
U J1 //нов — 1 //сунг
W + W -Р Т < Р т
IJ р //нов//— //сущ//’
где Рф,ов — искомая мощность, передаваемая по вновь вводимой линии между узлами / иj, PIJCfym — заданная пропускная способность существующей линии между узлами / иу; TtJ — заданное годовое число часов использования передаваемой мощности между узлами i иJ.
Кроме того, необходимо определить потребности в органическом топливе, размеры выбросов загрязняющих веществ, а также капиталовложения, выделяемые на ввод новых объектов в энергосистеме.
Выбранный по критерию минимума приведенных затрат и скорректированный с учетом дополнительных (в том числе социальных, экологических и др.) критериев рациональный сценарий развития электроэнергетики характеризуется рядом обобщенных технико-экономических показателей, важнейшими из которых в каждой ОЭС и в целом по ЕЭС России являются:
динамика ввода мощности электростанций разных типов и на разных видах топлива.
20
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
динамика потребления топлива разных видов;
динамика ежегодных (за исключением топливной и реновационной составляющих) эксплута-ционных расходов;
потребность в инвестициях и ее структура по типам электростанций.
Все эти характеристики должны быть проверены на допустимость перехода электроэнергетики на рыночные условия, поскольку при переходе к рыночным отношениям с выбором рационального сценария не заканчивается итеративная процедура поиска наилучших направлений развития электроэнергетики.
Оценка финансового состояния электроэнергетики является одним из важнейших способов проверки реализуемости рассмотренных сценариев ее развития. Если при принятых гипотезах о динамике электропотребления, экспорта, ценовой политики и т.д. окажется, что финансовое состояние отрасли неустойчиво, т е. опа не способна обеспечить необходимые инвестиции при фиксированных тарифах на электроэнергию, то придется корректировать сценарий с ориентацией его на меньшие объемы инвестирования или другой состав источников инвестирования на ближайший период. Вместе с тем при отсутствии государственного инвестирования возникает традиционная для рыночных условий задача выбора структуры источников инвестирования (поиска допустимого соотношения между собственными, заемными и другими источниками).
КРИТЕРИИ И ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
При опенке эффективности сценариев сооружения и развития энергетических объектов и систем в рыночных условиях следует различать показатели и критерии коммерческой (финансовой), бюджетной и экономической эффективности. При оценке эффективности сценариев в качестве основных следует рассматривать критерии и показатели экономической эффективности, так как сценарии развития электроэнергетики относятся к крупномасштабным инвестиционным проектам (программам).
Наиболее общий показатель экономической эффективности — это чистый дисконтированный доход (ЧДД), который при постоянном расчетном шаге определяется по выражению
Э= Y (В'-З'У/О+Е)', i=i
где 3, — затраты на развитие и функционирование производственной системы в год 7; Bt — выручка от продажи ее продукции (энергии, мощности) в год 7; Т — продолжительность в годах периода учета за
трат и выручки (период сравнения); Е — годовой норматив приведения (дисконтирования).
В состав затрат входят все затраты, необходимые для сооружения, реконструкции, функционирования и ликвидации (демонтажа) объектов рассматриваемой производственной (энергетической) системы, и не входят амортизационные (реновационные) отчисления, все виды налоговых платежей, финансовых обязательств, включая выплату процентов на капитал и погашение кредитов.
При оценке затрат 3, и выручки Bt в отдельных случаях вместо платы за выбросы, определяемой на основе официальных инструкций, можно непосредственно учитывать ущерб или затраты на компенсацию этого ущерба.
В соответствии с методическими указаниями РАО «ЕЭС России» на основе ЧДД могут быть определены:
критерий приемлемости («абсолютной» эффективности) — сценарий удовлетворяет минимальным экономическим требованиям, т.е. он приемлем, если ЧДД положителен (Э > 0);
критерий сравнительной эффективности (оптимальности) — сценарий является наиболее эффективным (оптимальным), если он имеет максимальное значение ЧДД среди п сравниваемых сценариев (тахЭ,, z=l, ...,и).
При оценке экономической эффективности сценария развития электроэнергетики определяющим является критерий сравнительной эффективности.
Если даже относительно лучший вариант (с максимальным ЧДД) будет неэффективен (неприемлем) исходя из абсолютной эффективности, то, скорее всего, это будет означать необходимость повышения прогнозируемой (расчетной) цены на продукцию (энергию, теплоту) в рассматриваемой перспективе, а не отказ от вложения капитала в электроэнергетику.
Критерий сравнительной эффективности — максимум ЧДД и минимум приведенных затрат, которые традиционно используются в энергетике, согласуются друг с другом. При одинаковой во всех сравниваемых сценариях выручке (S]( = S2z = ... ... = Bnt = Bt, 1 = 1,... Г) эти критерии инвариантны:
у	т
maxX(S/ - 3„)/(1 + £)' = max£(-3,.()/( I + Е)‘ = '1	'1
Т	I
= min£3/Z/(I + Е) .
> 1
Инвариантность выручки означает и инвариантность объемов продаж (отпусков) продукции при условии, что пена продукции остается неизменной во всех сравниваемых сценариях. Это уело-
§ 39,2)
СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
21
вие всегда должно выполняться при оценке сравнительной экономической эффективности.
При практическом использовании критерия минимума приведенных затрат сравниваемые сценарии могут несколько различаться по объемам отпускаемой продукции. В связи с этим необходимо их уравнять по объему отпуска продукции, например, путем реальной (или условной) продажи (покупки) избыточной (недостающей) продукции по отношению к одному из сравниваемых вариантов. В этом случае выручка от продажи вычитается из минимизируемых затрат. Такое сравнение вариантов идентично сравнению по критерию максимума ЧДД.
Выделяются две модификации критерия минимума приведенных затрат применительно к развивающейся производственной (энергетической) системе.
В первой модификации приведенные затраты определяются по формуле
Т	Г+Тп
3 = £(К, + С',)/(1 + £)'+ X (К" + и'1У(1 + Е)'. z=l	z = 7 + 1
Здесь Т — расчетный период в годах (в течение этого периода все сравниваемые сценарии должны обеспечить заданную потребность в энергетической продукции); Тп — период учета затрат в годах за пределами расчетного периода (период «последействия»); К' — капиталовложения в систему в год t с учетом затрат на реконструкцию и демонтаж объектов, но без учета капиталовложений в «задельные» объекты, которые будут вводиться в эксплуатацию за пределами расчетного периода, без учета выплат на проценты и погашения кредитов и налоговых платежей, но при необходимости с учетом внешних эффектов (ущербов); U't — издержки производства в системе в год t без учета реновационных (амортизационных) отчислений, но с учетом затрат на покупку (экономии от продажи) продукции, необходимой для равенства сравнивав-
„П	ь-
мых вариантов по продукции; Kf отличаются от л, только тем, что в них отражены капиталовложения в объекты, которые будут вводиться в эксплуатацию за пределами расчетного периода.
Во второй модификации
3 = £ (£А-, + ДЦ)/(1 +£)', z = l
те АЦ = Ц + । - Ц; Ц и Ц + । — издержки производства в системе в год 7 и I + 1, определяемые (в отличие от I/') с учетом реновационных отчислений,
которые рассчитываются для каждого энергетического объекта рассматриваемой системы с учетом фактора времени (дисконтирования) по выражению
Up = EK/[(\ +£)Гсл- IJ.
Здесь Тсл — срок службы объекта; К — капиталовложения на замену (реновацию) объекта по окончании срока службы с учетом затрат на демонтаж.
Для использования этого выражения необходимо знать годовые издержки для всех лет расчетного периода Т и за его пределами (Т + I и далее).
Первая модификация более точно учитывает «последействие», т.е. влияние сценария на последующие за расчетным периодом затраты, вторая модификация учитывает эти затраты приближенно, исходя из допущения о неограниченно большом сроке службы объектов и неизменности (во времени) их издержек производства. Для энергетических объектов, характеризующихся длительными сроками службы и относительно стабильным режимом работы, это допущение приемлемо, поэтому в практических инженерных расчетах допустимо использовать вторую модификацию.
В условиях перехода к рыночной экономике наряду с экономической необходимо учитывать и коммерческую эффективность, т.е. финансовые интересы всех участников инвестиционного проекта и интересы производителей энергии (РАО «ЕЭС России», AO-энерго, независимых производителей, государства) и инвесторов.
При оценке коммерческой эффективности учитываются все виды платежей в бюджет, в том числе и налоговые платежи, выплата процентов по кредитам, дивиденды на акции, которые не рассматривались при определении экономической эффективности.
Критерий ЧДД здесь также определяющий. Он характеризует уровень финансовой устойчивости участников инвестиционного проекта. Это необходимо для прогнозирования будущих цен на электроэнергию, производимую РАО «ЕЭС России», AO-энерго, независимыми производителями и выдаваемую ими на рынок.
Методические подходы к оценке коммерческой эффективности для таких широкомасштабных инвестиционных программ, как развитие энергетики России, не разработаны. Выполненные в совместном российско-американском проекте [39 12] разработки показали, что на международном уровне также нет готовых методических подходов для решения подобных задач.
22
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд 39
39.3. УСЛОВИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЭС
ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Графики электрических нагрузок отражают колебания спроса на электроэнергию во времени (рис. 39.11 и 39.12)
Суммарная нагрузка ЭЭС и отдельных потребителей электроэнергии изменяется во времени под влиянием большого числа факторов. Эти колебания могут быть разделены на регулярные и случайные В суточном разрезе нагрузка регулярно снижается в ночные часы и повышается в утренние и вечерние. В недельном разрезе регулярные снижения на-
Ч)	б)
Рис. 39.11. Характерные суточные графики электрической нагрузки энергосистемы: а — зимние месяцы; б — летние месяцы
Рис. 39.12. Годовой график месячных максимальных нагрузок
грузки имеют место в нерабочие (выходные и праздничные) дни, в годовом разрезе — в летний период.
Указанные колебания определяются устойчивыми циклами природных явлений (ночь, лето и т.д.), технологическими особенностями режима электропотребления, а также длительностью рабочих смен, их организацией, числом и регулярной последовательностью нерабочих дней и т.п.
На регулярные колебания накладываются нерегулярные, вызываемые случайными изменениями электрических нагрузок вследствие разновременности включения и отключения отдельных приемников электроэнергии, изменения метеорологических условий и других случайных факторов Эти колебания, не изменяя общего хараюера регулярного режима электропотребления, приводят к дополнительной изменчивости потребительской нагрузки и, в частности, к случайным набросай и сбросам нагрузки по отношению к средней (регулярной) нагрузке.
При решении вопросов перспективного развития энергосистем представляется необходимым учитывать практически все виды неравномерности режима электропотребления. В связи с этим при прогнозировании режимов электропотребления предусматривается разработка графиков регулярных изменений нагрузки и вероятностных характеристик ее случайных отклонений.
Перспективные графики регулярных колебаний нагрузки отражают изменение во времени ее математического ожидания. Случайные отклонения нагрузки от ее математического ожидания описываются нормальным законом распределения вероятностей, основной характеристикой которого является среднеквадрагичное отклонение с.
Используемые в настоящее время методы разработки перспективных графиков нагрузки предусматривают получение суточных (за зимний и летний рабочие дни) и годовых графиков нагрузки (месячных максимумов и месячного электропотребления). Кроме того, предусматривается получение системы показателей, характеризующих все виды неравномерности электропотребления.
Плотность суточного графика электропотребления характеризуется коэффициентом
к = А К24Р ) = Р IP сут -^сут'^ max сут, 1 ср сут max.сут» где Лсут — количество электроэнергии, потребляемой за сутки, кВт  ч; Pm_v — максимальная су-точная нагрузка, кВт, Рср сут — среднесуточная нагрузка (Рср су,. = Лсут/24), кВт
Плотность недельного графика суточного электропотребления характеризуется коэффициентом
ь = р !р нел ср нед ср сут» где Рср нед— средненедельная нагрузка, кВт
§ 39.3]
УСЛОВИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЭС
23
Плотность месячного графика недельного электропотребления характеризуется коэффициентом межнедельной неравномерности
к = р 1р
Лм.нед 1 ср.мес'1 ср нед»
где мес — среднемесячная нагрузка, кВт.
Тогда плотность месячного графика суточного электропотребления
к = к к = р ip пмес нед м нед ср мес'1 ср сут-
Плотность годового графика месячного электропотребления определяется коэффициентом
к = р ip год	ср. год ср.мес»
где Рср год — среднегодовая нагрузка, кВт.
Показателем режима электропотребления за год в целом является продолжительность (или число часов) использования наибольшей нагрузки, ч/год,
^inax —-^год ^тах.год»
где /год — количество электроэнергии, потребляемой за год, кВт  ч; гпп — годовая макси-мальная нагрузка, кВт.
Для характеристики режимов электропотребления используются также и другие коэффициенты:
коэффициент суточной неравномерности электропотребления
к = р . /р нер min сут тах.сут*
где Лтпп сут — минимальная (ночная) суточная нагрузка, кВт;
коэффициент летнего снижения максимальных нагрузок
ь = р ip л 1 шах л '1 max год
где Ртах л — летняя максимальная суточная нагрузка, кВт.
Проектные суточные графики строятся по средним часовым значениям (24 ординаты), каждое из которых представляет собой математическое ожидание нагрузки в данный час суток и отражает только регулярные колебания нагрузки (нерегулярные колебания и связанный с ними нерегулярный наброс нагрузки учитываются отдельно при определении нагрузочного резерва мощности в системе, см. § 39.5).
Представление графиков нагрузки в виде их математического ожидания обеспечивает не только ориентацию проектных решений на наиболее характерные, средние условия, но и возможность почасового суммирования графиков для получения совмещенных графиков нагрузки при переходе от отдельных узлов к системам и от систем к объединениям. При этом обеспечивается возможность строгой балансировки мощности в системах во все часы суток.
В то же время следует иметь в виду, что расчетные значения нагрузок (в силу их осредненности),
как правило, отличаются от конкретно наблюдаемых, которые представляют собой частные реализации возможной величины и включают в себя нерегулярную составляющую. Нерегулярная составляющая тем больше (относительно), чем меньше нагрузка рассматриваемой системы или энергоузла. Поэтому отклонения значений нагрузки от регулярных (особенно по максимуму) для меньших систем и узлов проявляются заметнее:
р	= р	+ ДР
max. нерег	max per нерег’
^inax.нерег ~ ^гол ^тах.нерег»
где Ртах Нерег — нерегулярная максимальная нагрузка, включающая в себя как регулярную составляющую нагрузки, т е. ее математическое ожидание (МО), так и случайную А/'иерсГ1 Лпах нерег — продолжительность использования нерегулярного максимума нагрузки, ч/год; A/Veper — случайный наброс нагрузки сверх ее МО, кВт.
Расчетное значение A/JHepcr зависит от среднеквадратичного отклонения нагрузки с, характерного для данной системы, и от принятой расчетной вероятности этого события.
При проектировании могут быть использованы различные методы и способы получения необходимой информации о графиках нагрузки энергосистем. Для близкой перспективы при незначительном изменении структуры электропотребления может быть использован метод аналогии, по которому за основу принимаются отчетные графики нагрузки с уточнениями, вытекающими из анализа тенденции предыдущего периода и условий баланса мощности системы.
Для более отдаленной перспективы, а также для систем, обеспечивающих энергоснабжение новых или особенно быстро развивающихся районов, определение расчетных максимальных нагрузок и графиков нагрузки осуществляется на основе данных о размере электропотребления основных отраслей народного хозяйства (структуры электропотребления). Для каждой отрасли народного хозяйства разработаны типовые графики и коэффициенты, характеризующие режим электропотребления отрасли в суточном, недельном и годовом разрезах.
Используемые в проектной практике методы определения перспективных режимов электропотребления энергосистем и их объединений базируются на суммировании графиков нагрузки отдельных отраслей народного хозяйства. Они обеспечивают достаточно надежный учет влияния планируемых сдвигов в структуре электропотребления на конфигурацию графиков нагрузки и особенностей совмещения графиков нагрузки отдельных отраслей народного хозяйства. Ввиду сложности и трудоемкости подобных расчетов их обычно производят с помощью ЭВМ. Для практических расче
24
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
тов в институте «Энергосетьпроект» разработаны и используются специальные программы для ЭВМ.
Программами предусмотрены возможности: определения графиков нагрузки в зависимости от ожидаемой структуры электропотребления как для современной продолжительности рабочего дня и рабочей недели (8 и 41 ч), так и для сокращенной рабочей недели (35 и 30 ч); учета изменения загрузки ночных и вечерних смен в промышленности, связанных с необходимостью повышения полноты использования основных фондов; учета принципиально новых видов потребителей, таких как электромобили, аккумуляционное электроотопление и электроводо-подогрев, кондиционирование воздуха и т.п.
На предварительных стадиях проектирования используются обобщенные характеристики режима электропотребления, разработанные в институте «Энергосетьпроект». Отклонение результатов в этом случае по сравнению с детальными расчетами на ЭВМ не превышает +5 %. Использование метода обобщенных характеристик базируется на той же исходной информации, которая нужна для более детальных расчетов, т.е. на данных о количестве электроэнергии, потребляемой за год по отраслям народного хозяйства т4год/, и коэффициенте годового роста (спада) нагрузки А:р (отношение нагрузок в начале и в конце года)
Для каждой отрасли народного хозяйства установлены характерные значения продолжительности использования совмещенной максимальной нагрузки Ттт при условии отсутствия роста нагрузки в течение года (А:р = I), которые представлены ниже:
ч/год
Горнорудная и угледобывающая (открытые
разработки)..................... ...	.	6500
Горнорудная (закрытые разработки) . . .	7600
Нефтяная (добыча)...................... 7400
Нефтеперерабатывающая и нефтеперекачивающая.................. 8150
Химическая (непрерывные производства) .......................   8500
Химическая (полунепрерывные производства) ......................... 7600
Химическая (прочее).................... 6500
Металлургическая (непрерывные производства).......................... 8500
Производство глинозема и ферросплавов.. 8300
Металлургическая (прочее).............. 8000
Машиностроение (тяжелое)............... 6900
Машиностроение (прочее) ............... 5800
Целлюлозно-бумажная и гидролизная...... 7900
Деревообрабатывающая................... 5600
Текстильная и легкая................... 5900
Пищевая................................ 7000
Цементная............................. 7500
Производство строительных материалов	6300
Прочие отрасли промышленности......... 5300
Производственная нагрузка сельского хозяйства............................. 5000
Электрифицированный транспорт магистральный ...................... 8000
пригородный........................ 5200
Механизированное строительство........ 5300
Зная годовое электропотребление отраслей народного хозяйства и значения продолжительности использования совмещенного отраслевого максимума нагрузки Гтах(, можно определить расчетные максимальные нагрузки отраслей:
Р = А 1т 1 шах/ п год/' 1 max/’
Средневзвешенное значение продолжительности использования совмещенной максимальной нагрузки всех отраслей народного хозяйства, за исключением коммунально-бытового сектора, определяется по формуле
ЛпахЕ — ^год,/^ тахг
Максимальная нагрузка коммунально-бытового сектора, как правило, не совпадает по времени с моментом прохождения максимальных нагрузок остальных отраслей народного хозяйства. Для учета этого обстоятельства разработаны номограммы, позволяющие определить значение продолжительности использования совмещенной максимальной нагрузки по системе в целом Ттах с в зависимости от удельного веса коммунально-бытового электропотребления <хкб в суммарном электропотреблении системы и средневзвешенного значения продолжительности использования совмещенной максимальной нагрузки остальных отраслей народного хозяйства Гтахх (рис. 39.13):
ак.б — ^к.б^(^^год/ + ^к.б^
Пример определения Гтах(, приведен на рис. 39.13. При 7тах2 = 7400 ч и удельном весе коммунально-бытового электропотребления акб = = 12 % имеем Ттлхс = 7000 ч. По найденному значению Ттахс, могут быть определены
статическая совмещенная максимальная нагрузка системы (при А:р = I).
^тахс(сч) — (^^год/	^Лпах с»
динамическая годовая, максимальная нагрузка системы (при А:р Ф I):
^тах.Ддин) — ^тах.с(ст) ’ 2^р/(А:р + I).
Значения основных характеристик режима электропотребления определяются по кривым рис. 39.14, где они даны в зависимости от Гтах с, а именно
§ 39.3]
УСЛОВИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЭС
25
Рис. 39.13. Зависимость продолжительности использования совмещенной максимальной нятрузкн системы Ттахс от удельного веса коммунально-бытового электропотреблении акб н средневзвешенного значения продолжительности использования совмещенной максимальной нагрузки остальных отраслей народного хозяйства Г1пак,у;
0,5-
0,4b----------I-------------I-----------1----.—
5000	6000	7000	8000 т
лтах,с*4
Рис. 39.14. Зависимость коэффициентов, характеризующих плотность суточных Асуг1, Асутл, месячных Амес, годовых Агод графиков нагрузки, а также коэффициентов летнего снижения максимума нагрузки кл от продолжительности Ттях с использовании максимальной нагрузки
плотность зимнего Лсутз и летнего Лсутл суточных графиков нагрузки рабочих дней;
плотность месячного графика суточного электропотребления кмес для зимнего месяца,
плотность годового графика месячного электропотребления Аггод;
коэффициент летнего снижения максимальной нагрузки кл.
Соответственно летняя максимальная нагрузка может быть определена как
Р = Р к 1 шах л 1 шах.слл-
Характерная конфигурация суточного графика нагрузки рабочего дня для зимы и лета может быть получена на основе данных о плотности суточных графиков Агсут по их типовым характеристикам В табл. 39.6 приведены типовые характеристики суточных графиков нагрузки для районов Центра России.
26
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд 39
Таблица 39.6. Типовые характеристики суточных графиков нагрузки зимнего и летнего рабочих дней в зависимости от их плотности ^сут.з *j и ЛСуТЛ) — *2
Часы суток	Ординаты суточного графика, отн.ед.	
	зимнего	летнего
0	1,3*!-0,3	1,6*2-0,6
1	2,0*1 - 1,0	2,0*2 - 1,0
2	2,I*j- 1,1	2,2*2- *>2
3	2,2*j - 1,2	2,3*2- 1,3
4	2,2*j - 1,2	2,3*2- М
5	2,1*]- 1,1	2,3*2- К3
6	l,9*j-0,9	2,2*2- >-2
7	1,4*!-0,4	1,6*2-0,6
8	0,7*j г 0,3	1,0*2+ 0,0
9	0,3*j + 0,7	0,2*2 + °>8
10	0,4&j + 0,6	1,0
11	0,7*! +0,3	0,3*2 + °-7
12	0,9*j + 0,1	0,6*2 + °>4
13	0,8*i + °-2	0,4*2 + 0,6
14	0,6*j +0,4	0,2*2 + °-8
15	0,6*, + 0,4	0,4*2 + °’6
16	0,7*j + 0,3	0,7*2 + °-3
17	0,2*j + 0,8	0,4*2 + °-6
18	1,0	0,5*2 + °-5
19	0,l*j +0,9	0,6*2 + °>4
20	0,2*! + 0,8	0,5*2 + °.5
21	0,4*! + 0,6	0,4*2 + °>6
22	0,6*j + 0,4	0,3*2 + W
23	0,8*! + 0,2	0,9*2+ 0,1
Для построения суточных графиков нагрузки (зимнего и летнего) по данным табл 39 6 в зависимости от значений *..,т, и *.„т „ вычисляются на-vy 1 л vy J J1
грузки каждого часа в относительных единицах. Полученные значения умножаются на рассчитанные ранее значения зимней (годовой) и летней максимальной нагрузки Ртах год, Лпах л •
Годовой график месячных максимумов и месячный максимум любого у-го месяца могут быть получены по уравнению
^maxcy =	+1)112 +7((*;- 1)/6) | +
+ Ь cos [л(2у - 1)/ 121,
где j — текущая ордината годового графика с отсчетом, ведущимся от начала января (для начала января у = 0; для конца января и начала февраля у = I; для
конца декабря у= 12); к’ —коэффициент годового роста нагрузки, пересчитанный по отношению к оси косинусоиды годового графика по формуле
г У.пах.год-2*Р/(У1)-*
Р ^ах.ГОД-2/(*р+1)-* ’
° = ^шах с(1 + *л) 2; Ь = Лпах.год (1 “ кп> /2
БАЛАНСЫ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
С физико-технических позиций применительно к ЭЭС необходимо рассматривать два вида баланса. Первый из них соответствует мгновенному состоянию равновесия ЭЭС под влиянием факторов, характеризующих электромеханическое и электромагнитное взаимодействие ее элементов Техническими параметрами, отражающими это взаимодействие, являются активные и реактивные мощности. Поэтому первый вид баланса является балансом активной и реактивной мощностей
Применительно к балансу мощности выделяются эксплуатационная и проектная постановки задачи его анализа. В процессе эксплуатации целью составления баланса мощности и анализа его составляющих является проверка достаточности имеющихся в системе мощностей (активной и реактивной) для покрытия ее максимальной нагрузки в суточном, месячном и годовом разрезах
Аналогичная цель преследуется и составлением баланса мощности при решении задач перспективного проектирования. Отличительной чертой здесь является многовариантность соответствующих расчетов, определяемая как различными прогнозами динамики роста электропотребления, так и различными стратегиями развития структуры генерирующих мощностей (см. § 39.2). Вместе с тем намечаемые решения по обеспечению перспективного прироста мощности нагрузки системы за счет сооружения новых электростанций должны быть увязаны с возможностями обеспечения как новых, так и существующих электростанций энергоресурсами, для определения потребности в которых необходимо составление баланса электроэнергии.
Баланс активной мощности. Баланс активной мощности в ЭЭС определенного иерархического уровня составляется прежде всего для момента прохождения абсолютного годового максимума нагрузки системы. При наличии в энергосистеме крупных сезонных потребителей либо электростанций с существенным сезонным изменением располагаемой мощности (ГЭС, ТЭЦ) производится проверка баланса для весенне-летнего периода. Для энергосистем с большим удельным весом базисных нерегулируемых электростанций (АЭС) баланс мощности необходимо составлять и для минимальной нагрузки выходных дней.
§ 39,3]
УСЛОВИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЭС
27
р
рез Е
р
г.расп Е
р
неисп Е
р
расп Е
Р	Р	Р
треб Е н Е	п.расч Е( U)
^эксп Е	Е
JK.L11 Lt	V Li
Рнс. 39.15. Составляющие баланса активном мощности
Таблица 39.7. Относительные потерн мощности н электроэнергии в сетях различных номинальных напряжений
кВ	500—750	220—330	110—150	35	6—10	0,4
ЛЭс((/)- %	0,5—1,0 0,7—1,4	2,5—3,5 3,5—4,8	3,5—4,5 4,8—6,2	0,5—1,0 0,7—1,4	2,5—3,5 3,5—4,8	0,5—1,5 0,7—2,1
Общее выражение условия баланса активной мощности в системе любого иерархического уровня имеет вид
Р — Р 'распЕ г требХ’ где левая (приходная) часть отражает суммарную мощность, которой располагает система для обеспечения покрытия суммарной мощности, требующейся потребителям в момент прохождения годового максимума, фигурирующей в правой (расходной) части уравнения баланса. Составляющие приходной и расходной частей баланса активной мощности схематически показаны на рис. 39.15.
Расходная часть. В зависимости от принадлежности системы к тому или иному иерархическому уровню при составлении баланса активной мощности нагрузка потребителей приводится к той или иной ступени номинального напряжения и представляется в виде некоторой эквивалентной нагрузки на шинах понижающих подстанций. Для районных энергосистем это приведение осуществляется обычно к шинам ПО кВ, для ОЭС — 220 кВ. Полученная таким образом эквивалентная нагрузка системы на рис 39.15 обозначена как суммарная расчетная мощность потребителей символом Л1.расч.Е(1/)- При приведении к ступени U она определяется путем суммирования нагрузок потребителей с учетом коэффициентов разновременности максимумов Ар м, соответствующих всем предшествующим (более низким) ступеням напряжения:
ЛграсчДСТ) “ (^р.м({7)^р м(1/- 1) •) ^п шахЕ" где Рп тах£ — суммарная максимальная нагрузка потребителей системы, включая постоянно присоединенную нагрузку смежных районов соседних ЭЭС, за вычетом нагрузки, постоянно присоединенной к смежным районам других ЭЭС. При перспективном проектировании, когда точные графики нагрузок отдельных потребителей и их групп, как правило, неизвестны, используют среднестатистические значения коэффициентов разновременности максимумов [39.13]:
м(10) ~ 0,6 — 0,8; А:р М(35) - 0,8 — 0,85;
*р.м(1 Ю)= °,9 — °’95
Второй значительной составляющей расходной части баланса активной мощности являются ее суммарные потери при передаче и распределении A/JCX, т.е. потери в линиях и трансформаторах электрических сетей, которые приближенно оцениваются как некоторая доля суммарной расчетной нагрузки системы:
— ^потЕ^п расчХ((7)’
где A:noTj- = Х*пот({/) — эквивалентный коэффициент, учитывающий потери в сетях всех номинальных напряжений в данной ЭЭС.
Значения А[|от((^ -	в процентах от
Рп РасчХ((7) представлены в табл. 39.7 в соответствии с данными [39.14].
Суммарная эквивалентная нагрузка системы в соответствии со схемой рис. 39.15
^нЕ — расчЕ({7) +
Последняя составляющая расходной части баланса— экспортируемая мощность РЖ1$_ — представляет собой мощность, выдаваемую в режиме максимальной нагрузки в соседние энергосистемы того же самого иерархического уровня по межсистемным связям. Ее значение определяется из условий обеспечения баланса активной мощности в энергообъединении более высокого уровня.
Потребная мощность, которую должны обеспечить источники питания рассматриваемой системы, в итоге составит
Р = Р V + Р V требЕ 1 н2. 1 экспЕ-
Приходная часть. Фундаментальной характеристикой ЭЭС любого иерархического уровня является суммарная установленная мощность генераторов электростанций Pyct^, под которой понимается сумма их номинальных мощностей Ргти
28
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
^устЕ ~ ЕХ^гном,/ - Е^усту J '	J
(j = I, к, I - 1,	п),
где п — число генераторову-й электростанции; к — число электростанций системы; PyCTJ — установленная мощностьу-й станции.
Суммарная располагаемая мощность генераторов системы меньше установленной на значение резервной и неиспользуемой мощности:
^г.распЕ — ^устЕ- (^резЕ + ^нсиспе)-
Суммарная необходимая резервная мощность (РремЕ) предназначена для обеспечения проведения плановых ремонтов основного оборудования электростанций, а также для покрытия дефицитов мощности в системе, связанных с аварийными отключениями генераторов и непредвиденным увеличением нагрузки по сравнению с прогнозируемым значением (так называемый оперативный резерв Ропер^)
Р V = Р т + Р 1 резЕ 1 ремЕ оперЕ-
Мощность, необходимая для проведения текущих ремонтов в период прохождения максимума нагрузки, для энергосистем с преобладанием КЭС и АЭС приближенно оценивается в 4—6 % от Русг%-Капитальные и средние ремонты выполняются в летний период, т.е. когда имеет место провал в графике месячных максимальных нагрузок энергосистем (см. рис. 39.12). Как правило, площадь этого провала является достаточной для выполнения указанных видов ремонтов с учетом их нормативной длительности (см. § 39.5). В этом случае дополнительного резерва для капитальных и средних ремонтов не предусматривается.
Оптимальный оперативный резерв для каждой конкретной энергосистемы определяется на основе минимизации функции затрат, составляющими которой являются затраты на дополнительную резервную мощность и вероятный ущерб от недоот-пуска электроэнергии потребителям (см § 39.5). Значение этого резерва для современных энергосистем России лежит в диапазоне 5—10 % от Русг%, причем меньшая цифра соответствует более крупным ЭЭС. Таким образом, суммарную резервную мощность можно представить как некоторую долю установленной мощности системы-
р — k Р I L р = к Р
грез£ Лрем ' устЕ Лопер 1 устЕ Лрез ' устЕ» где Арез = Арсм + fconep — доля установленной мощности системы, предназначенная для ремонтного и оперативного резерва
Аналогичным образом представляется и неиспользуемая часть установленной мощности:
р = k Р
1 неиспЕ Лнеисп 1 устЕ-
Причинами неиспользования мощности являются, во-первых, наличие в системе агрегатов, которые к моменту прохождения годового максимума еще не полностью освоены в эксплуатации и параметры которых не соответствуют номинальным значениям. Кроме того, могут существовать временные ограничения выдачи мощности некоторых электростанций из-за недостаточной пропускной способности их связей с системой или из-за дефицита энергоносителей (например, на ГЭС в маловодный год). Еще одной причиной может явиться наличие так называемой «свободной» мощности на ГЭС, выполняющих в системе функцию пиковых электростанций. Эта мощность определяется в результате «вписывания» ГЭС в суммарный график нагрузки системы и определения их участия в покрытии максимума с учетом размещаемой на них доли оперативного резерва. В целом неиспользуемая мощность обычно не превышает 1 % от Руст%-
В соответствии со схемой рис. 39 15 располагаемая мощность генераторов системы, остающаяся после вычитания резервной и неиспользуемой мощности, должна быть дополнительно уменьшена на суммарную нагрузку собственных нужд электростанций Рс нЕ- Значение этой нагрузки приближенно оценивается в процентах от установленной мощности электростанции и зависит от типа станции и вида используемого топлива (табл. 39.8). Для ГЭС мощностью до 200 МВт она составляет 2—3 %, свыше 200 МВт — 0,5—I % [39.13] Таким образом, для любой у-й электростанции Рс HJ = кс Русу, при этом
^с.нЕ — Е^с.н/усту — ^с.н ^устЕ U ~	> ^)>
J
где кс н — эквивалентный коэффициент, определяющий долю установленной мощности, идущей на обеспечение работы агрегатов собственных нужд системы.
В итоге мощность, которая потенциально может быть выдана с шин электростанций системы, с учетом выражений для рассмотренных выше составляющих будет
P т=Р г-Р v= ' г.выдЕ ' г распЕ ‘ с нЕ
—	^устЕ — (^резЕ + ^ненспЕ + Рс не) —
—	О — ^рез — ^неисп — ^сн^устЕ — ^г^устЕ’
Таблица 39.8. Максимальная нагрузка собственных нужд электростанций
Тип станции	Вид топлива	
ТЭЦ	Уголь	8—14
	Газ, мазут	5—7
КЭС	Уголь	6—8
	Газ, мазут	3—5
АЭС	Ядерное	5—8
§ 39.3]
УСЛОВИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЭС
29
где кт — коэффициент, определяющий долю мощности, выдаваемой в сеть электростанциями, по отношению к суммарной установленной мощности. С учетом приведенных выше диапазонов значений коэффициентов L,, кг „ значение кг лежит в пределах 0,8—0,85, т.е. 15—20 % установленной мощности не участвует в покрытии суммарной нагрузки потребителей системы.
Полная располагаемая мощность системы /’распЕ складывается из мощности, выдаваемой собственными генераторами и импортируемой из соседних энергосистем:
Р - р + р распЕ 1 гвыдЕ 1 импЕ-
Последняя составляющая определяется аналогично экспортируемой мощности.
Разность между суммарной потребностью энергосистемы в мощности и суммарной возможной к использованию в балансе мощности ее электростанций (с учетом экспорта и импорта) представляет собой дефицит или избыток мощности в системе. Баланс мощности считается удовлетворительным, если отклонение приходной части баланса от расходной не превышает половины мощности наиболее крупного агрегата [39.13]. В случае наличия дефицита необходима корректировка планов развития генерирующих мощностей.
Баланс реактивной мощности. Общее потребление реактивной мощности в ЭЭС складывается из двух компонентов — реактивной нагрузки потребителей и потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах электрических сетей. В современных условиях для сетей с номинальным напряжением 35 кВ и выше общее потребление реактивной мощности приближенно оценивается в размере 1 квар на I кВт суммарной активной нагрузки Рн%. При этом доля потерь реактивной мощности в общем потреблении составляет 30—50 % в зависимости от характеристик потребителей, числа ступеней трансформации и протяженности сетей.
Располагаемая реактивная мощность генераторов электростанций составляет 0,5—0,75 квар на I кВт установленной мощности, т.е. недостаточна для покрытия общей потребности ЭЭС в реактивной мощности. В связи с этим возникает необходимость установки в ЭЭС дополнительных источников реактивной мощности (ИРМ), которые обеспечивают компенсацию избыточной реактивной нагрузки системы, поэтому их часто называют «компенсирующими устройствами». Установка ИРМ
непосредственно у потребителей улучшает технико-экономические показатели системы электроснабжения, так как при этом уменьшаются потоки реактивной мощности во всех элементах сети от источников питания до потребителей, что приводит, в свою очередь, к снижению годовых потерь электроэнергии и, следовательно, к уменьшению затрат на их возмещение.
В электрических сетях 35 кВ и выше передача реактивной мощности частично определяет степень падения напряжения в элементах сети и тем самым оказывает влияние на условия регулирования напряжения. Кроме того, в сетях 220 кВ и выше с достаточно протяженными и сильно загруженными линиями обеспечение баланса реактивной мощности является одним из важных условий гарантии статической устойчивости ЭЭС в нормальных и по-слеаварийных режимах. Поэтому анализ условий обеспечения баланса реактивной мощности является важной задачей как в эксплуатации, так и при проектировании ЭЭС.
В последнем случае баланс реактивной мощности составляется в два этапа. На первом (предварительном) этапе общее потребление реактивной мощности определяется исходя из достаточно приближенной оценки ее потерь в сетях при прохождении абсолютного годового максимума нагрузки. Сопоставление потребной и располагаемой реактивных мощностей позволяет выявить минимально необходимую по условиям баланса потребность в дополнительных источниках реактивной мощности и осуществить их расстановку в узлах системы, прежде всего исходя из технических соображений
Вместе с тем удовлетворение лишь условий баланса реактивной мощности не отвечает критерию максимальной экономической эффективности функционирования системы. Экономически целесообразная мощность компенсирующих устройств, как правило, превышает их мощность, необходимую по техническим ограничениям. В современных условиях считается целесообразным доведение компенсации реактивной мощности в среднем по ЕЭС до 0,4 квар на 1 кВт суммарной активной нагрузки [39.13]. Таким образом, на втором этапе должна решаться задача оптимизации баланса реактивной мощности.
Ниже рассматриваются составляющие приходной и расходной частей баланса, которые определяются на первом этапе. Эти составляющие схематически показаны на рис. 39.16. Общее выражение
ЦэезЕ О.расп Z
^ненсп Z
Осн Z	Отмп I
^г.ввд!	1 @распЕ
Огреб Z 01Z ^От.расч1(^
ОкспЕ . A£?cz
Рис. 39.16. Составляющие баланса реактивной мощности
30
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
для условия баланса реактивной мощности аналогично условию для активных мощностей:
С?распЕ — £?треб&
Расходная часть. Суммарная реактивная нагрузка ЭЭС Qh£ включает в себя расчетную нагрузку потребителей Qn расчЕ и потеРи в сетях Д(?с}> т.е.
QhT. ~ бц расчЕ +
Расчетная реактивная нагрузка потребителей, приведенная к той же ступени напряжения, что и активная нагрузка, определяется по усредненным значениям tg <рп ср((/) в соответствии с выражением
бп.расчД!/) — расчДТ/j Vii.cpft/)" где значение tg <рп ср(;/) берется в соответствии с рекомендациями [39.13] с учетом компенсирующих устройств, установленных у потребителей, а также потерь в сетях предшествующих ступеней напряжения. Для шин напряжением 6—10 кВ понижающих подстанций это значение принимается равным 0,4 (cos<pncp = 0,93), для шин 35, ПО и 220 кВ — соответственно 0,5; 0,55 и 0,6 (cos<pn ср = = 0,9; 0,88; 0,86).
Потери реактивной мощности в сетях включают две компоненты:
= Д(?тХ + Д(?лХ’
где Д£?те — суммарные потери в трансформаторном оборудовании подстанций сети; Д(2лу — суммарные потери в линиях электропередачи.
В электрических сетях с Ц,ом < 220 кВ основным типом подстанций являются подстанции с двухобмоточными трансформаторами, для которых при числе параллельно включенных трансформаторов пТ = 2 и коэффициенте аварийной перегрузки 1,4 потери реактивной мощности приближенно оцениваются в размере 10 % от полной мощности нагрузки подстанции [39.14], т.е.
Д(?т = 0,15н.
Потери реактивной мощности в подстанциях с автотрансформаторами зависят от класса напряжения, соотношения нагрузок на шинах СН (среднего напряжения) и НН (низкого напряжения) и коэффициента загрузки обмотки ВН (высокого напряжения). Для их приближенного определения служат графические зависимости в [39.13]. Вместе с тем для подстанций с автотрансформаторами 220/110 кВ с некоторым запасом можно использовать ту же оценку, что и для подстанций с двухобмоточными трансформаторами.
Мощность нагрузки /-Й подстанции на пути от источника питания проходит не через одну, а через несколько трансформаций. Если считать, что на каждой из них теряются 10 % от полной мощности этой нагрузки, то можно оценить суммарные
потери реактивной мощности в подстанциях сетей (7НОМ < 220 кВ следующим образом:
Д£?тХ-о.15>л,-/
где mt — число трансформаций нагрузки /-й подстанции на пути от источника питания до ее шин НН.
Вторая составляющая суммарных потерь реактивной мощности — потери в линиях электропередачи — также зависит от полных мощностей, которые протекают в продольных ветвях их схем замещения. Для одноцепной линии длиной LfJ, включенной между узлами / и у, потери реактивной мощности составляют
^Qny ~ ($у	— ^QnOi/^y-
где xGy — удельное реактивное сопротивление; ДСдОу — удельные потери реактивной мощности.
В свою очередь зарядная мощность такой линии
2
Qcij ~ Цюм boij^ii= QcoijLij-
где bOlJ — удельная емкостная проводимость; QcOij — удельная зарядная мощность.
Соотношение между Д(?л и зависит от значения отношения передаваемой активной мощности к натуральной (Р* = Е/Рнаг). Значение разности между зарядной мощностью и потерями, отнесенное к зарядной мощности, определяется через Р, следующим образом [39.14]:
A0.(/ = (Qc.j - W iQc4 = 1 -
Зависимость Д(?*у = f(P*J представлена на рис. 39.17. При известном значении Д£?*у потери
Рис. 39.17. Приближенное соотношение между избытком (дефицитом) реактивной мощности в линии и передаваемой по ней активной мощностью
§39,3]
УСЛОВИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЭС
31
реактивной мощности в линии находятся по выражению
дблу = (1 ~ дб*,7) QcOij Lij
с использованием усредненных значении Q(-o для линий соответствующего класса напряжения: ПО кВ — 30 квар/км, 220 кВ — 120 квар/км, 330 кВ — 375 квар/км, 500 кВ — 900 квар/км.
Для определения общих потерь реактивной мощности в линиях в той части сети, которая не представлена эквивалентными нагрузками, необходимо просуммировать результаты их определения для отдельных линий по алгоритму, рассмотренному выше.
Последняя составляющая расходной части баланса — экспортируемая реактивная мощность С?экспЕ— находится в соответствии с определенной при составлении баланса активной мощностью /\КСПХ и с Учетом коэффициента мощности cos<p3Kcn, который для межсистемных связей 35—220 кВ принимается равным 0,9—0,95, а для линий более высоких напряжений 0,95—1,0 [39.13]. При этом
бэкспЕ ~ ^экспУ ^ВФэксп-
Таким образом, суммарная потребная реактивная мощность в соответствии с рис. 39.16
бтребЕ — би£ + бзкспХ ~
— бп расчЕ + Дбт£ + ДблЕ + бэкспУ-
Приходная часть. Возможности выдачи реактивной мощности генераторами электростанций при составлении баланса учитываются в соответствии с их номинальными коэффициентами мощности cos<prHOM, которые для агрегатов ГЭС и ТЭЦ составляют 0,8—0,85, а для агрегатов КЭС и АЭС 0,85—0,9. При этом установленная реактивная мощность генераторов системы определяется как
бустЕ=	г НОМ//‘ёФг ному
J I
(j = 1,..., k\i = 1, ..., п), где символы i,j, к, п имеют тот же смысл, что и в формуле для Py„Y-
Значения неиспользуемой бнеиспЕ и резервной брезЕ мощностей вычисляются по найденным при составлении баланса активных мощностей значениям Тиснем, /’резХ и номинальным коэффициентам мощности соответствующих генераторов. При этом располагаемая реактивная мощность электростанций системы
бграспУ С?устЕ (С?резХ + Qнеиспх)-
Реактивная мощность, необходимая для работы установок собственных нужд электростанций, оценивается в соответствии с коэффициентом мощ
ности cos<pCH = 0,7 [39.13], чему соответствует tg<Pc.n = 1.02, т.е.
бс ц£ — ^с.нХ ЧзФс.Н ~ нЕ-
Выдаваемая генераторами в сеть реактивная мощность
бг.выдЕ — бг.распЕ — бс.иУ-
В отличие от баланса активной мощности полная располагаемая реактивная мощность содержит дополнительно две составляющие — суммарную зарядную мощность линий и мощность установленных ИРМ бирмустУУ которые учитывались при определении £>„ расчГ:
браспЕ — бг.выдЕ + бнмпУ + 6fS + бйРМустЕ-
Импортируемая мощность оценивается аналогично экспортируемой, а зарядная мощность — по усредненным значениям Q(-q. В результате сопоставления (2расп£ и бтребХ определяется необходимость установки дополнительных ИРМ, мощность которых
биРМдопХ — бтребЕ — браспУУ
Баланс электроэнергии. Баланс электроэнергии ЭЭС составляется:
для проверки возможности выработки требуемого количества электроэнергии в течение года электростанциями, учтенными в балансе мощности;
для определения потребности ЭЭС в энергоресурсах (топливе различных видов);
для определения обменных потоков энергии между ЭЭС.
Расходная часть баланса складывается из суммарного электропотребления данной ЭЭС (с учетом собственных нужд электростанций и потерь в сетях), расхода энергии на заряд гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и других аккумулирующих электростанций (с учетом их использования в режимах разряда и КПД) и планируемой передачи электроэнергии в другие ЭЭС.
Приходная часть баланса включает в себя выработку электроэнергии всеми электростанциями ЭЭС и планируемое получение энергии из других ЭЭС. Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднемноголетней.
Для ЭЭС с большим удельным весом ГЭС (30 % и более) производится проверка баланса также и для условий гарантированной в условиях маловодного года 95 %-ной обеспеченности выработки.
Распределение годовой выработки электроэнергии между ТЭС производится, исходя из их экономичности, обеспеченности энергоресурсами, стоимости различных видов топлива и маневренных характеристик оборудования. Обычно для этого находится распределение суточной выработки между электростанциями (см. § 39.4) для характерных суток различных сезонов — зимы, лета и периода па-
32
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд.39
водка — и оценивается длительность сезонов. Для приближенных расчетов выработка электроэнергии отдельными типами электростанций может оцениваться по годовым числам часов использования их установленной мощности (см. табл. 39.3).
Баланс считается удовлетворительным, если число часов использования среднегодовой располагаемой мощности ТЭС в среднем не превышает 6500. При получающихся малых числах часов использования необходимо предусматривать мероприятия по разгрузке электростанций или по передаче избытков электроэнергии в другие ЭЭС.
КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Качество электроэнергии (КЭ) — это совокупность ее свойств, определяющих воздействие на электрооборудование, приборы и аппараты и оцениваемых показателями качества электроэнергии (ПКЭ), численно характеризующими напряжение в электрической сети по частоте, действующему значению, форме кривой, симметрии и импульсным помехам.
Перечень ПКЭ, их нормативные значения, критерии оценки и методы измерений установлены ГОСТ 13109—97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» [39.15].
Этот ГОСТ является межгосударственным стандартом, действующим в рамках СНГ. В международной практике ПКЭ оцениваются с позиций электромагнитной совместимости (ЭМС) технических средств. Под ЭМС понимается способность электрооборудования, аппаратов и приборов нормально функционировать в данной электромагнитной среде, не подвергаясь воздействию электромагнитных помех и не внося таковых в эту среду.
К электромагнитным помехам (ЭМП) относятся любые электромагнитные явления, которые могут ухудшать качество функционирования технических средств, а также биологических объектов. К ЭМП относятся: излучаемые помехи, распространяющиеся в пространстве в форме высокочастотного или низкочастотного электромагнитного поля, и кондуктивные помехи частотой до 10 кГц, распространяющиеся по проводникам. ГОСТ 13109—97 определяет требования только к кондук-тивным помехам.
В терминах ЭМС понятию ПКЭ соответствует «уровень ЭМС». Значения ПКЭ, установленные ГОСТ 13109—97 и уровни ЭМС, установленные стандартом, введенным Международной электротехнической комиссией (МЭК), адекватны по физическому смыслу, номенклатуре и допустимым значениям.
Таким образом, допустимые значения ПКЭ характеризуют ту кондуктивную электромагнитную
среду (электрическую сеть), в которой электрооборудование должно функционировать нормально. При этом электрооборудование должно обладать определенной помехоустойчивостью, уровень которой должен быть выше допустимых значений ПКЭ в сети. Помехоустойчивость — это способность технических средств нормально функционировать при воздействии на них ЭМП (искажений напряжения), не превышающих заданных стандартом значений.
Источником ЭМП в электрической сети является ее электрооборудование. Следовательно, для обеспечения КЭ (или ЭМС) необходимо ввести ограничения и на уровень помех, вносимых этим электрооборудованием в электрическую сеть. Это требование регламентируется нормативными документами, определяющими технические характеристики оборудования.
Номенклатура ПКЭ, установленная ГОСТ 13109—97, включает следующие показатели:
установившееся отклонение напряжения 8t/y, %; размах изменения напряжения 5Ц, %;
доза фликера Pt, отн. ед.;
коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения Ку, %;
коэффициент л-й гармонической составляющей напряжения Кц(пу %;
коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности %;
коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности КОу, %;
отклонение частоты Д/j Гц,
длительность провала напряжения Д/п, с, коэффициент временного перенапряжения
*пер(/’ отн- ел-
импульсное напряжение ПИМ1|, кВ.
Все ПКЭ можно разделить на нормируемые и не-нормируемые. К нормируемым ПКЭ относятся: 8t/y, 5Ц, Р,, Ку, Ки{п}, К2и, Кои, Д/ Д/п. К ненормируе-мым ПКЭ относятся Апер(/, £/имп. Провалы напряжения нормируются только по длительности и не нормируются по глубине. На нормируемые ПКЭ установлены нормально и предельно допустимые значения. Для дозы фликера, размахов изменения напряжения и длительности провалов напряжения установлены только предельно допустимые значения.
Нормально и предельно допустимые значения для Ку и Куу^ установлены в зависимости от номинального напряжения электрической сети: 0,38; 6— 20; 35; 110—330 кВ.
Кроме того, ГОСТ 13109—97 установлена номенклатура вспомогательных параметров электрической энергии, которые используются при определении значений некоторых ПКЭ. Вспомогательные параметры не нормируются. К ним относятся-
5 39.3]
УСЛОВИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЭС
33
для оценки колебаний напряжения — частота повторений изменений напряжения и интер-
вал между изменениями напряжения Д/г
для оценки провалов напряжения — глубина провала напряжения 6С'П и частость появления провалов напряжения Fn;
для оценки импульсов напряжения — длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды ^имп0,5’
для оценки перенапряжений — длительность временного перенапряжения
Каждый из ПКЭ характеризует определенные свойства электроэнергии в процессе ее производства, передачи, распределения и потребления Нормы ПКЭ, установленные ГОСТ 13109—97 являются обязательными во всех режимах работы систем электроснабжения общего назначения, кроме режимов, обусловленных непредвиденными обстоятельствами.
Такие ПКЭ, как 8(7у, 8Ц, Р/; Ки, К(1(„у К1и, Кои, применяются для характеристики стационарных, относительно длительных процессов в электрической сети, а такие, как провалы напряжения, временные перенапряжения, импульсы, — для характеристик кратковременных процессов, возникающих в сети в результате коммутаций, атмосферных перенапряжений.
Отклонение напряжения — это изменение напряжения по отношению к номинальному значению в определенной точке (узле) сети в установившемся режиме под влиянием изменяющейся нагрузки и (или) работы устройств регулирования напряжения, выраженное в процентах:
ъиу = Uy U"OM 100 .
^ном
Отклонения напряжения связаны с изменением баланса реактивной мощности. На рис. 39.18 приведен пример отклонений напряжения 6t/y<82/", вызванных увеличением нагрузки на ДР + j&Q на приемном конце линии, когда P'+jQ'<P"+jQ"
Рис. 39.18. Отклонение напряжения, вызванное изменением нагрузки на приемном конце линии
Размах изменения напряжения blfu доза фликера Pt характеризуют колебания напряжения, к которым относят ся быстрые изменения огибающей действующего (амплитудного) значения напряжения в результате изменений резконеременной нагрузки К колебаниям напряжения относятся изменения напряжения с частотой от одного за 10 мин до 2 тыс. за 1 мин с амплитудой (размахом) до 10 % от номинального напряжения.
Размах изменения напряжения — это разница между значениями следующих один за другим экстремумов огибающей напряжения основной частоты, определенных на каждом полупериоде, выраженная в процентах от номинального напряжения:
На рис. 39.19 приведен пример колебаний напряжения и их характеристики, иллюстрирующие размах 8Ц, и интервал между смежными колебаниями Д/,.
Фликер (от англ, flicker — мерцание) — это субъективное восприятие человеком колебаний светового потока искусственных источников освещения, вызванных колебаниями напряжения в электрической сети, питающей эти источники.
Доза фликера — мера восприимчивости человека к воздействию фликера за установленный промежуток времени. Доза фликера для колебаний произвольной формы может быть измерена только специальным прибором — фликерметром, представляющим собой аналоговую или цифровую модель системы «источник света — глаз — мозг». Доза фликера является безразмерной величиной и нормируется для интервала, равного 10 мин (кратковременная доза P<f) и 120 мин (длительная доза Р/(). Индексы «57» и «2.7» от англ, short time — кратковременная и long time — длительная соответственно.
Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения характеризует отклонение формы кривой от синусоидальной, которое вызвано наличием нелинейных элементов в электрической сети. Таковыми могут быть такие электроприемники (ЭП), как преобразователи, дуговые сталеплавильные печи и др., а также элементы электропередачи, например малонагруженные трансформаторы Ток, потребляемый такими ЭП, имеет несинусоидальную форму и содержит высшие гармоники (ВГ), как правило, кратные основной частоте сети. Воздействие токов ВГ, протекающих по сети, вызывает падение напряжения, форма которого повторяет форму тока, чем и обусловлены искажения
2-760
34
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд.39
Рис. 39.20. Искажения формы кривой напряжения:
а — кривая, содержащая первую и n-ю гармоники; б— кривая, содержащая первую и пятую гармоники
формы напряжения На рис 39.20 приведены примеры искажения формы кривой напряжения.
Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения в процентах выражаетеся как
40	,
Ки=^у—100 •
где п = 2—40 — порядок гармоник, кратных основной частоте, учитываемых при расчете
— действующее значение напряжения п-й гармоники, В; — действующее значение напряжения основной частоты, В.
Коэффициент п-й гармонической составляющей напряжения характеризует каждую из учитываемых гармоник напряжения в процентах по отношению к основной (первой) гармонике:

Коэффициент несимметрии напряжения по обратной К2у и нулевой Ка11 последовательностям характеризует трехфазную систему напряжений ос
новной частоты по отклонению фазных (междуфаз-ных) напряжений от симметрии, т е. равенства действующих значений напряжений в трех фазах сети и относительного углового сдвига (фазы) между ними, Несимметрия напряжения возникает, например, под влиянием несимметричной нагрузки, т.е. нагрузки, мощности которой в каждой фазе различны.
Несимметричная система напряжения может быть представлена системой составляющих прямой, обратной и нулевой последовательностей так, что если известны фазные (междуфазные) напряжения Ua, Щ, йс, то
171 - з (йа + айь + °2 Ц.) — напряжение прямой последовательности;
+ с? йь + айс) — напряжение об-
ратной последовательности,
Uo = ^(йа + Ub + Uc) —напряжение нулевой
последовательности, /120° где а = е '
На рис. 39.21 приведен пример симметричной системы векторов напряжения прямой, обратной и нулевой последовательностей и образуемой ими несимметричной системы напряжений.
Провал напряжения — это внезапное, в течение Юме, снижение напряжения до значения ниже 0,9 £/ном с последующим его восстановлением до значений, равных или близких к первоначальному, в результате действия средств защиты и автоматики, установленных в сети. Одной из наиболее распространенных причин возникновения прова-
§ 39.3]
УСЛОВИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЭС
35
Рис. 39.21. Несимметричная система векторов напряжения (а) и ее составляющие: прямой (б), обратной (в) и нулевой (г) последовательностей
Чюм °.9£/НОМ
Рис. 39.22. Провал напряжения и его характеристики
лов являются короткие замыкания (КЗ) в системе электроснабжения. Провалы напряжения характеризуются глубиной 5Ц, и длительностью Д/п (рис. 39.22)
Глубина провала в процентах в данной точке сети зависит от нагрузки сети, ее топологии в период провала, характеристик и расположения средств защиты. Как следует из рис. 39.22,
8Ц,
^ном ^min ^ном
100.
Длительность провала напряжения определяется суммарным временем срабатывания средств защиты и автоматики, под действием которых напряжение может восстановиться до первоначального значения.
Отклонение частоты — это ее изменение в ЭЭС в целом в результате изменения частоты вращения оборотов синхронных генераторов электростанций, происходящего под воздействием медленного изменения баланса активной мощности, выдаваемой генераторами электростанций и потребляемой нагрузкой ЭЭС.
На рис. 39.23, отображающем статические характеристики генераторов электростанций и обобщенной нагрузки, показана точка их пересечения, в которой при установившемся балансе активной мощности частота f= f.n., = 50 Гц. При снижении нагрузки (пунктирная прямая) избыточная мощность генераторов приводит к увеличению частоты (рис. 39.23, а) до значения, равного /j, при котором отклонение частоты составляет Д/ = Г. - Л„., > О
При увеличении нагрузки (рис. 39.23, б) ее характеристика перемещается вверх и устанавливается новая частота так, что Д/=./| ~/ном < 0, при которой частота вращения генераторов меньше синхронной
Временные перенапряжения — это повышения напряжения в точке электрической сети выше 1,ШНОМ продолжительностью более Юме, возникающие в системах электроснабжения при коммутациях или коротких замыканиях за счет энергии, накопленной в индуктивных или емкостных эле-
Рис. 39.23. Изменение частоты при еннжеини (а) и при увеличении (б) нагрузки в системе
36
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
Рнс. 39.24. Временное перенапряжение и его характеристики
Таблица 39.9. Значения коэффициентов временного перенапряжения АГпер(/ в зависимости от его длительности A^ept'
Д/пер//’ с	< 1	<20	<60
*пер(/’ °™-еЛ	1,47	1,31	1,15
ментах. Такие перенапряжения носят кратковременный характер, определяемый длительностью процесса. Значение этого ПКЭ оценивается коэффициентом временного перенапряжения Kneptj и его длительностью A/nepfy, как показано на рис. 39.24.
^Апах
где Umax — максимальное амплитудное значение напряжения.
Возможные значения коэффициента временного перенапряжения в точках присоединения электрической сети общего назначения в зависимости от длительности перенапряжения приведены в табл. 39.9. В среднем за год в точке присоединения возможны около 30 таких перенапряжений.
Импульс напряжения — это резкое изменение напряжения в точке электрической сети, за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня за промежуток времени от десятков микросекунд до нескольких миллисекунд. Причиной импульсов могут быть грозовые явления, например, разряд молнии на воздушную линию электропередачи или коммутации в системе электроснабжения.
Импульсы напряжения характеризуются амплитудой Ц,мпа и длительностью Д/Имп и Д/имп0>5 (рис. 39.25). Амплитуда импульса измеряется в киловольтах. Импульс существенно затухает по мере удаления от точки сети, где он возник. Импульсы напряжения различают по длительности их фронтов. Для грозовых импульсов длительность фронта составляет 1—10 мкс, а для коммутационных 1 — 5 мс. В табл. 39.10 приведены примеры характери-
Рис. 39.25. Импульсное напряжение и его характеристики
Таблица 39.10. Амплитуды коммутационных импульсов в сетях различных номинальных напряжений
Цюм> кВ	0,38	3	6	10	20	35	ПО	220
^имп а’	4,5	15,5	27	43	85,5	148	363	705
стик коммутационных импульсов при длительности до 5 мс в сетях различного напряжения.
Суммирование ПКЭ. ПКЭ 8t/y, 8Ц, Pt, Ку, К!/(>>) ^2lh Kqii характеризуют влияние электроприемников потребителя на качество электроэнергии в рассматриваемом узле системы. Значение ПКЭ в z-м узле определяется токами искажении lJt создаваемыми потребителями во всех узлах так, что искажающее напряжение в z-м узле Ц равно векторной сумме падений напряжения от этих токов на собственных Z(( и взаимных Z сопротивлениях, присоединенных к /-му узлу:
KU.= 'LZ + V 1.Z .
1	‘—П	J—U
J = i
Первое слагаемое этого выражения представляет собой искажение напряжения, вызываемое источником конкретного вида (источник несинусоидаль-ности, не симметрии и т.п.). Второе слагаемое — сумма искажений, вносимых в данный z-й узел источниками того же вида, установленными в j-х узлах сети. При этом следует иметь в виду, что каждое из сопротивлений Z(/ и Z имеют разные значения в зависимости от вида тока искажений, т.е. для токов п-й гармонической, обратной и нулевой последовательностей.
ГОСТ 13109—97 устанавливает допустимые значения по ПКЭ в точках общего присоединения (ТОП) по суммарному искажению напряжения. Для этого необходимо обеспечить условия, при которых векторная сумма напряжений искажений по каждому из ПКЭ в отдельности не превышала бы допустимых значений. Таким образом, доля каждого источника должна быть меньше допустимого значения ПКЭ. Эта доля называется вкладом
§39.3]
УСЛОВИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЭС
37
источника искажений Для обеспечения КЭ в ТОП каждому потребителю, присоединенному в этой точке, устанавливается допустимый вклад, который определяется расчетным методом и поэтому называется допустимым расчетным вкладом (ДРВ). Этот вклад вносится в договор па электроснабжение между энергоснабжающей организацией и потребителем. Методика определения ДРВ изложена в [39.16].
На основании проанализированных функций распределения для каждого из ПКЭ установлен механизм суммирования вкладов источников искажения.
Коэффициенты несимметрии напряжения, распределяющиеся случайным образом, суммируются в квадратуре:
Колебания напряжения, создающие фликер, не являются векторными величинами. Их воздействие нормируется как накапливающееся влияние энергии светового потока. Поэтому воздействие источников колебаний напряжений суммируется арифметически.
Правила суммирования высших гармоник, генерируемых преобразователями, установлены на основе экспериментальных исследований в зависимости от порядка гармоники [39.17]:
для 3,5,7-й гармоник — арифметически, т.е. так, что для кривой, содержащей 3, 5 и 7-ю гармоники,
I 2	2	2
Kut=JW(3)J) +(ХА-(5)7) +(Х^(7)7) ; ’	1	I	I
а=1;
для 11-й и 13-й гармоник — в степени 1,4
KUL~
; а= 1,4;
для остальных гармоник — во 2-й степени,
40	2
j£K(n)/;a=2.
<п = 2
Показатели степени а = 1; 1,4; 2 на практике принимаются равными «взвешенному» значению в зависимости от пульсности преобразователя с учетом убывания гармоник с ростом их порядка.
Для 6-пульсных преобразователей, которые генерируют нечетные гармоники, начиная с 5-й, о=1,3. Для 12-пульсных, которые генерируют нечетные гармоники, начиная с 11 -й, а = 1,6. Для остальных типов нелинейных электроприемников (дуговые печи, сварочное оборудование и др.) принимают а = 2. Для потребителей со смешанным составом электроприемников а = 1,3с/6 + 1,6с/]2 + 2с/пр, где с/6.
<(|2, с/г1р — соответственно доли мощности 6- и 12-пульсных преобразователей и прочих ЭП.
Оценка ПКЭ и методы контроля. Для определения соответствия значений ПКЭ требованиям ГОСТ 13109—97 проводят их измерения и статистическую обработку. Для всех нормируемых ПКЭ минимальный расчетный период составляет 24 ч. Рекомендуемая общая продолжительность непрерывных измерений составляет 7 сут, включая и выходные дни. Оценку ненормируемых ПКЭ (провалов, перенапряжений, импульсов) проводят по результатам длительных наблюдений и их регистрации с помощью специализированных средств измерения (СИ).
Сущность статистической обработки результатов измерения нормируемых ПКЭ состоит в построении функции распределения ПКЭ СИ позволяют измерить частоту попаданий значений ПКЭ в определенный интервал па всем диапазоне возможных значений. Такая суточная функция распределения в форме гистограммы приведена на рис. 39.26. Вид гистограммы в общем случае для таких ПКЭ, как Klh K-iU* K0U’ показан на рис. 39.26, а, а для таких, как 56/у и Д/— па рис. 39.26, б.
Для каждого нормируемого ПКЭ ГОСТ устанавливает нормально допустимые /7Н и предельно допустимые Пп значения. Оценку КЭ проводят по наибольшим значениям /7н6 для ПКЭ первой группы (рис. 39.26, а) и по наибольшим и наименьшим значениям для ПКЭ второй группы (рис. 39.26, б). Для ПКЭ первой группы наибольшие значения, измеренные в течение 24 ч, не должны превышать предельно допустимых значений, установленных ГОСТ 13109—97, а 95 % измеренных за то же время значений не должны превышать нормально допустимых значений. При указанных условиях требования ГОСТ выполняются. На рис. 39.27 приведены результаты измерений ПКЭ, на основании которых проведена оценка условий выполнения требований ГОСТ.
Для ПКЭ второй группы (56/у и Д/Э, для которых установлены как положительные, так и отрицательные допустимые значения, наибольшие из-
Рнс. 39.26. Гистограммы распределения измеренных ПКЭ при одностороннем (а) и двустороннем (б) ограничении допустимых значений
38
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд 39
Рис. 39.27. Оценка выполнения требований ГОСТ для ПКЭ вида Kv, а, б — ГОСТ не выполняется; в, г — ГОСТ выполняется
меренные в течение 24 ч значения не должны превышать, с учетом их знака, предельно допустимых, а верхнее (+) и нижнее (-) значения этих ПКЭ, в границах которых находятся 95 % измеренных значений, не должны превышать соответственно положительных и отрицательных нормально допустимых значений. При указанных условиях требования ГОСТ выполняются. На рис. 39.28 приведены примеры случаев, когда ГОСТ не выполняется.
Для дозы фликера установлены только предельно допустимые значения. Измерения дозы фликера проводятся также в течение 24 ч, но на интервалах 10 мин для кратковременной дозы Р^ и 120 мин для длительной дозы Р/Г Качество электроэнергии по дозе фликера считают соответст
вующим требованиям ГОСТ, если кратковременная или длительная доза фликера, определенная путем измерения в течение 24 ч, не превышает предельно допустимых значений.
ГОСТ 13109—97 допускает проводить оценку ПКЭ по относительному времени превышения нормально 7] и предельно Т2 допустимых значений. Этот метод полностью соответствует изложенному выше, однако более прост при оценке ПКЭ. Это соответствие построено на том, что измерения проводятся 24 ч, поэтому можно сказать, что ГОСТ выполняется, если в течение 95 % этого времени нормально допустимые значения не превышались.
Относительное время оценивается по частоте попаданий измеренных значений за нормально Г|
§39 4]
РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЭС
39
Рнс. 39.28. Оценка выполнения требований ГОСТ для ПКЭ вида 5Су и ДС
а, б, в — ГОСТ не выполняется
и предельно 7^ допустимые значения и измеряется в процентах:
Г. =7 100; Л = у 100, 1 к L к
где к — общее число измерений за 24 ч; п — число измерений, значения которых превышают нормально допустимые значения показателей; т — число измерений, данные которых превышают предельно допустимые значения.
Удобство метода состоит в том, что при измерениях необходимо только подсчитывать количество (к, л, т) соответствующих изменений. Такой подсчет проводится в реальном времени в процессе измерений, что позволяет не только контролировать выполнение требований ГОСТ, но и оценивать КЭ во времени.
Требования ГОСТ, оцениваемые по этим критериям, выполняются, если в течение 24-часовых измерений Г] < 5 % и ?2 ~ 0. Во всех остальных случаях требования ГОСТ не выполняются.
39.4. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЭС
Режимом ЭЭС называется ее состояние, определяемое загрузками электростанций (и отдельных энергоблоков) по активной и реактивной мощности, напряжениями узлов, загрузкой сетевых элементов и другими переменными величинами, называемыми параметрами режима (режимными параметрами), характеризующими процесс производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии. Иногда понятие «режим» используется в более широком смысле, т.е. рассматривают как
40
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
переменную также и топологию сети. Различают энергетические, гидроэнергетические и электрические режимы.
Энергетические режимы (ЭнР). Планирование ЭнР состоит в определении состава и загрузки по активной мощности (загрузка по реактивной мощности относится к электрическим режимам) электростанций различных типов (с учетом импорта из других энергосистем) для покрытия нагрузки ЭЭС и выполнения экспортных поставок в любой момент времени (обычно на каждый час), а также резервов мощности.
Энергетический режим является нормальным, если обеспечен баланс активных мощностей ЭЭС в любой момент времени при значениях частоты, соответствующих стандарту. Мерой нарушения баланса активных мощносзей может служить отклонение частоты Д/ от номинального значения или непосредственно небаланс мощности Рнб = kf &f, где Д/=/'-Л„., — отклонение частоты от номиналь-ного значения; kf = PK§H\f— частотный статический коэффициент ЭЭС, МВт/Гц. Допустимые отклонения частоты регламентируются ГОСТ (вопросы регулирования частоты см. в разд. 49).
Оптимизация энергетического режима — покрытие нагрузки при минимальных затратах с соблюдением всех ограничений. В качестве исходной информации используются:
прогнозы суточных графиков нагрузки ЭЭС в целом и отдельных ее частей, а также графики внешних поставок электроэнергии;
графики загрузки АЭС и других блок-станций;
диапазоны загрузок конденсационных агрегатов, использующих различные виды топлива;
режимы загрузки ТЭЦ по тепловому графику;
энергетические характеристики (характеристики относительных приростов) отдельных агрегатов или их групп на ТЭС;
расходы топлива на пуск агрегатов после остановов разной продолжительности;
суточная выработка ГЭС и ГАЭС;
модель электрической сети с учетом планируемых ремонтов сетевых элементов, а также значения допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях ЭЭС при указанных ремонтах.
В результате оптимизации энергетического режима получают суточные графики загрузки по активной мощности всех электростанций и как производные i-рафики сальдо отдельных ЭЭС и энергообъединений, а также графики загрузки контролируемых межсистемных связей.
Различают долгосрочное (год, квартал, месяц) и краткосрочное (неделя, день) планирование ЭнР. При долгосрочном планировании гораздо больше неопределенностей, связанных с погодой, аварийными ремонтами генерирующего и сетевого обору
дования, поэтому ориентируются на среднюю температуру окружающей среды, нормальную схему сети, а резервы мощности принимают тем больше, чем больше планируемый период. При краткосрочном планировании прогноз потребления составляется с учетом прогноза погоды, учитываются ограничения пропускной способности сетей, связанные с планами ремонтов сетевого оборудования и (или) устройств противоаварийной автоматики, а при оперативном планировании (на предстоящий час) — также аварийные ремонты и погрешности прогноза потребления.
В крупных энергообъединениях планирование ЭнР осуществляется по иерархическому принципу. При этом от областных энергосистем в ОДУ, а от ОДУ в ЦДУ поступает информация о прогнозах потребления (включая внешние обмены электроэнергией), о постоянной и регулируемой частях генерации и расходные характеристики по каждому виду электростанций.
При планировании ЭнР в том или ином виде используются разработки гидроэнергетических и электрических режимов (как правило, в виде ограничений). Это допустимые пределы загрузки отдельных электростанций и суточная выработка, допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях (между различными регионами) в полной и ремонтных схемах, получаемые на основе предварительных исследований устойчивости ЭЭС , а также для учета изменения потерь в электрической сети — чувствительности суммарных потерь в сетях к изменению генерации (или нагрузки) в каждом из узлов схемы.
К трудностям планирования ЭнР можно отнести преодоление неравномерности суточного (недельного с учетом выходных дней) графика нагрузки.
**
АЭС в ЕЭС России работают в базовом режиме с высоким числом часов использования, определяемым остановами для перезагрузки топлива и ремонтов.
Технический минимум угольных энергоблоков 150—500 МВт составляет от 50 до 80 %, в среднем по ЕЭС — примерно 70 % и определен для каждого конкретного энергоблока с учетом его состояния, применения «подсветки» мазутом или газом. Газомазутные энергоблоки 300 МВт разгружаются, как правило,
В некоторых западноевропейских энергосистемах, характеризующихся густыми сетями, оптимизацию ЭнР производят без учета электрической сети, а возможные узкие места выявляют при заданном ЭнР путем моделирования отключения каждого сетевого элемента и последующей корректировки ЭнР.
Во Франции, например, где АЭС в балансе составляют более 80 %, они регулируются в широких пределах (50—100 %).
§ 39,4]
РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЭС
41
до 40 % (некоторые до 30), более крупные блоки — 800, 1200 МВт могут разгружаться до 50—60 %.
Малоэкономичные газотурбинные установки используются 1—4 ч в сутки и до 1000 ч в год. Весьма эффективны для преодоления неравномерности суточного графика ГАЭС (в ЕЭС России работает Загорская ГАЭС мощностью 6x200 МВт), несмотря на их достаточно низкий КПД — около 70 %. При этом замыкающие затраты меняются в течение суток в 3 раза и более, поскольку позволяют выровнять не только пики, но и провалы графика. ГАЭС используются в генераторном режиме 4—6 ч в сутки и до 8 ч в насосном режиме с одним-двумя циклами заполнения и сработки водохранилища в сутки. Учитывая, что в настоящее время практически отсутствуют изолированно работающие национальные ЭЭС, необходимо отметить взаимовыгодные обмены электроэнергией в течение суток с соседними ЭЭС, имеющими большую долю ГАЭС в парке генерирующих мощностей.
Весьма эффективно применение зонных (по времени суток) тарифов для выравнивания графика потребления. Уменьшение тарифа в ночные часы суток и его увеличение в дневные и пиковые часы побуждают потребителей к соответствующей организации их деятельности и приводять к снижению неравномерности суммарного графика нагрузки ЭЭС.
Решающее значение в покрытии суточных графиков нагрузки ЭЭС, и в частности их резкопеременных частей, имеют ГЭС, поэтому паводковый период, когда ГЭС вынужденно работают в базе графика нагрузки для предотвращения потерь энергоресурсов, является наиболее тяжелым для ЕЭС. Их доля в европейской части ЕЭС составляет порядка 14 % (для сравнения, в ОЭС Сибири это 60 %), и работают они, как правило, в течение суток в резкопеременном режиме при годовом числе часов использования 3000—4000. При этом скорость изменения загрузки составляет примерно 3 %/с во всем диапазоне, минимальная загрузка составляет примерно 10—15% и вытекает из требований экологии и всей совокупности водопользователей.
Гидроэнергетические режимы (ГЭР). Задача планирования ГЭР состоит в прогнозировании годовой, квартальной и месячной выработки электроэнергии на каждой ГЭС для долгосрочного планирования и в определении суточной (иногда недельной) выработки для краткосрочного планирования ЭнР. Исходной информацией для планирования ГЭР служат данные многолетних наблюдений
Замыкающие затраты — переменные затраты на производство последнего киловатт часа, необходимого для покрытия нагрузки. Больше нагрузка — менее экономичен последний энергоблок, привлекаемый к покрытию нагрузки и наоборот. Более того, подъем провальной части графика улучшает экономические показатели разгруженных блоков.
после их статистической обработки, результаты гидрологических и метеорологических прогнозов разной перспективности и достоверности. Для разных периодов прогнозирования делаются оценки приточности, расходов, в гом числе другими пользователями, естественных потерь; учитываются данные прямых измерений напора и рекомендации по сработке водохранилища, при которых максимизировалась бы выработка электроэнергии на ГЭС. Важное значение имеет подготовка водохранилища к паводку для предотвращения холостых сбросов, имея в виду его случайный характер, и сохранения в любой момент регулировочного диапазона ГЭС.
При оптимизации ЭнР задача состоит в замещении выработкой на ГЭС самых дорогих (обычно мазутных) тепловых энергоблоков.
Электрические режимы (ЭлР). Планирование электрических режимов состоит в определении состава устройств компенсации реактивной мощности и загрузки генераторов по реактивной мощности, а также состава и настройки устройств противоава-рийной автоматики (ПА), обеспечивающих реализацию заданного ЭнР (как указано выше, планирование ЭнР, в свою очередь, осуществляется с учетом ограничений, вытекающих из разработок ЭлР) Оптимизация ЭлР состоит в определении состава н загрузки устройств компенсации реактивной мощности, коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов и загрузки по реактивной мощности генераторов при заданной генерации активной мощности, активной и реактивной нагрузки каждого узла и задаваемых допустимых уровней напряжения узлов, соответствующих минимуму потерь активной мощности в энергосистеме.
Другой основной задачей планирования ЭлР является определение областей допустимых режимов, необходимого состава и настройки устройств ПА в различных схемно-режимных ситуациях, в том числе перспективных, необходимых для планирования ЭнР, а также для оперативного ведения режимов с учетом возможной потери в любой момент сетевого элемента или (и) энергоблока Данная задача решается путем вычисления предельных перетоков мощности в различных сечениях энергосистемы (слабых или потенциально слабых), математического моделирования переходных режимов, вызываемых нормативными возмущениями, с учетом действия ПА.
Различают следующие основные электрические режимы (особые режимы, такие как неполнофазные, колебательные и др., не рассматриваются):
Нормальный режим —это установившийся режим (не считая нерегулярных колебаний, медленных и (или) незначительных флуктуаций параметров, в том числе обусловленных работой устройств регулирования частоты, напряжения и т.п ),
42
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
характеризующийся длительно допустимыми значениями частоты, токов и напряжений, нормативными запасами устойчивости в данной схеме сети, устойчивым переходом к любым послеаварийным режимам, которые могут возникнуть в результате нормативных возмущений, и установившимся послеаварийным режимом, обладающим не менее чем нормативными запасами устойчивости.
Нормальный режим характеризуется допустимыми областями режимных параметров. На практике используют максимально допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях в качестве обобщенной характеристики нормальных режимов, которые исходя из приведенной дефиниции определяются следующими условиями [39.20].
1)	коэффициент запаса по активной мощности в любом сечении для данной схемы сети должен составлять не менее 20 %:
(Рпр-РН.к-Рт)/Рт^0,2,
где Рпр — предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении в данной схеме (нормальной, ремонтной), Рт — текущее (или планируемое) значение перетока мощности; Ри к =
= к /--------- — амплитуда нерегулярных коле-
V XI + ^222
баний мощности в сечении сети; Р^, Р^ — соответственно, суммарная нагрузка, МВт, каждой из подсистем по разные стороны от сечения; к = 0,75—1,5 — соответственно при автоматическом или ручном регулировании (ограничении) перетока в сечении. Предельный переток практически всегда зависит от ряда факторов, среди которых одни влияют незначительно, другие оказывают на его значение существенное влияние. Поэтому он представляется в общем случае в виде функции учитываемых, существенно влияющих параметров Рпр = ЧХ^, Пг, ) Остальные, неучитываемые параметры, принимаются по самому пессимистическому варианту;
2)	коэффициент запаса по напряжению во всех узлах энергосистемы должен быть не менее 15 %, т.е. (17т-	>0,15, где 17т— напряжение (те-
кущее) в узле в этом режиме; UK^ — критическое напряжение в этом узле.
Это условие означает, в частности, что при исчерпании других возможностей регулирования напряжения необходимый запас по напряжению обеспечивается за счет снижения перетока мощности в сечении"
Рт < Р(1,15Пкр),
где ^(IJSL/^p) — переток активной мощности, при котором напряжение на промежуточных подстанциях имеет 15 %-ный запас по отношению к критическому напряжению;
3)	нагрузка любого элемента электрической сети не должна превышать допустимых значений (с учетом разрешенных перегрузок);
4)	переток мощности в любом сечении в рассматриваемом режиме не должен превышать предельный по динамической устойчивости переток в том же сечении при всех нормативных возмущениях:
р <рли" т — пр ’
„дни
где г пр — наименьший предел динамической устойчивости с учетом действия автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) при каждом из нормативных возмущений для данной схемы;
5)	коэффициент запаса но активной мощности в любом из установившихся послеаварийных режимов, возникших в результате нормативных возмущений, должен быть не менее 8 %, т.е,
(С - Рв.к -	- ‘/’нб + ДРПА)/РТ * 0,08 ,
ПЭВ
где гПр — предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении в данной послеаварий-ной схеме с учетом управляющих воздействий ПА, направленных на изменение пассивных параметров сети, например, отключение шунтирующих реакторов; в частности, он может совпасть с пределом в исходной схеме при возмущении в виде аварийного небаланса мощности; кРпб — наброс мощности в сечении, обусловленный аварийным небалансом
мощности Рнб; к =	' Рн6 ; /, J =
= 1,2 (i* jy Р^\, Р^г,	К fl — суммарные на-
грузки и частотные статические коэффициенты подсистем по разные стороны сечения; ДРПА — приращение перетока в сечении за счет управляющих воздействий АПНУ;
6)	в каждом узле и в каждом из нормативных послеаварийных режимов коэффициент запаса по напряжению должен быть не менее 10%, т.е. по аналогии с п. 2
(^пав-^кп)/г7пав^0.10>
где J7naB — напряжение в послеаварийном установившемся режиме, в том числе после действия устройств ПА, в узле схемы с наименьшим напряжением, откуда Рт < /(б/пав =1,1 UKp).
Зависимость перетока в исходном режиме от наименьшего напряжения в установившемся по-
§39.5]
РЕЗЕРВЫ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ МОЩНОСТИ ПРИ УПРАВЛЕНИИ РЕЖИМАМИ ЭЭС
43
слеаварийиом режиме строится на основе численного моделирования нормативных возмущений и действия ПА при различных исходных перетоках мощности в рассматриваемом сечении;
7)	нагрузка любого элемента электрической сети в любом нормативном послеаварийном режиме не должна превышать значений, допустимых в течение 20 мин.
Принято, что диспетчерский персонал в течение указанных 20 мин должен так скорректировать установившийся послеаварийный режим с пониженными запасами устойчивости и (или) перегрузками оборудования (пп. 5—7), чтобы обеспечить выполнение условий пп. 1—3. Для этого в соответствующих инструкциях для диспетчера приводятся максимально допустимые значения перетоков мощности в контролируемых (критических) сечениях в полной и ремонтных схемах и другие необходимые указания.
Не все перечисленные ограничения являются определяющими. В частности, токовые перегрузки в ЕЭС России возникают исключительно редко, так как из-за протяженности сетей условия обеспечения статической устойчивости вызывают больше ограничений. С динамической устойчивостью на межсистемных (т е., как правило, слабых) связях возникают проблемы гораздо реже, чем на связях отдельных крупных электростанций или энергоузлов с ЭЭС. Ограничения по напряжению чаще возникают иа более низких уровнях иерархии управления и совсем редко на уровне ЦДУ. На практике допустимый переток в сечении чаще всего определяется одним-двумя из перечисленных выше семи условий.
Вынужденный режим — режим, не отвечающий хотя бы одному из перечисленных условий (пп. I—7). Вынужденный режим не допускается в сечениях, примыкающих к АЭС. В остальных случаях работа с пониженными запасами устойчивости должна оформляться отдельным решением.
Послеаварийные режимы — режимы, возникающие в результате аварийного возмущения.
Можно, в частности, различать следующие послеаварийные режимы:
нормативный послеаварийный режим (аварийнодопустимый переток), характеризующийся запасами устойчивости, не меньшими, чем по пп. 5—7. Если эти запасы не соответствуют условиям нормального режима (пп. 1—4), то диспетчерский персонал должен их обеспечить за 20 мин,
установившийся послеаварийный режим с меньшими, чем по пп. 5—7, запасами. Такой режим может возникнуть, если предшествующий режим не соответствовал нормальному или (и) возмущение было тяжелее нормативных, вплоть до того, что согласно [39.20] допускалось нарушение устойчивости. При этом диспетчерский персонал также должен повышать запасы устойчивости до нормальных;
асинхронный режим — неустойчивый послеаварийный режим.
К наиболее тяжелым аварийным возмущениям относятся:
в нормальной схеме:
отключение элемента сети после многофазного КЗ и неуспешного АПВ;
отключение элемента сети после однофазного КЗ и отказа одного выключателя и действия устройства резервирования отказа выключателя;
одновременное отключение двух цепей двухцепной линии на общих опорах или двух линий, расположенных в общем коридоре более чем на половине длины более короткой линии;
возникновение аварийного небаланса мощности вследствие отключения генератора или блока генераторов с общим выключателем на стороне высшего напряжения, крупной подстанции или крупного потребителя, передачи постоянного тока или ее элемента и др. При этом значение аварийного небаланса мощности не должно превышать 50 % мощности наиболее крупной электростанции исследуемого района; или аварийного отключения нагрузки той же мощности;
в ремонтной схеме:
отключение элемента сети с многофазным КЗ и неуспешным АПВ;
возникновение аварийного небаланса мощности, значение которого не превышает мощности самого крупного энергоблока или двух генераторов одной реакторной установки АЭС, или аварийная потеря нагрузки той же мощности.
39.5. РЕЗЕРВЫ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ МОЩНОСТИ ПРИ УПРАВЛЕНИИ РЕЖИМАМИ ЭЭС
Планирование энергетических режимов включает в себя также определение резервов мощности, поскольку для существования режима необходим баланс мощностей в любой момент времени (тем более что при параллельной работе ЭЭС различных государств нарушение баланса в одной из них приводит к отклонениям от плана обменных мощностей и отклонению частоты, которая является общим параметром) и на этот баланс влияют различные случайные факторы, погрешности прогноза потребления, аварийные и (или) вынужденные отключения энергоблоков (с учетом продолжительности этих отключений).
Различают первичное и вторичное регулирование частоты и мощности, а также третичное регулирование мощности ЭЭС и соответственно резерв первичного регулирования (первичный резерв), резерв вторичного регулирования (вторичный резерв) и третичный резерв.
44
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
[Разд. 39
Первичное регулирование (ПР) состоит в том, что при отклонении частоты, вызванном случайным нарушением баланса активных мощностей, участвующие в ПР энергоблоки меняют свою генерацию под действием первичных регуляторов, обеспечивая быстрое восстановление баланса и соответственно частоты. ПР, будучи по своему характеру пропорциональным, регулирует частоту со статизмом, причем участие каждого энергоблока определяется его резервом, и его настраиваемым статизмом 5б = (ДЖом)/(дрб/рном.б)> гае/ном- д/. Ри„к, г,, &Рк— соответственно номинальная частота и ее отклонение, номинальная мощность блока и ее отклонение под действием ПР. Первичный резерв энергоблока — это часть диапазона регулирования от текущей до максимальной мощности (учитывая ограничитель). Различают также резерв на снижение мощности — от текущей до минимальной мощности блока.
Суммарный первичный резерв энергообъединения согласовывается и распределяется между партнерами пропорционально суммарной мощности вращающихся генераторов и соответствует такому небалансу активной мощности (в частности, максимальному нормативному), при котором отклонение частоты в квазиустановившемся послеаварийном режиме не превышает заданного согласованного значения. При этом нормируется также время ввода первичного резерва при максимальном небалансе мощности (десятки секунд). Указанное равносильно требованию иметь кажущийся (обобщенный) статизм каждой из ЭЭС (зон регулирования) объединения, исходя из предположения ее изолированной работы, не менее заданного -'эдс = = (д///)/(ДРээс/рээс)’ гДе/ д/> дрээс> рээс — частота ЭЭС перед возмущением, квазистационар-ное отклонение частоты, аварийный небаланс мощности, суммарная генерация мощности ЭЭС перед возмущением Кажущийся статизм ЭЭС определяется также регулирующим эффектом нагрузки по частоте.
Вторичное регулирование (ВР) частоты и мощности или регулирование сальдо ЭЭС с коррекцией по частоте воздействует на изменение генерации аварийной ЭЭС (зоны регулирования) так, чтобы ее системный параметр регулирования вернулся к нулю, т.е. ОР - t\P-yy~ + ^ЭЭС д/—* 0’ где Д^ЭЭС— от" клонение сальдо мощности ЭЭС от планового в результате возмущения; А'ээС =	— ко-
эффициент частотной статической характеристики ЭЭС; А/— отклонение частоты в объединении. ВР осуществляется пропорционально-интегральным центральным регулятором ЭЭС, но может выпол-
В некоторых странах его называют регулирующей энергией.
няться и вручную, для чего достаточно обеспечить вычисление в темпе процесса отклонения регулирования. Из выражения для отклонения регулирования видно, что в случае изолированно работающей ЭЭС ВР сводится к астатическому регулированию частоты. Подчеркивается, что при правильном определении Л'ээс в неаварийных ЭЭС значение отклонения регулирования останется равным нулю, так как мощность первичного регулирования (первый член) равна по величине частотной коррекции (второй член) и противоположно по знаку.
Резерв вторичного регулирования необходим для компенсации потери самого крупного энергоблока и случайных, нерегулярных отклонений нагрузки, поэтому на крутых участках графика потребления он должен быть больше, чем на пологих. Существует ряд рекомендаций по определению вторичного резерва. В ЕЭС России в насзощее время он не нормирован. Вторичный резерв должен вводиться в течение 5—15 мин, поэтому он может быть расположен на вращающихся агрегатах, на готовых к пуску или переводу в активный режим агрегатах ГЭС, ГАЭС, па ГТУ, а также может быть куплен (продан) у соседних ЭЭС. Для случаев возможных аварийных избытков мощности необходимо предусмотреть вторичный резерв на снижение, что может представлять трудности в часы провала суточного графика нагрузки.
Третичное регулирование мощности — это распределение мощности между энергоблоками и (или) электростанциями, участвующими во вторичном регулировании, с целью обеспечения своевременного и достаточного объема вторичного резерва и оптимального его размещения
Третичный резерв необходим для восстановления вторичного резерва, и он должен вводиться по мере уменьшения последнего, т.е. за те же 15 мин. Однако третичное регулирование может продолжаться после этого с целью оптимизации размещения вторичного резерва. Третичный резерв, как и вторичный, может покупаться и продаваться, часть резерва может быть организована несколькими соседними ЭЭС для последующего совместного использования. Так как вероятность одновременных аварий невелика, часть его может быть организована путем заключения соответствующего контракта со специфическими потребителями, часть нагрузки которых может быть отключена на несколько дней взамен на снижение тарифа в течение года.
Существенной особенностью ВР в ЕЭС России, представляющей собой протяженную структуру с относительно слабыми связями между регионами, является функция ограничения перетоков мощности в контролируемых сечениях в составе ИКС АРЧМ (центральной координирующей системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности), расположенной в ЦДУ ЕЭС России.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
45
Размещение вторичного резерва в интересах ЕЭС как целого осуществляется также с учетом ограничения пропускной способности сетей. Эти ограничения вынуждают иметь вторичный резерв в каждой ОЭС.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
39.1.	Электрические системы Электрические сети: Учеб, для электроэнергетических спец, вузов / В.А Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.; Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева. — 2-е изд., пе-рераб. и доп. М.: Высшая школа, 1998.
39.2.	Системы энергетические. Термины и определения: ГОСТ 21027—75* М.: Изд-во стандартов, 1987.
39.3.	Электрическая часть электростанции и электрической сети. Термины и определения; ГОСТ 24291—90. М.: Изд-во стандартов, 1991.
39.4.	Правила устройства электроустановок / Минтопэнерго РФ. — 6-е изд. М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.
39.5.	Электроэнергетика России (статистический обзор). М.: Информэнерго, 1998.
39.6.	Технический уровень электроэнергетики (1997 год). М.. Информэнерго, 1998.
39.7.	Дьяков А.Ф., Окин А.А., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энергообъедине-ннямн. М.. Изд-во МЭИ, 1996
39.8.	Семенов В.А. Оптовые рынки электроэнергии за рубежом. Аналитический обзор. М.: Научноучебный центр ЭНАС, 1998.
39.9.	Новая энергетическая политика России. М.: Энергоатомиздат, 1995.
39.10.	Арзамасцев Д.А., Липес А.В., Мызин А.Л. Модели оптимизации развития электроэнергетических систем. М.. Высшая школа, 1987.
39.11	Сценарии развития электроэнергетики России / Е.А. Волкова, А.А. Макаров и др. И Вестник электроэнергетики 1995. № 3. С. 7—13.
39.12.	Совместное исследование альтернатив развития электроэнергетики Инвестиционная программа для России. Москва — Вашингтон, 1995.
39.13.	Справочник по проектированию развития электроэнергетических систем / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А Илларионов и др., Под ред. С.С. Рокотяна и И М Шапиро. — 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985.
39.14.	Карташев И.И. Качество электроэнергии в системах электроснабжения. Способы его контроля и обеспечения. М : Изд-во МЭИ, 2001.
39.15.	Электрическаи энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения: ГОСТ 13109—97 М.: Изд-во стандартов, 1997.
39.16.	Железко Ю.С. Присоединение потребителей к электрической сети общего назначения И Технология ЭМС. 2003.
39.17.	Железко Ю.С. Влияние потребителей на качество электроэнер! ии в сети и технические условия на их присоединения И Промышленная энергетика. 1991 №8.
39.18.	Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: Методы анализа и управления. М.: Энерго-атомиздат, 1990.
39.19.	Гидроэнергетика/В.И. Обрезков, Н.К. Малинин, Л.А. Кароль и др.; Под ред. В.И. Обрезкова М. Эиергоиздат, 1981
39.20.	Руководящие указания по устойчивости энергосистем. М.. ОРГРЭС, 1994
Раздел 40
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
СОДЕРЖАНИЕ
40.1.	Схемы электрических соединений...... 46
Общие положения (46). Нормативные материалы (47). Выбор главных схем (47). Выбор схем собственных нужд (48).
40.2.	Схемы КЭС........................... 48
Общие сведения (48). Схемы на генераторном напряжении (48). Схемы на повышенных напряжениях (49). Примеры схем КЭС (50).
40.3.	Схемы ТЭЦ........................... 50
Общие сведения (50). Схемы на генераторном напряжении (54). Схемы на повышенных напряжениях (54) Примеры схем ТЭЦ (55).
40.4.	Схемы АЭС........................... 55
Общие сведения (55) Примеры схем АЭС (57).
40.5.	Схемы ГЭС и ГАЭС.................... 57
Общие сведения (57). Схемы ГЭС (62).
Схемы ГАЭС (63). Примеры схем ГЭС и ГАЭС (63)
40.6.	Схемы подстанций.................... 63
Общие сведения (63). Схемы на высшем напряжении (67). Схемы на низшем напряжении (67).
40.7.	Собственные нужды электростанций и подстанций................................ 67
Общие сведения (67). Собственные нужды КЭС (71). Собственные нужды ТЭЦ (73).
Собственные нужды АЭС (75). Собственные нужды ГЭС и ГАЭС (79). Собственные нужды подстанций (88).
40.8.	Координация уровней токов КЗ на электростанциях и подстанциях............ 90
Общие сведения (90). Уровни токов КЗ и динамика их изменения (90). Параметры электрооборудования и динамика их изменения (91). Технико-экономические характеристики электрооборудования (94) Методы и средства ограничения токов КЗ (96). Вопросы оптимизации и прогнозирования уровней токов КЗ (99) Методика координации уровней токов КЗ (100).
40.9.	Выбор электрических аппаратов и проводников............................ 101
Расчетные условия (101). Выбор по условиям рабочих продолжительных режимов (103). Проверка на электродинамическую стойкость (104). Проверка на термическую стойкость (108). Проверка на коммутационную способность (110). Сводные данные условий выбора и проверки электрических аппаратов и проводников (111).
Список литературы...................... 115
40.1. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Выбор схем электрических соединений является важным и ответственным этапом проектирования электростанций (ЭС) и подстанций (ПС). Различают главные схемы и схемы собственных иужд. От выбранной схемы зависит надежность работы электроустановки, ее экономичность, оперативная гибкость (т.е. приспособляемость к изменяющимся условиям работы) и удобство эксплуатации, безопасность обслуживания, возможность расширения.
На выбор схем электрических соединений электростанций и подстанций влияет ряд факторов:
тип, назначение и месторасположение электростанции или подстанции в энергосистеме (ЭЭС);
число и мощность генераторов, силовых трансформаторов и линий;
наличие, мощность и энергопотребление местной нагрузки;
требуемая степень надежности электроснабжения потребителей (категория электроприемников);
схемы и напряжения прилегающих сетей энергосистемы;
уровень токов короткого замыкания (КЗ),
наличие оборудования нужных параметров и надежность его работы:
размер ущерба потребителей при нарушении их электроснабжения и недоотпуске электроэнергии, станционного ущерба при недовыработке электроэнергии, а также системного ущерба из-за ухудшения режимов работы энергетических систем при отказе их элементов.
§40,1]
СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
47
НОРМАТИВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
При проектировании ЭСТ и ПС следует руководствоваться рядом нормативных материалов, среди них'
Правила устройства электроустановок (ПУЭ);
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ);
Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок (ПТБ);
Нормы технологического проектирования (НТП) электрических станций и подстанций (по видам электроустановок);
Руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем;
Руководящие указания по устойчивости энергосистем;
Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования.
ВЫБОР ГЛАВНЫХ СХЕМ
Выбор главных схем электрических соединений электростанций и подстанций производится на основании утвержденных схемы развития энергосистемы и схемы развития электрических сетей прилегающего района на планируемое пятилетие с перспективой до 10 лет.
По условиям и требованиям электробезопасности электрические сети подразделяются на сети напряжением до 1 кВ (до 1000 В) и сети напряжением свыше 1 кВ (свыше 1000 В). Однако в практике работы электроэнергетических систем как в нашей стране, так и за рубежом электрические сети принято подразделять на сети низкого напряжения (НН) (до 1 кВ); сети среднего напряжения (СН) (3—35; 66 кВ); сети высокого напряжения (ВН) (ПО—220 кВ), сети сверхвысокого напряжения (СВН) (330—750 кВ) и сети ультравысокого напряжения (УВН) (свыше 1000 кВ).
Если ЭС или ПС имеют несколько (два или более) распределительных устройств (РУ) напряжением выше I кВ, то их называют по уровню номинального напряжения (например, РУ 10, ПО или 220 кВ) либо РУ с наиболее низким напряжением обозначают «РУ низшего напряжения» (РУНН), а другие РУ соответственно относительному уровню их напряжения — «РУ среднего напряжения» (РУСН) и «РУ высшего напряжения» (РУВН). В ряде случаев все РУ с номинальным напряжением выше напряжения РУНН обобщенно именуются РУ повышенных напряжений.
В схеме развития ЭС приводятся напряжения сетей, в которые выдается электроэнергия электростанций; графики нагрузки (зимний, летний, паводковый) в рабочие и выходные дни на каждом из напряжений; число часов использования максимума
нагрузки; предварительные данные о расчетных перетоках мощности между сетями различных напряжений и распределении генераторов (источников) по сетям; схема сетей и число линий на каждом напряжении; уровни токов КЗ в РУ повышенных напряжений ЭС; требования к схеме электрических соединений ЭС с точки зрения устойчивости ЭЭС; предельно допустимая по условию резерва в системе и пропускной способности внутрисистемных и межсистемных связей теряемая мощность при повреждении любого выключателя схемы (включая секционные и шиносоединительные)
Перечисленные данные указываются для каждого из характерных этапов развития электростанций и ЭЭС.
В схеме развития электрических сетей определяются номинальные напряжения сетей, район размещения ПС; число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов, а также пределы регулирования напряжения; уровни напряжений на шинах ПС; уровни токов КЗ; число, назначения и нагрузки отходящих от ПС линий; предварительная принципиальная схема электрических соединений ПС; необходимость в источниках реактивной мощности, а также их тип, количество и мощность.
На электростанциях устанавливаются, как правило, трехфазные двухобмоточные трансформаторы, а также трех- и однофазные автотрансформаторы (АТ). Для крупных блоков допускается параллельное включение под один выключатель двух трехфазных двухобмоточных трансформаторов В схемах укрупненных блоков, когда необходимо ограничить уровень токов КЗ, используются трансформаторы с расщепленной обмоткой НН. Автотрансформаторы на электростанциях устанавливаются для связи между РУ повышенных напряжений или, что значительно реже, применяются в качестве блочных элементов. Использование трехобмоточных трансформаторов (в настоящее время они выпускаются мощностью до 80 МВ • А) обосновывается технико-экономическими расчетами.
Мощность повышающих трансформаторов должна быть достаточной для выдачи всей избыточной мощности электростанции в сети повышенных напряжений в часы минимума местной нагрузки (включая выходные дни и ночные часы). Отступление от этого правила обосновывается техникоэкономическими расчетами. При выборе трансформаторов связи теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) с энергосистемой должны учитываться требования обеспечения надежности питания нагрузок генераторного напряжения и выдачи мощности по тепловому графику в нерабочие дни. Должны быть также учтены ограничения по технологическому минимуму работы ЭС.
48
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
На ПС устанавливаются, как правило, трехфазные двухобмоточные и трехобмоточные трансформаторы или АТ.
При проектировании схем электрических соединений электростанций и ПС определяется оптимальный вариант (в наибольшей степени удовлетворяющий изложенным выше требованиям). В общем случае выбор схем производится на основе сравнения технико-экономических показателей вариантов.
При сравнении вариантов целесообразно учитывать затраты только по различающимся элементам в схемах. Варианты схем, отличающихся по затратам на 3—5 %, считаются равноэкономичными.
ВЫБОР СХЕМ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Схемы собственных нужд (с.н.) выбираются в зависимости от типа, мощности и характеристик электроустановки, ее главной схемы, состава и мощности механизмов с.и., требований к надежности электроснабжения При выборе схем с.н руководствуются НТП для соответствующих электроустановок с учетом конкретных условий проектируемых ЭС и ПС. При этом тщательно анализируются возможные режимы и надежность работы системы с.н при пусках и остановах основного энергетического оборудования, при работе электроустановки в нормальном и ремонтном режимах, а также во время возможных аварийных и послеаварийных режимах. Анализируются варианты схем, исключающие, в оговоренных расчетных условиях, возникновение общестанционных и системных аварий вследствие ненадежной работы системы с.н. электростанции. Оптимальный вариант схемы определяется по минимуму затрат с учетом возможного ущерба
40.2. СХЕМЫ КЭС
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Конденсационные электростанции (КЭС) исторически получили наименование государственных районных электрических станций (ГРЭС) Они проектируются с агрегатами мощностью 100, 160, 200, 300, 500, 800, 1000 и 1200 МВт. имеющими номинальное напряжение генераторов (генераторное напряжение) 10,5—24 кВ. Основными агрегатами, используемыми на большинстве КЭС, являются серийно изготавливаемые агрегаты 200, 300, 500 и 800 МВт. Установленная мощность типовых электростанций составляет 2400—6400 МВт Ввод в работу таких электростанций возможен только в мощных ЭЭС.
В последнее время в связи с переходом к рыночным отношениям наметилась тенденция к сни
жению мощности отдельных электростанций и их агрегатов с широким использованием парогазовых (ПГУ) и газотурбинных (ГТУ) установок
При проектировании электрических схем КЭС учитывается, что они, как правило, всю вырабатываемую электроэнергию, за исключением потребления электроэнергии на собственные нужды, выдают в сети повышенных напряжений Необходимо также учитывать наличие технологического минимума в работе агрегатов (40—60 % номинальной мощности).
СХЕМЫ НА ГЕНЕРАТОРНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Схемы КЭС на генераторном напряжении строятся по блочному принципу с питанием с н блока от своей сети генераторного напряжения. Параллельная работа блоков осуществляется на повышенном напряжении. С учетом наличия оборудования и ограничений, налагаемых системой, блоки выполняются простыми, укрупненными и объединенными.
Варианты блоков приведены на рис. 40.1, где а—е — простые блоки, ж, з — укрупненные блоки, и — объединенный блок. Количество выключателей на высшем и среднем напряжениях блока зависит от принятой схемы РУ на этих напряжениях. Установка выключателя или выключателя нагрузки между генератором и двухобмоточным трансформатором блока должна иметь технико-экономическое обоснование
Мощность трансформаторов (автотрансформаторов) блоков согласуется с мощностью генераторов так, чтобы обеспечить выдачу всей установленной мощности генераторов за вычетом собственных нужд, в сеть повышенного напряжения.
Номинальная мощность АТ связи между сетями ВН и СП выбирается по расчетной проходной мощности с учетом допустимых перегрузок АТ.
Для блочных двухобмоточных трансформаторов, как правило, требуется устройство регулирования (переключения) напряжения без возбуждения (ПВБ) или под нагрузкой (РПН), трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы (как блочные, так и связи) должны иметь устройства РПН на одном из повышенных напряжений.
При установке в блоках трехфазных трансформаторов предусматривается один резервный непри-соедииенный трансформатор на шесть и более рабочих трансформаторов. При установке в блоках групп однофазных трансформаторов предусматривается резервная фаза, которая заказывается с первым блоком. При установке одной или двух групп однофазных автотрансформаторов связи должна одновременно устанавливаться резервная фаза. Резервные трансформаторы (АТ) устанавливаются на
§ 40.2]
СХЕМЫ КЭС
49
фундаменте, должна быть предусмотрена возможность их перекатки на место поврежденного трансформатора (АТ).
На КЭС должно быть, как правило, не более двух РУ повышенных напряжений. Эти РУ связываются между собой с помощью АТ или (в частных случаях при относительно небольших мощностях генераторов или мощности перетока между сетями ВН и НН) с помощью трехобмоточных трансформаторов, если мощность, отдаваемая на одном напряжении, составляет не менее 15 % мощности, отдаваемой на другом напряжении. Указанные трансформаторы (АТ) могут включаться как по схеме блока генератор—трансформатор (АТ), так и в виде отдельных трансформаторов (АТ) связи.
Номинальные мощности блочных трансформаторов $т ном, блочных АТ Здтбл ном и связи $АТсв ном выбираются по выражениям:
*$т.ном — I *^г.ном ~ •S'c.H.maxI’
С ,	г ном
^АТбл ном — тип
V >9
АТсв.ном — переток расч ’
где 5Г ном — номинальная мощность генератора; 5',. „ ,„.,v — максимальная мощность с.н.,	— ко-
эффициент типовой мощности; •5'г,ерег()К расч — расчетный переток мощности через автотрансформатор связи.
СХЕМЫ НА ПОВЫШЕННЫХ НАПРЯЖЕНИЯХ
В соответствии с действующими НТП к схемам РУ 35—750 кВ КЭС предъявляются следующие требования по надежности электроснабжения:
1)	на блочных электростанциях повреждение или отказ любого из выключателей, а также повреждение на развилке шинных разъединителей не должны, как правило, приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий (при этом должна быть обеспечена устойчивость ЭС или ее части);
2)	отказ выключателя в отключении другого поврежденного выключателя данного РУ, а также совпадение отказа или повреждения одного из выключателей с ремонтом другого не должны приводить к отключению более двух энергоблоков и линий (при этом должна быть обеспечена устойчивость ЭС или ее части);
3)	повреждение или отказ любого выключателя не должны, как правило, приводить к отключению более одной цепи (двух линий) двухцепного транзита 110 кВ и выше,
4)	отключение линий электропередачи должно, как правило, производиться не более чем двумя выключателями; повышающих трансформаторов, трансформаторов (АТ) связи и трансформаторов с.н. — не более чем двумя выключателями РУ каждого повышенного напряжения. При прочих равных условиях предпочтение следует отдавать схеме, в которой отключение отдельных цепей осуществляется меньшим числом выключателей;
5)	должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей напряжением НО кВ и выше без отключения соответствующих присоединений;
6)	при питании от данного РУ двух резервных трансформаторов с.н. должна быть исключена возможность отключения обоих трансформаторов.
При прочих равных условиях предпочтение должно отдаваться более простому и экономичному варианту как по конечной схеме, так и по этапам ее развития, требующему меньшего числа операций, выполняемых выключателями и разъединителями при режимных и ремонтных переключениях, а также при отключении поврежденных участков в аварийных режимах. При выборе схем рекомеп-
50
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
дуется проверять возможность присоединения одного или нескольких блоков по схеме генератор— трансформатор—линия (ГТЛ) к шинам районных подстанций с установкой генераторного выключателя, а также с установкой или без установки выключателя ВН.
В РУ с небольшим числом присоединений (до четырех) применяются следующие схемы: мостик, треугольник, четырехугольник. Допускаются присоединения к магистральным линиям напряжением 220 кВ и выше (при достаточных обоснованиях). Компоновка РУ с указанными схемами должна предусматривать возможность перехода на схемы полного развития.
Для РУ с большим числом присоединений рекомендуются следующие схемы. При напряжениях 35—220 кВ: две системы шин с обходной (рис. 40.2, а—в); одна секционированная система шин с обходной (рис. 40 2, г), при напряжении 35 кВ обходная система шин не предусматривается, за исключением РУ 35 кВ особо ответственных потребителей первой категории при соответствующем обосновании; блочные схемы ГТЛ (рис. 40.2, д, е). В схемах с одной секционированной системой шин в секционной цепи рекомендуется установка двух последовательно включенных выключателей.
В РУ с двумя системами сборных шин с обходной шины не секционируются при числе присоединений (линий, трансформаторов) менее 12, секционируется выключателем на две части одна из систем шин при числе присоединений 12—16, при большем числе присоединений обе рабочие системы шин секционируются выключателями на две части.
Обходная система шин в РУ ПО—220 кВ охватывает выключатели всех линий и трансформаторов. В схеме с одной секционированной системой сборных шин используются отдельные обходные выключатели на каждой секции шин. В схеме с двумя системами сборных шин при отсутствии секционирования используется отдельный обходной выключатель, а при наличии секционирования — отдельные обходной и шиносоединительный выключатели на каждой секции. Ранее [40.1] допускалось использование совмещенных обходных и шиносоединительных выключателей на каждой секции. В закрытых РУ (ЗРУ) допускается иметь отдельные шиносоединительные и обходные выключатели, если их совмещение конструктивно невозможно.
При напряжениях 330—750 кВ применяют: блочные схемы (ГТЛ—РУ понижающей подстанции);
две системы шин с четырьмя выключателями на три цепи (схема 4/3) (рис. 40.2, ж);
две системы шин с тремя выключателями на две цепи (схема 3/2) (рис. 40.2, з);
блочные схемы ГТЛ с уравнительно-обходным многоугольником (рис. 40.2, и);
схемы многоугольников с числом присоединений, как правило, до четырех, иногда до шести согласно [40.1] (рис. 40.2, к);
схемы связанных многоугольников с двумя связывающими перемычками с выключателями в них (рис. 40.2, л),
другие схемы — при надлежащем обосновании.
ПРИМЕРЫ СХЕМ КЭС
Характерные электрические схемы действующих КЭС приведены на рис. 40.3—40.6. Схемы различаются мощностью блоков, наличием (или отсутствием) генераторных выключателей блоков, числом отходящих линий и характером связи между сетями ВН и СН.
Наличие устройства регулировки напряжения под нагрузкой трансформатора (автотрансформатора) указывается стрелкой. Расположение стрелки для частного случая трехобмо точного трансформатора дано в ГОСТ 2.723—68. В § 40.3—40.6 данного раздела принято общее обозначение расположения стрелки.
40.3.	СХЕМЫ ТЭЦ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
При проектировании электрической части теплоэлектроцентралей необходимо учитывать следующие их особенности:
1)	ТЭЦ сооружаются вблизи или на территории промышленных объектов и городов возможно ближе к тепловой нагрузке;
2)	значительная часть электроэнергии, вырабатываемой ТЭЦ, выдается местной нагрузке (в радиусе 5—10 км) на генераторном напряжении. Исключение составляют ТЭЦ блочного типа с крупными агрегатами, а также ТЭЦ смешанного типа с блочной и неблочной частью главной схемы.
Структурная схема ТЭЦ приведена на рис. 40.7. На схеме показаны генераторы (Г), система (С), РУ высшего и низшего напряжений (РУВН, РУНН), нагрузка (НГ), потребители собственных нужд (с.н ), котлы (К), турбины (Т), питательная вода (ПВ). Блочная часть схемы (показана пунктиром) добавляется к схемам действующих ТЭЦ при расширении их за счет крупных агрегатов по 100—250 МВт. Блочная схема принимается также при проектировании новых мощных ТЭЦ с крупными агрегатами.
С учетом необходимости питания местной нагрузки генераторное напряжение ТЭЦ с поперечными связями по пару и в электрической схеме (ТЭЦ неблочного типа) принимается равным 10 или 6 кВ. В блочной части генераторное напряжение определяется параметрами устанавливаемых серийных генераторов.
Схемы ТЭЦ проектируются в увязке со схемами электроснабжения соответствующих промышлен-
6 40.3]
СХЕМЫ ТЭЦ
51
Рис. 40.2. Схемы КЭС на повышенных напряжениях:
OCIII — обходная система шин; ШСВ — шиносоединительный выключатель; 1CI11 — первая система шин; 2СШ — вторая система шин; ЛЭП — линия электропередачи
52
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд 40
Рнс. 40.3. Схема КЭС мощностью 2400 (12x200) МВт
♦	220 кВ	'1
ёнее
ТРДНС-40000/35
ТВВ-1200-2 1200 МВт 24 кВ
500 кВ
ТРДН-32000/220
ТРДЦН-с.н. 63000/220
ТЦ-400000/ 220
Рнс. 40.4. Схема КЭС мощностью 4800 (8x300 + 2x1200) МВт
ЗхОРЦ I I
533000/ ZyX /уХ ТЦ-500	АхА	400000/
500
ЗхАОДЦТН-267000/500/ 220
РВК-20/ 12500 ВВ-2О-115/12000
ТВВ-320-2 300 МВт 20 кВ
ТРДНС-25000/35
§40 3]
СХЕМЫ ТЭЦ
53
Рис. 40.5. Схема КЭС мощностью 4000 (8x500) МВт
ЗхАОДЦТН-667000/1150/500
РВП-500/3200
ВНВ-500-63/3200
ТЦ-1000000/500
КАГ-24-30/30000
К подстанции 220 кВ энергосистемы
ТВВ-800-2 800 МВт; 24 кВ
ТРДЦН-63000/220
ВРУ 1150 кВ
Рнс. 40.6. Схема КЭС мощностью 6400 (8x800) МВт
54
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
Рис. 40.7. Структурная схема ТЭЦ
ных предприятий или городов и схемами распределительных сетей. Отказ любого из выключателей схемы не должен приводить к нарушению устойчивости работы электростанции и энергосистемы, к нарушению электро- и теплоснабжения потребителей ТЭЦ с учетом наличия резерва в энергосистеме.
Для связи с энергосистемой ТЭЦ неблочного типа, имеющих РУНН, обычно устанавливаются два или большее число трансформаторов с РПН. Суммарная мощность трансформаторов выбирается по условию
С > I С — С	 С I
г ном — I — г.уст - с.и.max —нгппп I» где 5 густ — установленная мощность генераторов; ,S'r „	— максимальная нагрузка с.н.; 5	—
минимальная по суточному графику нагрузка потребителей генераторного напряжения.
Нагрузка потребителей генераторного напряжения складывается из активной и реактивной нагрузок
—нг ^нг + -/С?нг'
При выборе мощности трансформаторов учитывается следующее:
1)	если мощность на тепловом потреблении меньше установленной мощности генераторов и выдача всей мощности ТЭЦ в систему при минимуме нагрузки генераторного напряжения требуется только при кратковременных режимах в системе, то при выборе трансформаторов может быть учтена их допустимая перегрузка;
2)	трансформаторы должны быть проверены на режим питания нагрузки генераторного напряжения как в нормальном режиме, так и при отказе одного из генераторов. Мощность трансформато
ров выбирается с учетом их нагрузочной способности в нормальном режиме и работы с допустимой аварийной перегрузкой при отказе одного из генераторов или трансформаторов;
3)	в период паводка возможно снижение загрузки генераторов ТЭЦ за счет большей загрузки агрегатов гидроэлектростанций (ГЭС).
Блочные трансформаторы выбираются с учетом мощности генератора блока, нагрузки с.н. и местной нагрузки, если она подключена на ответвлении к блоку.
СХЕМЫ НА ГЕНЕРАТОРНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Распределительные устройства генераторного напряжения (ГРУ) выполняются, как правило, с одной системой сборных шин (рис. 40.8, а), при этом рекомендуется использовать комплектные распределительные устройства (КРУ) и групповые сдвоенные реакторы для питания потребителей (рис. 40.8, б, в). Ранее при проектировании ТЭЦ, особенно при большом числе присоединений генераторного напряжения, широко использовали схему с двумя системами сборных шин (рис. 40. 8, г, б). В отдельных случаях была использована также схема звезда с уравнительной системой шип (рис. 40.8, е).
Трансформаторы связи ТЭЦ с системой должны иметь устройства РПН. Для ограничения токов КЗ в сети генераюрного напряжения рекомендуется использовать сдвоенные реакторы на линиях и одинарные реакторы между секциями.
На реакт ированных линиях должна, как правило, применяться следующая схема соединения элементов: шины—реактор—выключатель—линия. Схема шины—выключатель—реактор—линия допускается к применению прн расширении действующих ТЭЦ, ранее выполненных с такой же схемой.
При необходимости глубокого ограничения уровней токов КЗ допускается раздельная работа секций ГРУ с обеспечением параллельной работы агрегатов ТЭЦ на повышенном напряжении, при этом, однако, должно быть обеспечено надежное питание потребителей ТЭЦ.
Блочная часть ТЭЦ выполняется аналогично схемам КЭС (рис. 40.8, в).
Выключатель на ответвлении к трансформатору собственных нужд не ставится в случае выполнения ответвления закрытым пофазно экранированным токопроводом.
СХЕМЫ НА ПОВЫШЕННЫХ НАПРЯЖЕНИЯХ
Для ТЭЦ на повышенных напряжениях рекомендуются к использованию те же схемы, что и для КЭС (см. § 40.2) с соответствующими номинальными напряжениями сетей. С учетом единичных мощ-
§40.4]
СХЕМЫ АЭС
55
шнв
'нГ(с.н.)
1 НГ (с.н.)
НГ (с.н.)1
Рис. 40.8. Схемы ТЭЦ на генераторном напряжении:
ШНВ — шунтирующий выключатель; ШНР — шунтирующий разъединитель; СВ — секционный выключатель;
СР — секционный реактор; IC, 2С, ЗС — номера секций
ностей используемых агрегатов (не более 250 МВт) высшее напряжение ТЭЦ обычно принимается равным НО или 220 кВ.
ПРИМЕРЫ СХЕМ ТЭЦ
Характерные электрические схемы действующих ТЭЦ — неблочные, смешанные и блочные — приведены на рис. 40.9—40.12, где указаны параметры основного оборудования и параметры сетей.
40.4.	СХЕМЫ АЭС
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Атомные электростанции (АЭС) подразделяются на конденсационные (АКЭС) и теплофикацион
ные (АТЭЦ) В настоящее время преимущественно используются АКЭС
К электрическим схемам АЭС предъявляются те же общие требования, что и к схемам КЭС и ТЭЦ (см. § 40.2, 40.3). Повышенные требования предъявляются к надежности работы системы с.н., а также к системам контроля и управления технологическим процессом, безопасное । и обслуживания
Схемы АЭС строятся по блочному принципу. Между генератором и трансформатором блока устанавливается выключатель Отказ от его установки должен иметь обоснования. При отсутствии выключателя на необходимый ток отключения допускается применение выключателя нагрузки. Мощность блочных трансформаторов согласуется с мощностью генераторов блока. Иа шесть и более блочных трехфазных трансформаторов предусматривается
56
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд 40
Рнс. 40.8. Продолжение
один резервный неприсоединенный, заказываемый одновременно с оборудованием второго блока. При установке на АЭС групп однофазных блочных трансформаторов предусматривается резервная фаза, заказываемая одновременно с оборудованием первого блока. При установке на АЭС одной группы однофазных АТ связи предусматривается резервная
фаза, при двух группах резервная фаза не предусматривается.
Для ВН АЭС рекомендуются те же схемы, что и для КЭС (см § 40.2). Кроме этих схем для РУ 330— 750 кВ рекомендуются схемы ГТЛ — РУ подстанции при длине линии до 5 км, схемы связанных многоугольников с числом присоединений к каж-
640.5]
СХЕМЫ ГЭС И ГАЭС
57
е)
Рис. 40.8. Окончание
дому из них до шести и с двумя связывающими перемычками с выключателями в них. При наличии на АЭС двух РУ повышенного напряжения они могут работать без автотрансформаторов связи с параллельной работой через районные сети. На АЭС могут быть два РУ одного и того же повышенного напряжения с параллельной работой через районную сеть.
ПРИМЕРЫ СХЕМ АЭС
Характерные электрические схемы действующих АЭС с различным основным оборудованием приведены на рис. 40.13—40.16.
40.5.	СХЕМЫ ГЭС И ГАЭС
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Гидроэлектростанции и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) по условиям технологического процесса, режиму работы в энергосистеме, параметрам оборудования, компоновочным решениям и другим показателям существенно отличаются от тепловых электростанций (ТЭС).
При проектировании электрической части ГЭС учитываются следующие их особенности:
1)	выдача (как правило) всей вырабатываемой электроэнергии (на ГЭС средней и большой мощности) в сеть повышенного напряжения;
58 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)[Разд. 40
Рис. 40.9. Схема ТЭЦ мощностью 876 (2x63 + 3x250) МВт
Рис. 40.10. Схема ТЭЦ мощностью 280 (3x60 + 1x100) МВт
§40.5]
СХЕМЫ ГЭС И ГАЭС
59
Рис. 40.11. Схема ТЭЦ мощностью 570 (4x50 + 1X100 + 2x135) МВт
Рис. 40.12. Схема ТЭЦ мощностью 496 (2x60 + 2x63 + 1x100 + 1X150) МВт
60
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд 40
ТЦ-1250000/330
330 кВ
750 кВ
ТРДНС-63000/35
ТРДНС-25000/35
ЗхАОДЦТН-333000/750/330
ВНВ-330-40/3200
РНД(З)-330/3200
КАГ-24-30/30000
ТРДН-63000/330
ТВВ-1000-4
1000 МВт; 24 кВ
К блочным с.н.
К общестанционным с.н.
ЗхРОДЦ-110000/750
РПД-750/ 3200
ЗхОРЦ-417000/750
ВВБ-750-40/3200
ВО-750-40/500
Рис. 40.13. Схема АЭС мощностью 4000 (4x1000) МВт с реакторами ВВЭР-1000
ЗхОДЦТНП-92000/150
ТРДЦН-63000/220
ЗхАОДЦТН-167000/500/220
РНД(З)- ' 220/3200
ВНВ-220-63/3200
К блочным с.н.
К общестанционным с.н.
РПД-500/3200
ВНВ-500-63/3200
ТЦ-630000/ 500
КАГ-24-30/30000
ТВВ-1000-4 1000 МВт 24 кВ
ТРДНС-63000/35
ТРДНС-25000/35
Рис. 40.14. Схема АЭС мощностью 6000 (6x1000) МВт с реакторами ВВЭР-1000
§40.5]
СХЕМЫ ГЭС И ГАЭС
61
РНД(3)-35/1000
ВВУ-35-40/2000
АТДЦТН-200000/330/110
КОРУ ПО кВ
ТРДЦН-63000/220
ТРДНС-63000/35
ТРДН-63000/330
РП-330/3200 ВНВ-ЗЗО-63/3200
ЗхАОДЦТН-333000/750/330
ЗхОДЦТНП-92000/150
РВП(З)-20/12500
ВВГ-20-160/12500
ТРДНС-63000/35
750 кВ
ТРДНС-63000/35
ВО-750-40/500
КАГ-24-30/30000
ТВВ-800-2
800 МВт; 24 кВ
ЗхРОДЦ-110000/750
ЗхОРЦ-333000/750
РПД-750/3200 ВНВ-750-63/3200
Рнс. 40.15. Схема мощностью АЭС 6400 (8x800) МВт
62
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд 40
РНД(З)- 220 кВ 220/3200
ВВБК-220Б-50/3200
ЗхАОДЦТН-167000/500/220
ТРДЦН-63000/220
500 кВ.
К блочным и общестанционным с.н.
ТРДНС-63000/35
КАГ-24-30/30000
ТВВ-1200-2
24 кВ
РПД-500/3200 ВНВ-500-63/3200
ЗхРОДЦ-60000/500
ЗхОРЦ-533000/500
Рис. 40.16. Схема АЭС мощностью 7200 (6x1200) МВт с реакторами ВВЭР-1000
2)	простота технологического процесса с высокой степенью автоматизации работы оборудования;
3)	высокая мобильность и маневренность оборудования: для разворота, синхронизации и набора нагрузки требуется I—5 мин, при необходимости автоматический ввод в работу отключившихся по той или иной причине исправных агрегатов может быть осуществлен за 10—30 с; нет ограничений по технологическому минимуму нагрузки.
СХЕМЫ ГЭС
Электрические схемы ГЭС строятся, как правило, по блочному принципу. Учитывая режим работы ГЭС в системе, маневренность и мобильность агрегатов и необходимость уменьшения капиталовложений, помимо одиночных блоков широко применяют укрупненные блоки с подключением нескольких генераторов к одному повышающему трансформатору (обычного исполнения или с расщепленными обмотками НН), а также объединенные блоки (см. § 40.2). В укрупненных и объединенных блоках в цепях генераторов устанавливаются выключатели или выключатели нагрузки. В отдельных случаях при обеспечении условий групповой синхронизации возможна установка только разъединителей. На генераторном напряжении блоков выполняются ответвления для питания с.н.
Выключатели или выключатели нагрузки устанавливаются в цепях генераторов в следующих случаях:
при подключении генераторов к ЛТ или трехобмоточным трансформаторам;
при подключении блоков к РУ на стороне ВН через два выключателя, когда отключение блока изменяет схему подключения других присоединений (схема 3/2, 4/3, многоугольники и др.);
в укрупненных и объединенных блоках, когда это диктуется режимными условиями или условиями пуска, останова и синхронизации генераторов. Отказ от установки указанных аппаратов в этих блоках должен быть обоснован. В общем случае во всех блоках, как правило, устанавливаются выключатели между генераторами и повышающими трансформаторами.
К схемам ГЭС на повышенных напряжениях предъявляются практически те же требования, что и к схемам КЭС (см. § 40.2).
Главные схемы ГЭС согласно [40 3] проектируются на основании исходных данных заказчика и выполненной институтом «Энергосегьнроект» работы «Схема выдачи мощности проектируемой электростанции в энергосистему».
Согласно [40.3] схема должна предусматривать отключение линий электропередачи с одного конца, как правило, не более чем двумя выключателями, отключение блока не более чем тремя выключателями РУ повышенного напряжения, отключение трансформаторов (автотрансформаторов) связи РУ
340.6]
СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ
63
различных напряжений не более чем четырьмя выключателями в РУ до 500 кВ н не более чем тремя выключателями в РУ 750 кВ.
Должна быть предусмотрена возможность вывода в ремонт выключателей повышенных напряжений без отключения соответствующих присоединений. Исключение из этого правила допускается только для ГЭС местного значения с ВН 110 кВ при стесненных условиях размещения открытых РУ (ОРУ) вблизи здания ГЭС.
Отказ любого выключателя, даже в период ремонта любого другого выключателя, не должен приводить к потере такого числа блоков и линий электропередачи, которое может вызвать нарушение устойчивости параллельной работы ГЭС и ЭЭС или нарушение системных и межсистемных перетоков. Отказ любого выключателя не должен приводить к отключению двух линий одного направления двухцепного транзита.
Для РУ ПО кВ и выше НТП для ГЭС рекомендуют следующие схемы:
на напряжениях 110—220 кВ: мостик, сдвоенный мостик (для РУ НО кВ, см § 40.6), четырехугольник (для РУ 220 кВ, см. § 40.6), одна секционированная система шин с обходной, две несекционированные системы шин с обходной, две секционированные системы шин с обходной, ответвления от проходящих линий электропередачи;
для элегазовых КРУ (КРУЭ) рекомендуются схемы: одна секционированная система шин, две несекционированные системы шин;
на напряжениях 330—750 кВ: трансформатор — шины с подключением линий через два выключателя, четырехугольник, две секционированные или несекционированные системы шин с тремя выключателями на две цепи (схема 3/2), две секционированные или несекционированные системы шин с четырьмя выключателями на три цепи (схема 4/3), схемы 3/2 и 4/3 с жестким присоединением автотрансформаторов к сборным шинам.
Кроме перечисленных схем на ГЭС в зависимости от конкретных условий могут использоваться и другие схемы при надлежащем технико-экономическом обосновании. При технико-экономическом анализе схем должны быть учтены оперативные и ремонтные свойства схем, надежность электроснабжения, необходимое количество аппаратуры, стоимость РУ, удобство деления схемы противоава-рийной автоматикой, количество операций с разъединителями, потери электроэнергии в трансформаторах, в том числе в режиме холостого хода (хх), и другие существенные характеристики схем
СХЕМЫ ГАЭС
Гидроаккумулирующие электрические станции сооружаются по возможности вблизи мощных
узлов нагрузки энергосистем, с которыми они соединяются относительно короткими линиями 220—750 кВ. Оправдано сооружение ГАЭС вблизи мощных АЭС и КЭС, работающих в базисном режиме.
Главные схемы ГАЭС строятся по блочному принципу. Применяют простые, укрупненные и объединенные блоки, что зависит от мощности генераторов, вида гидроагрегатов (двухмашинный, трехмашинный илн четырехмашиниый), способа пуска в насосном режиме (прямой асинхронный, асинхронный при пониженном напряжении, частотный, с помощью вспомогательного разворотного асинхронного электродвигателя). При напорах до 500 м в зарубежной практике получили распространение двухмашинные обратимые агрегаты, у которых изменяется направление вращения вала при переходе от турбинного режима к насосному и наоборот. При больших напорах используются трехмашинные агрегаты с неизменным направлением вращения в турбинном и насосном режимах.
В цепях генераторов для осуществления операций включения и отключения агрегатов устанавливаются выключатели или выключатели нагрузки. На ГАЭС с двухмашинными обратимыми агрегатами в цепях генераторов для изменения направления вращения устанавливаются либо два реверсивных разъединителя и выключатель, либо два реверсивных выключателя, либо реверсивный пязиполюс-ный выключатель.
На высшем напряжении ГАЭС используются наиболее простые схемы, рекомендованные для ГЭС
ПРИМЕРЫ СХЕМ ГЭС И ГАЭС
Характерные электрические схемы действующих ГЭС и ГАЭС с различным по параметрам оборудованием приведены на рис. 40.17—40.22.
40.6.	СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Главные схемы подстанций выбираются на основании схемы развития энергосистемы или схемы электроснабжения района.
На подстанциях 35—750 кВ обычно устанавливаются один или два трансформатора (автотрансформатора). Для установки более двух трансформаторов требуется технико-экономическое обоснование. Выбор числа и мощности трансформаторов производится с учетом требований к надежности электроснабжения, характера графиков нагрузки и допустимости систематических и аварийных перегрузок трансформаторов по ГОСТ 14209—85.
При постепенном росте нагрузки допускается установка одного трансформатора на начальный
64
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд 40
2 s 220 кВ 2 1
ИОкВ
560 кВ А
13,8/0,4 кВ
СВ-1500/200-88 115 МВт; 13,8 кВ
РНД(З)-220/3200
ВВД-220Б-40/3200
ТДЦ-200000/220
ТСЗП-4000/15 В
ТМН 6300/35
ВВБ-500-
35.5/2000
3x167 MBA 500/230/ 13,8 кВ
СВ-1470/149-104 78 МВт; 13,8 кВ
РЦЦ-500/3200
10МВА 121/10,5 кВ
3x90,8 МВ-А 242/121/13,8 кВ
3x135,9 МВ-А 525/13,8 кВ I МВ  А
3x135,9
525/121/
13,8 кВ
Рнс. 40.17. Схема ГЭС мощностью 2300 (20x115) МВт
220 кВ
500 кВ
ЗхАОДЦТН-167000/500/220
РВП(З)-20/12500
ВВГ-20-160/12500 ТМН-6300/35
ТЦ-400000/500
ВВГ-20-160/12500
РВП(3)-20/12500
Рнс. 40.18. Схема ГЭС мощностью 1404 (18x78) МВт; с.в. — к системе возбуждения
840.6]
СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ
65
ТЦ-400000/220
РВП(3)-20/12500
СВ-1547/240-66
333 МВт
15,75 кВ
ТСЗП-6300/
15 В
ТСЗ-630/15
400000/500
РНД(З)-500/3200
.н.
Рнс. 40.19. Схема ГЭС мощностью 3996 (12x333) МВт
ВВГ-20-160/20000
КАГ-15,75-
28,5/28000
500 кВ
ЗхРОДЦ-60000/500
ЗхОРЦ-533000/500
РГЗ-500/3200
ВВБК-500-50/3200
4 т
СВФ-1285/275-42
640 МВт; 15,75 кВ
ТСЗ-630/15
ТДНС-16000/35
ШШИ
Рис. 40.20. Схема ГЭС мощностью 6400 (10x640) МВт
3 760
66
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд 40
15,75 кВ
3,6 кВ
ВМПЭ-10-31,5/3200
РВП(3)-20/12500 ВВОА 15-140/12500
РНД(3)-500/3200
ТЦ-250000/500
РПД 500/3200
ВНВ-500-40/3200
500 кВ
ТМН-4000/35
Рнс. 40.21. Схема ГАЭС мощностью 1200 (6x200) МВт
ТСЗП-4000/15 В к вгдс- y 1025/245-40 | 200/220 МВт(ф 15,75 кВ 4=r
750 кВ
ТЦ-400000/330
ТДНС 10000/35
РНД(3)-330/3200
ВНВ-330-63/3200
тсзп-
2500/15 В
РПД 750/3200 ВНВ-750-63/3200
СВО-12Ю/ 285-40 331/403 МВт 15,75 кВ
330 кВ
ЗхАОДЦТН-333000/750/330 ЗхОДЦТНП-92000/15 РВП(3)-20/12500
BBr-2o-i6o/i250o_j_
ТДНС-10000/35
ЗхОРЦ-417000/750
15,75 кВ
Рнс. 40.22. Схема ГАЭС мощностью 2317 (7x331) МВт
§40,7]
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
67
период эксплуатации, если обеспечивается резервирование питания потребителей по сетям среднего и низшего напряжений. Аппараты и проводники в цепях трансформаторов с учетом перспективы должны быть, как правило, рассчитаны по номинальному току, току перегрузки и току КЗ на установку более мощных трансформаторов следующей по стандартной шкале номинальной мощности.
Выбор аппаратов и проводников подстанций производится с учетом нагрузочной способности основного оборудования (трансформаторов, реакторов, синхронных компенсаторов).
Установка одного трансформатора на подстанции допускается, если обеспечивается требуемая степень надежности электроснабжения потребителей.
Устанавливаемые трансформаторы и автотрансформаторы должны иметь встроенное устройство РПН. Для дополнительной установки линейных регулировочных трансформаторов для независимого регулирования напряжения в различных сетях требуется обоснование. При этом учитываются характер нагрузки потребителей, требования к качеству электроэнергии и параметры трансформаторов (автотрансформаторов). Отключение линий должно производиться не более чем двумя выключателями, трансформаторов до 500 кВ — не более чем четырьмя, а трансформаторов 750 кВ — не более чем тремя выключателями в РУ одного напряжения. Установка предохранителей на стороне ВН силовых трансформаторов подстанций 35, ПО кВ не допускается.
СХЕМЫ НА ВЫСШЕМ НАПРЯЖЕНИИ
Подстанции делятся на тупиковые (концевые), ответвительные, проходные и узловые. В соответствии с НТП для подстанций 35—750 кВ разработаны типовые схемы, позволяющие максимально унифицировать проектные решения. Перечень схем и область их применения даны в табл. 40.1, а изображение — на рис. 40.23. Схемы подстанций обозначаются двумя цифрами, указывающими напряжение сети и номер схемы (например, 35— 1, 110—6 и т.п.).
СХЕМЫ НА НИЗШЕМ НАПРЯЖЕНИИ
На НН ПС 6—10 кВ применяется одиночная секционированная система шин с раздельной работой секций. При необходимости глубокого ограничения уровня токов КЗ применяются трансформаторы с расщепленной обмоткой НН, а также одинарные и сдвоенные групповые реакторы в цепи трансформаторов. На отходящих линиях, как правило, реакторы не предусматриваются. Кроме того, иаПС секционные реакторы малоэффективны и потому не устанавливаются. Допустимый уровень
токов КЗ зависит от параметров электрооборудования и параметров распределительной кабельной сети. Снижение уровня токов КЗ электрически отдаляет потребителей от источников энергии и при прочих равных условиях ухудшает условия работы комплексной нагрузки при переходных процессах.
При наличии на ПС синхронных компенсаторов (СК) последние включаются непосредственно после трансформаторов. Пуск СК в зависимости от мощности прямой или реакторный. Батареи конденсаторов (БК) обычно включаются непосредственно на секции РУНИ. Линейные регулировочные трансформаторы включаются между трансформатором (автотрансформатором) и реактором.
Типовые схемы подстанций на НП приведены на рис. 40.24. Вопрос об установке синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов или линейных регулировочных трансформаторов решается на основании технико-экономических расчетов с учетом требований к качеству электроэнергии у потребителей, уровней напряжения на стороне ВН подстанции в различных режимах, уровня токов КЗ, надежности работы оборудования и т.п.
40.7.	СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Собственные нужды — важный элемент электростанций и подстанций. Повреждения в системе с.н. электростанций неоднократно приводили к нарушению работы основного оборудования, энергоблоков, электростанций в целом и развитию аварий в энергосистемах.
Состав электроприемников с.н., значение потребляемой ими мощности и количество потребляемой электроэнергии зависят от типа электростанции (подстанции), вида топлива, мощности агрегатов и т.п.
В табл. 40.2 приведены ориентировочные максимальные нагрузки с.н. по отношению к установленной мощности электростанций, расход энергии на с.н. в процентах годовой выработки электроэнергии и потребляемая мощность с.н. подстанций.
При проектировании необходимо знать состав электроприемников, их мощность и категорию.
Электроприемники с.н. делятся иа ответственные и неответственные. К ответственным относят электроприемники, выход из строя которых может привести к нарушению нормальной работы или возникновению аварии на электростанции или подстанции. Такие электроприемники требуют надежного питания.
Основным приводом механизмов с.н являются асинхронные электродвигатели различных исполнений с прямым пуском. Для тихоходных механизмов (шаровые мельницы), а также для очень мощ-
68
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд 40
Рнс. 40.23. Типовые схемы ПС на повышенных напряжениях (а—с см. в табл. 40.1) Примечания: 1. Вместо двухобмоточных трансформаторов в схемах на отдельных напряжениях могут использоваться трехобмоточные трансформаторы, автотрансформаторы и трансформаторы с расщепленной обмоткой НН. 2. В схемах 5Н и 5АН (ж и з) на напряжение 35 кВ ремонтная перемычка не предусматривается
§40.7]
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
69
Рнс. 40.24. Схемы подстанций на низшем напряжении
70
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ РЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
Таблица 40 I. Схемы подстанций и области их применения
№ п/п	Номер типовой схемы	Наименование схемы	Вариант схемы на рис. 40.23	Применение схем в сетях напряжением, кВ					
				35	по	220	330	500	750
1	1	Блок (линия—трансформатор) с разъединителем	а	+	+	+	-	—	-
2	3	Блок (линия—трансформатор) с отделителем	б	-	+	-	-	-	-
3	зн	Блок (линия—трансформатор) с выключателем	в	+	+	+	-	-	-
4	4	Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	г	-	+	-	-	-	-
5	4Н	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	д	+	+	+	-	-	-
6	5	Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов	е	-	+	-	-	-	-
7	5Н	Мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	ж	+	+	+	-	-	-
8	5АН	Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов	3	+	+	+	—	—	—
9	6	Заход—выход	и	-	+	+	-	-	-
10	7	Четырехугольник	к	-	+	+	+	+	+
11	9	Одна секционированная система шин	л	+	-	-	-	-	-
12	12	Одна секционированная система шин с обходной	м	-	+	+	-	-	-
13	13	Две несекционированные системы шин с обходной	н	-	+	-	-	-	-
14	14	Две секционированные системы шин с обходной	о	-	+	+	-	-	
15	15	Трансформаторы—шины с присоединением линий через два выключателя	п	-	-	-	+	+	+
16	16	Трансформаторы—шины с полуторным присоединением линий	р	-	-	+	4-	+	+
17	17	Полуторная схема	с	-	-	-	+	+	+
Примечания: I. Для РУ 150 кВ рекомендуются те же схемы, что и для РУ 110 кВ. 2. В схемах 5Н и 5АН иа напряжение 35 кВ ремонтные перемычки не предусматриваются. 3. Знак «+» означает «применяется», знак «-» означает «не применяется».
ных механизмов находят применение синхронные электродвигатели. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения в широких пределах, применяют электродвигатели постоянного тока и асинхронные электродвигатели с тиристорным преобразователем в цепи статора.
На электростанциях обычно имеются два напряжения с.н/ высшее (6 или 10 кВ) и низшее (0,4 кВ).
На КЭС, ТЭЦ, а также на АЭС высшее напряжение с.н., как правило, принимается равным 6 кВ. На расширяемых электростанциях, уже имеющих напряжение 3 кВ, а также на электростанциях сред
ней мощности с генераторным напряжением 10 кВ может быть принято напряжение 3 кВ. На КЭС и АЭС с мощными агрегатами и соответственно крупными механизмами с.н. может быть оправдано применение напряжения 10 кВ.
На ГЭС основные механизмы питаются от сети 0,4 кВ, а отдельные крупные механизмы — от сети 6 или 10 кВ. На подстанциях напряжение с.н. 0,4 кВ
При выборе напряжения с.н. следует иметь в виду, что электродвигатели с меньшим номинальным напряжением имеют несколько лучшие техни-
§40,7]
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
71
Таблица 40.2. Максимальные нагрузки и расход электроэнергии установок собственных нужд
Электроустановка	Р	//> с.н.тах уст’ %	W /W с.н.' выр’ %
ТЭЦ:		
пылеугольиая	8—14	8—13
газомазутная	5—7	6—10
КЭС:		
пылеугольная	6—8	4—7
газомазутная	3—5	3—6
АЭС:		
с газовым теплоноси-	5—14	3—12
телем		
с водным теплоноси-	5—8	5—9
телем		
ГЭС:		
малой и средней мощ-	3—2	2—1,5
ности		
большой мощности	1—0,5	2—1,5
Подстанция:		
тупиковая	50—200*	—
узловая	200—500*	—
Мощность, кВт.
ко-экономические показатели, чем электродвигатели той же мощности на более высокое напряжение.
С другой стороны, применение более высокого напряжения с.н. уменьшает номинальные токи цепей, допускает использование более легких кабелей, уменьшает при прочих равных условиях токи КЗ в системе с.н. и облегчает условия самозапуска электродвигателей механизмов с.н.
В системе с.н. на всех напряжениях применяется одиночная секционированная система сборных шин, причем рабочее питание электроприемников одного элемента (котел, энергоблок, гидроагрегат) производится на напряжениях 6—10 и 0,4 кВ по блочной схеме от одного первичного источника, а резервное — от другого.
Предельная мощность трансформаторов с.н. 6—10/0,4 кВ принимается равной 1000 кВ-А при напряжении КЗ, равном 8 %. При меньшей мощности трансформаторов принимаются сниженные напряжения КЗ (4,5—5,5 %). В цепях электродвигателей и питающих линий сборок 0,4 кВ устанавливаются автоматы. Установка предохранителей допускается только в цепях освещения, сварки и неответственных электродвигателей, не связанных с основным технологическим процессом (например, в мастерских, лабораториях и т.п.).
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КЭС
Потребители с.н. делятся на блочные и общестанционные. Блочные потребители питаются от трансформаторов с.н. блоков, общестанционные по возможности равномерно распределяются между блоками (на первой стадии строительства КЭС общестанционную нагрузку питают либо от секций собственных нужд 1-го и 2-го блоков, либо от местной сети 6—35 кВ, имеющейся в районе строительной площадки).
Собственные нужды блоков 6 кВ получают питание от блочных трансформаторов с.н., подключаемых на ответвлении между генератором и силовым трансформатором (автотрансформатором). Каждый блок мощностью 160 МВт и выше имеет две секции с.н. напряжением 6 кВ. Блоки мощностью до 120 МВт включительно имеют по одной секции на котел, необходимость двух секций должна быть обоснована. Резервирование питания секций осуществляется автоматически от спаренных резервных магистралей 6 кВ, получающих питание от резервных трансформаторов. Резервные магистрали секционируются выключателями через два-три блока и имеют выключатели на вводе от резервных трансформаторов. Согласно действующим НТП число резервных трансформаторов в схемах, где блоки не имеют генераторных выключателей, принимается равным: одному при числе блоков один или два; двум при числе блоков от трех до шести включительно; трем (один блок генераторного напряжения не подключен к источнику, но готов к транспортировке и включению в работу) при числе блоков семь и более.
В схемах, где блоки имеют генераторные выключатели, принимается: один присоединенный к источнику питания резервный трансформатор при числе блоков от одного до четырех, два присоединенных резервных трансформатора при числе блоков от пяти до восьми, три присоединенных резервных трансформатора при числе блоков девять и более, а также один неприсоединенный трансформатор генераторного напряжения — при числе блоков четыре и более. Па каждый блок предусматривается две секции с.н. по 0,4 кВ.
Каждая секция 0,4 кВ имеет рабочее и резервное питание, последнее включается автоматически. Рабочее питание секций 0,4 кВ блока осуществляется от секций 6 кВ своего блока через трансформатор 6/0,4 кВ, резервное — от секций 6 кВ одного из других блоков.
Применяются две принципиально различные схемы питания и резервирования потребителей с.н. в зависимости от наличия в блоке генераторного выключателя (или выключателя нагрузки). В схеме рис. 40.25, а две секции каждого блока питаются от блочного трансформатора с.н., присоединенного
72
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд.40
110-220 кВ	35 кВ
Рис. 40.25. Схемы собственных нужд 6 кВ КЭС:
а — без генераторных выключателей блоков; б — частично с генераторными выключателями блоков; в — с генераторными выключателями блоков
к ответвлению от выводов генератора. Резервирование питания осуществляется от резервных магистралей 6 кВ, питающихся от пускорезервных трансформаторов (ПРТ) собственных нужд. Мощность рабочего трансформатора с.н. выбирается по мощности блочной нагрузки с учетом доли общестанционной нагрузки, подключаемой к секци
ям блока. Если общестанционпая нагрузка в основном подключена к секциям с.н. первых двух блоков, то их рабочие трансформаторы с.н. могут быть большей мощности, чем рабочие трансформаторы с.н. других блоков Рабочие трансформаторы с.н в данной схеме не могут обеспечить питание с.н блока при пуске и остановке. Последние функции
§40.7]
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
73
передаются на специальные пускорезервные трансформаторы с.н., каждый из которых должен обеспечить замену рабочего трансформатора с.н. одного блока и одновременный пуск или аварийную остановку второго блока, а также самозапуск его электродвигателей. На КЭС с блоками, имеющими пускорезервные питательные насосы с электроприводом, принимаются следующие расчетные условия прн выборе резервных трансформаторов с.н.: а) замена рабочего трансформатора с.н. блока, работающего со 100%-ной нагрузкой (при работе блока на турбопитательном насосе), с одновременным пуском второго блока; б) замена рабочего трансформатора с.н. блока (при работе на электро-питательном насосе) с одновременным пуском второго блока или одного котла при дубль-блоке.
Резервные трансформаторы подключаются к сети более низкого из повышенных напряжений КЭС, к третичным обмоткам автотрансформаторов связи или к другим независимым источникам питания. Они могут также подключаться к ответвлению от блоков, имеющих генераторные выключатели (рис. 40.25, б).
Резервный трансформатор (РТ) с.н. должен обеспечивать самозапуск электродвигателей ответственных механизмов с.н. (допустимо отключение неответственных механизмов) при расчетном времени перерыва питания 2,5 с, определяемом временем действия релейных защит, временем отключения выключателей, временем действия системы автоматического включения резерва (АВР) и взаимодействия электрических и технологических защит и блокировок. Если самозапуск при данных условиях не обеспечивается, то должны быть приняты меры по сокращению времени перерыва питания до 1,5 с. Допускается мощность резервных трансформаторов с.н. принимать максимально возможной по условиям электродинамической стойкости коммутационной аппаратуры, принятой для блочных секций 6 кВ.
На электростанциях всех типов должен быть обеспечен самозапуск механизмов с.н. без мероприятий по ступенчатому включению электродвигателей. Мощность ПРТ практически выбирается на ступень выше мощности рабочих трансформаторов с.н.
Мощность трансформагоров с.н. согласуется с допустимым уровнем токов КЗ в сети 6 кВ по отключающей способности выключателей и параметрам кабелей. Ток КЗ следует определять с учетом тока подпитки от электродвигателей.
В схеме рис. 40.25, в в цепях генераторов установлены выключатели, а рабочие трансформаторы с.н. присоединены к ответвлению между выключателем и трансформатором блока. Здесь рабочие трансформаторы с.н. могут обеспечить пуск и остановку своего блока. Мощность рабочих трансфор
маторов с.н. выбирается по мощности блочной и общестанционной нагрузок своих секций. Мощность резервных трансформаторов принимается равной мощности рабочих трансформаторов с.н.
Вариант схемы питания с.н. по рис 40.25, в обладает определенными технологическими преимуществами по сравнению с вариантом схемы по рис. 40.25, а.
Возможно выделение отдельных секций (не менее двух) для обшестанционной нагрузки с питанием их от отдельных общестанционных трансформаторов с.н. или от одного трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения, подключаемых к РУ повышенного напряжения. Резервирование питания обще станционных секций должно осуществляться от отдельного резервного трансформатора. Магистраль резервного питания общестанционных секций должна соединяться через выключатель с магистралью резервного питания рабочих секций 6 кВ. Допускается выполнять питание общестанционных секций от двух отдельных трансформаторов по схеме неявного резерва.
Весьма высокие требования предъявляются к схеме с.н. 0,4 кВ. Принципиальная схема с.н. 0,4 кВ блока 300 МВт приведена на рис. 40.26. Разъединители и рубильники цепей присоединений в схеме не показаны. На блочных электростанциях система резервирования питания секций 0,4 кВ должна обеспечивать запуск электродвигателей 0,4 кВ ответственных механизмов, а также питание средств пожаротушения и освещения в случае потери электроснабжения с.н. 6—10 кВ резервируемых блоков. На случай полной и длительной (более 30 мин) потери переменного тока на электростанции должно быть обеспечено надежное питание ответственных электродвигателей 0,4 кВ от автоматически включаемых резервных дизель-генерато-ров. Дизель-генераторпая установка должна быть предусмотрена для каждого турбоагрегата или энергоблока. Для потребителей, не допускающих перерыва питания, должны предусматриваться агрегаты бесперебойного питания (АБП).
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ТЭЦ
Распределительные устройства с.н. напряжением 6—10 кВ принимаются с одной системой сборных шин с числом секций, равным числу котлов. На ТЭЦ смешанного типа с неблочной (с поперечными связями по пару) и блочной частями число секций в первой части принимается равным числу котлов, а во второй части — так же, как на КЭС, т.е. одна-две секции на блок в зависимости от мощности блока.
Рабочее питание секций с.н. 6—10 кВ неблочной части осуществляется от сборных шин генераторного напряжения, а блочной части — ответвле-
74
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд 40
Рнс. 40.26. Схема собственных нужд 0,4 кВ КЭС с блоками 300 МВт /—8 — секции собственных нужд 0,4 кВ
ниями от соответствующих блоков. Не рекомендуется питание собственных нужд осуществлять ответвлениями от блоков с турбинами типа Р с противодавлением. Резервирование питания с.н. производится от шин генераторного напряжения.
Число резервных трансформаторов или линий (на ТЭЦ с напряжением с.н., равным генераторному напряжению) на электростанциях с поперечными связями принимается по одному на каждые четыре рабочих трансформатора с.н. или линий. При этом к одной секции шин генераторного напряжения (ГРУ) должно присоединяться не более двух рабочих трансформаторов с.н. Рабочие и резервные источники (трансформатор, линия) присоединяются к разным секциям ГРУ. При двух системах сборных шин в ГРУ резервный источник вместе с трансформатором связи может быть подключен к резервной системе шин, а в случае одной системы сборных шин в ГРУ — к ответвлению от трансформатора связи. Рабочие трансформаторы с.н. должны обес
печивать без перегрузки питание всех потребителей соответствующих секций. Точки подключения рабочего и резервного источников с.н. должны быть разделены не менее чем двумя выключателями.
Мощность резервных источников питания с.н. выбирается с учетом следующего:
I)	при питании рабочих и резервных источников от шин ГРУ и подключении к секции ГРУ одного рабочего источника мощность резервного источника принимается не менее мощности наиболее крупного рабочего источника;
2)	при питании рабочих и резервных источников от шин ГРУ и подключении к секции ГРУ двух рабочих источников мощность резервного источника должна быть на 50 % больше мощности наиболее крупного рабочего источника;
3)	при питании рабочих источников ответвлениями от блоков без генераторных выключателей мощность резервного источника должна быть достаточной для замены наиболее крупного рабочего
§40.7]
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
75
источника и одновременно пуска одного котла или турбины;
4)	при питании рабочих источников от блоков, имеющих выключатели генераторного напряжения, мощность резервного источника должна быть равна мощности рабочего источника.
Для каждого котла (или турбины, если число турбин превышает число котлов) предусматривается секция РУ 0,4 кВ в главном корпусе. Необходимость двух секций на котел должна быть обоснована. При блочной тепловой схеме должно быть не менее двух секций 0,4 кВ на блок в главном корпусе. Общестанционная нагрузка по возможности равномерно распределяется между секциями РУ 0,4 кВ. Допускается иметь в главном корпусе отдельные общестанционные секции (о.с.) 0,4 кВ, при этом число секций должно быть не менее двух.
Минимальная мощность трансформаторов с.н. 6—10/0,4 кВ принимается равной 1000 кВ-А при «к = 8 %, при меньшей мощности трансформаторов с.н. принимается ик = 1,5—5,5 %.
Резервные источники питания РУ 0,4 кВ должны обеспечивать самозапуск ответственных механизмов, от работы которых зависит сохранность в работе основного оборудования, а также обеспечивать надежным питанием системы пожаротушения и освещения в случае потери питания с.н. 6— 10 кВ. Часть секций 0,4 кВ блоков секционируется автоматами на две полусекции, к одной из которых подключаются ответственные потребители. При длительном исчезновении напряжения 0,4 кВ защита минимального напряжения отключает секцию с неответственными потребителями, а секция с ответственными потребителями автоматически подключается к резервному источнику. На каждые четыре рабочих трансформатора с.н. 6/0,4 кВ принимается один резервный трансформатор.
Для электростанций с блочной тепловой схемой принимается один резервный трансформатор 6—10/0,4 кВ на два блока (при числе рабочих трансформаторов до шести) или один резервный трансформатор на блок (при числе рабочих трансформаторов более шести).
На ТЭЦ на случай полной длительной (более 30 мин) потери напряжения промышленной частоты при авариях на станции и системных авариях должно быть предусмотрено надежное питание ответственных потребителей 0,4 кВ от неблочной части (если она имеется), от ближайших электростанций или от аварийных дизель-генераторных установок электродвигателей валоповоротных устройств, маслонасосов турбоагрегатов, подзарядных агрегатов аккумуляторных батарей, аппаратуры КИП и автоматики, аварийного освещения и пожаротушения. Примеры схем с.н. ТЭЦ приведены на рис. 40.27, а, б.
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ АЭС
Питание потребителей с.н. обычно осуществляется от сети напряженияем 6/0,4 кВ, допускается также осуществлять сети 6/0,66 кВ или 10/0,66 кВ.
Состав потребителей с.н., их мощность и расход электроэнергии зависят от типа электростанции и параметров основного оборудования. Расход электроэнергии на с.н. зависит от вида теплоносителя. На станциях с газовым теплоносителем при электроприводе газодувок он наиболее высок, а на станциях с водным теплоносителем он существенно меньше (см. табл. 40.2). Потребители с.н. АЭС делятся по требованиям к надежности их питания на три группы.
К потребителям 1 -й группы относятся потребители постоянного и переменного тока: система управления и защиты реактора (СУЗ), система контрольно-измерительных приборов и устройств автоматики реактора, система дозиметрического контроля, часть сети аварийного освещения, маслона-сосы постоянного тока турбоагрегатов и т.п По условиям безопасности и сохранности основного оборудования перерыв питания допускается только на доли секунды во всех режимах, включая режим полного исчезновения переменного напряжения от рабочих и резервных трансформаторов с.н Эти потребители требуют обязательного наличия питания после срабатывания аварийной защиты (АЗ) реактора.
К потребителям 2-й группы относятся потребители переменного тока: механизмы расхолаживания энергетического реактора (аварийные питательные насосы, аварийные насосы технической воды, насосы промежуточного контура), насосы вентиляционных систем охлаждения помещений первого контура, маслонасосы переменного тока турбогенераторов, валоповоротные устройства, перегрузочная машина и т.п. Допустимый перерыв питания, определяемый условиями безопасности и сохранности основного оборудования, соответствует типу реактора и технологической схеме и составляет от десятков секунд до десятков минут. По условиям работы этих потребителей обязательно требуется наличие питания после срабатывания АЗ реактора.
Для потребителей 1 -й и 2-й групп создается специальная система надежного питания с числом секций, равным числу систем безопасности (1, II, Ill). В нормальном режиме потребители I -й и 2-й групп переменного тока получают питание от общей сети с.н. АЭС, а потребители постоянного тока — от аккумуляторной батареи. В аварийных режимах при потере питания от общей сети с.н. все потребители 1-й группы получают питание от аккумуляторных батарей либо непосредственно, либо через специальные преобразователи — обратимые дизель-гене-раторные агрегаты или инверторные преобразова-
76
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТА НЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
Рис. 40.27. Схемы собственных иужд ТЭЦ: а — с поперечными связями по пару, б — смешанного типа
§40-7]
СОБСТВЕННЫЕНУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
77
тели — агрегаты бесперебойного питания. Потребители 2-й группы в аварийных режимах обеспечиваются питанием либо от дизель-генераторов, либо от газотурбинных установок с быстродействующим автоматическим запуском, а также от ГЭС, расположенных вблизи АЭС.
К потребителям 3-й группы относятся потребители переменного тока: главные циркуляционные насосы (ГЦН) и газодувки (на АЭС с газовым теплоносителем). Потребители 3-й группы — наиболее мощные среди электроприемников с.н., однако они не требуют повышенной степени надежности питания, допускают перерыв питания на время действия АВР и не требуют обязательного наличия питания после срабатывания АЗ реактора.
На АЭС с реакторами на тепловых нейтронах наиболее высокие требования к надежности питания ГЦН предъявляются в случае использования насосов бессальникового типа с малой инерцией маховых масс Правила технологического проектирования АЭС с реакторами типа ВВЭР требуют установки инерционных ГЦН с маховиком на валу агрегата. Допустимый перерыв питания зависит от параметров реактора, типа и числа ГЦН. При работе реактора с номинальной нагрузкой потеря ГЦН без срабатывания аварийной защиты допустима на доли секунды. Потеря питания части ГЦН без срабатывания АЗ допустима, если обеспечено автоматическое снижение мощности реактора до уровня, соответствующего новому уровню расхода теплоносителя. Требования к надежности питания ГЦН указываются в технических условиях на реактор. После срабатывания АЗ необходима работа части ГЦН для аварийного расхолаживания реактора.
В качестве источников питания ГЦН в режиме аварийного расхолаживания могут быть использованы специальные вспомогательные генераторы с.н. на общем валу с основным турбогенератором, основные турбогенераторы АЭС (энергия выбега), независимые источники электроснабжения — линии от ближайших электростанций.
В нормальном режиме резервирование питания потребителей переменного тока 1-й и 2-й групп осуществляется от зависимых источников питания (трансформаторы с.н., линии 0,4 кВ), а потребителей постоянного тока — от аккумуляторной батареи, от вентильных преобразователей или от обратимых агрегатов.
Все независимые источники должны иметь 100 %-ный резерв. Выбор независимых источников со 100%-ным резервированием производится с учетом технологии производства, надежности работы, обеспечивающей ядерную безопасность, и технико-экономических показателей.
Перечисленным условиям удовлетворяют схемы с.н. ранее запроектированных АЭС (рис. 40.28, а—в).
Опыт проектирования и эксплуатации АЭС позволил уточнить требования к их главным схемам и системам с.н. и разработать нормы технологического проектирования. Согласно НТП на АЭС принимаются три или четыре 100 %-ные системы безопасности, рекомендуются к установке ГЦН с маховиками, секции 6 кВ потребителей 2-й группы соединяются с секциями 6 кВ потребителей 3-й группы через два выключателя. Нормально рабочее и резервное питание осуществляется от рабочих и резервных трансформаторов с.н. В аварийных условиях питание потребителей 1-й и 2-й групп осуществляется от аварийных источников питания (аккумуляторная батарея, аккумуляторная батарея с преобразователями, обратимые двигатель-генераторы, дизель-генераторы, ГТУ, ГЭС и другие возможные автономные источники питания).
Сборные шины 6 кВ делятся на секции, число которых зависит от числа ГЦН на энергетический реактор, допустимого числа одновременно отключаемых ГЦН без срабатывания АЗ реактора, а также от количества и мощности рабочих трансформаторов с.н. К одной секции 6 кВ, как правило, должно подключаться не более двух ГЦН при шести ГЦН на блок и не более одного ГЦН при общем числе ГЦН на блок не более четырех. На энергетический реактор должно быть не менее двух секций 6 кВ, подключаемых к рабочему источнику через свой выключатель. Рабочие трансформаторы с.н. подключаются к ответвлениям генераторного напряжения электрического блока. Они должны покрывать нагрузку своих секций, включая общестанционную нагрузку, без перегрузки отдельных обмоток. Резервные трансформаторы сети с.н. 6 кВ подключаются к РУ низшего из повышенных напряжений АЭС или к РУ близлежащих электростанций и подстанций.
Число резервных трансформаторов с.н 6 кВ до последнего времени принималось таким же, как и на КЭС. В настоящее время требования к надежности питания потребителей с.н. повышены. В связи с этим, например, число резервных трансформаторов с.н. 6 кВ на АЭС с реакторами типа ВВЭР принимается следующим: один резервный присоединенный к источнику питания трансформатор при одном блоке генератор-трансформатор; два резервных присоединенных трансформатора и один неприсоединенный, установленный на фундаменте и готовый к перекатке трансформатор генераторного напряжения при числе блоков генератор-трансформатор от двух до четырех; третий резервный присоединенный трансформатор устанавливается с пятым блоком; четвертый резервный присоединенный трансформатор устанавливается при числе блоков от шести до восьми. При отсутствии генераторного выключателя в блоке мощность резервного трансформатора с.н. должна обеспечи-
78
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
6)
Рис. 40.28. Схемы собственных нужд АЭС:
а — с водо-водяным реактором и ГЦН бессальникового типа; б — с водографитовым реактором; в — схема питания потребителей СУЗ; М — двигатели напряжением 6 кВ; АПН — аварийное питание насоса; РВ — резервный возбудитель
s 40.7]
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
79
Рис. 40.28. Окончание
вать замену рабочего трансформатора с.н. одного блока генератор-трансформатор и одновременный пуск или останов реакторного блока. При наличии генераторного выключателя в блоке, в том числе при спаренных блоках генератор-трансформатор, мощность резервного трансформатора с.н. должна обеспечивать останов реакторного блока. Для реакторов с одним блоком генератор-трансформатор мощность резервного трансформатора, как правило, принимается равной мощности рабочего трансформатора с.н.
Магистрали резервного питания с.н. напряжением 6 кВ секционируются выключателями через три-четыре блока генератор-трансформатор при одном резервном трансформаторе с.н. и через два-три блока при двух резервных трансформаторах, присоединенных к источнику питания.
Повышенные требования предъявляются также к схемам с.н. 0,4 кВ, к числу, мощности и точкам присоединения рабочих и резервных трансформаторов с.н. 6/0,4 кВ.
Требованиям НТП АЭС удовлетворяют схемы с.н. АЭС, показанные на рис. 40.29, а—г.
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ГЭС И ГАЭС
Потребители с.н. ГЭС и ГАЭС делятся на агрегатные и общестанционные и на две группы в отношении требований к надежности работы. К 1-й группе относятся электроприемники, нарушение электроснабжения которых может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидросооружений. Такими электроприемниками явля
ются техническое водоснабжение агрегатов (водная смазка турбинного подшипника, маслоохладители подпятников и подшипников агрегата, воздухоохладители генератора); маслоохладители трансформаторов; вспомогательные устройства систем возбуждения; маслонапорные установки; система аварийного освещения; система пожаротушения; механизмы закрытия дроссельных затворов напорных трубопроводов; насосы промышленных и городских водозаборов, если они расположены в здании ГЭС и питаются от сети с.н. Ко 2-й группе относятся все прочие менее ответственные потребители. Электроприемники с.н. ГЭС питаются обычно от сети 0,4 кВ. На мощных ГЭС может быть ограниченное число приемников на напряжение 6(10) кВ
Согласно НТП ГЭС для электроснабжения потребителей с.н. должно быть предусмотрено не менее двух независимых источников питания На время останова всех гидрогенераторов допускается осуществлять питание с.н. от одного источника с использованием в качестве второго источника резервного гидрогенератора, обеспечивающего при запуске автоматическую подачу напряжения в сеть с.н. Питание ответственных электроприемников должно быть осуществлено от двух независимых источников, перерыв питания этих потребителей допустим только на время действия АВР. Допускается установка дизель-генератора Шины РУ 0,4 кВ, от которых питаются ответственные электроприемники, должны быть секционированы автоматами на две секции, каждая из которых должна получать питание от своего независимого источника питания Необходимость устройства АВР на этих секциях должна быть обоснована. Допускается резервировать питание поселка ГЭС и шлюзов от системы с.н. Схема с.н. должна обеспечивать са-мозапуск ответственных механизмов
Применяются две основные схемы питания с.н. ГЭС; с общим и с раздельным питанием агрегатных и общестанционных электроприемников. Первая схема нашла применение на ГЭС малой и частично средней мощности. Примеры схем собственных нужд ГЭС даны па рис. 40.30, а—г. К агрегатным потребителям с.н. относятся маслонасосы и компрессоры зарядки маслонапорных установок, насосы откачки воды с турбины, компрессоры торможения агрегатов, лекажные насосы, вентиляторы и насосы системы охлаждения трансформаторов блоков. Мощность трансформаторов агрегатных с н. выбирается по суммарной нагрузке с.н. соответствующих агрегатов. Трансформаторы рассчитываются на работу без перегрузки с явным резервом. Главные трансформаторы с.н. принимаются со скрытым резервом с возможностью аварийной перегрузки. Для электроснабжения агрегатных и большинства обше-станционных потребителей с.н. 0,4 кВ применяются сухие трансформаторы, включенные по схеме глу-
80
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд 40
5 40.7]
питания 2-й категории А (2-й гр.)
РУСНбкВ надежного
РУСНбкВ нормальной эксплуатации (3-я гр.)
Тр-рДЭС
= 220 В
(левая часть)
Рис. 40.29 (начало). Примерные схемы собственных нужд АЭС:
а — с реактором ВВЭР-1000; б — с реактором РБМК-1000; в — схема надежного питания блока с реактором РБМК-1000; г — с реактором ВВЭР-440; СУЗ — система управления и защиты; РУСН — распределительное устройство собственных нужд; тр-р — трансформатор
Тр-р блочный ТСЗС-1000/10 6/0,4-0,23
Тр-р компенсаторов объема ТСЗС-1000/10 6/0,4-0,23
* ТСЗС-1000/10 6/0,4-0,23
г уьг
Дизель-генератор 5500 кВт
Тр-р надежного питания ТСЗС-1000/10
6/0,4-0,23
РУСИ 0,4 кВ надежного питания 2-й категории (2-й гр.)
Шины 0,4 кВ надежного питания 1-й категории (1-й гр.)
тр-рдля питания АБП ТСЗС-1000/10 6/0,4
ТСЗ-400/10 „ 6/0,4-0,23 Дизель-генератор
Тр-р надежного,], питания
Разделительный тр-рдля питания
АБП
I
§40.7]СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
81
а) (правая часть)
Рис. 40.29. Продолжение
82
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд.40
КОРУ330кВ
Рис. 40.29. Продолжение
§40.7]
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
83
Рис. 40.29. Продолжение
84
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
ДГ-5500 кВт
6 кВ
Общеблочная установка надежного питания
L
К выводу на ши
J _ [ К выводу шину*—.
= 220 В
тт
И Потребители постоянного тока
в) (левая часть)
Рис. 40.29. Продолжение
ТСЗ-160/10 ик = 5,5
0,38/0,22 кВ
Потребители категории 1Б
0,38/0,22 кВ
Потребители постоянного тока
ТСЗС-
= 8%
Д) ТСЗС-1000/10 «к=8%
ТСЗС-1000/10 ик = 8%
0,38/0,22 кВ

Потребители категории 1Б (общеблочные)

ТСЗС-1000/10 и =8%
ТТЛ л л
О
Потребители категории 1Б (общеблочные)
НН
Потребители категории IA (общеблочные)
= 253 В
= 232 В
Потребители постоянного тока 232 В
§40
Г I I I I I I
§40.7]
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
85
II
Потребители категории 1Б
v____'
Потребители категории IA
Потребители категории IA
0,38/0,22 кВ
Потребители категории IA
= 220 В
= 220 В
в) (правая часть)
Рис. 40.29. Продолжение
Потребители постоянного тока
86
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд.40
г) (левая часть)
Рнс. 40.29. Продолжение
§40.7]СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИЙ
87
г) (правая часть)
Рис. 40.29. Окончание
88
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
бокого ввода. Единичная мощность трансформаторов не выше 1000 кВ  А при ик = 8 %.
Схемы с.н. ГАЭС строятся по тем же принципам, что и схемы ГЭС, однако они несколько сложнее ввиду особенностей технологического режима, параметров оборудования и компоновок ГАЭС (насосный и турбинный режимы, пуск в этих режимах н перевод гидроагрегатов из одного режима в другой, наличие регулируемого водохранилища, маневренность, режим работы в системе).
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИЙ
В зависимости от типа, назначения и размещения ПС, мощности трансформаторов (автотрансформаторов), наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования и т.п. подстанции проектируются с обслуживанием дежурным персоналом или без него (централизованное обслуживание, дежурство на дому), с постоянным, выпрямленным или переменным оперативным током.
Постоянный оперативный ток должен применяться на всех ПС 220—750 кВ, на ПС 35—220 кВ, в зависимости от числа присоединений, типа выключателей и их привода, от степени сложности устройств релейной защиты. В остальных случаях должен применяться переменный или выпрямленный оперативный ток в соответствии с указаниями по области применения различных видов оперативного тока.
Потребители с.н. подстанций делятся на ответственных и неответственных. К первым относятся электроприемникн системы охлаждения трансформаторов (автотрансформаторов), системы охлаждения синхронных компенсаторов н смазки их подшипников, сети аварийного освещения, система пожаротушения, система подогрева выключателей и их приводов, электроприемники компрессорной, система связи н телемеханики.
На двухтрансформаторных (многотрансформаторных) ПС 35—750 кВ устанавливается не менее двух трансформаторов с.н. со скрытым резервом. Трансформаторы выбираются с учетом их перегрузочной способности в аварийных режимах. Каждый из трансформаторов работает на свою секцию сборных шин, на секционный выключатель воздействует устройство АВР. Мощность трансформаторов с.н. должна быть не более 630 кВ • А для ПС 110—220 кВ и не более 1000 кВ  А для ПС 330 кВ и выше. При технико-экономическом обоснованнн допускается применение трансформаторов 1000 кВ • А при ик = 8 % на ПС ПО—220 кВ. На однотрансформаторных ПС 35—220 кВ прн наличии на ннх синхронных компенсаторов, воздушных выключателей и автотрансформаторов с принудительной системой охлаждения также устанавливаются два трансфор-
Рнс. 40.30 (начало). Схемы собственных нужд ГЭС
матора с.н. со скрытым резервом, причем одни из них подключается к линии 6—35 кВ, питающейся от другой ПС. На прочих однотрансформаторных ПС устанавливается один трансформатор с.н.
Трансформаторы с.н. на ПС с постоянным оперативным током подключаются к шинам РУ 6—35 кВ, а прн отсутствии РУ — к обмоткам НН трансформаторов (автотрансформаторов). На подстанциях с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы с.н. включаются на ответвления между выводами НН трансформатора (автотрансформатора) и выключателем.
На подстанциях напряжение сети с.н. принимается равным 0,38/0,22 кВ с заземленной нейтралью. Питание сети оперативного переменного тока должно осуществляться от шин с.н. 0,4 кВ через стабилизаторы с напряжением на выходе 0,22 кВ.
Переменный оперативный ток должен применяться на ПС 35—220 кВ везде, где это возможно по условиям работы приводов выключателей.
Примеры схем с.н. подстанций приведены на рис. 40.31, а, б.
§40,7]СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
89
Рис. 40.30. Окончание
90 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)[Разд. 40	5
40.8. КООРДИНАЦИЯ УРОВНЕЙ ТОКОВ КЗ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Под координацией уровней токов КЗ понимается оптимальное согласование в динамике параметров электрооборудования и предъявляемых к ним требований электроустановок и энергосистем в отношении расчетных уровней токов КЗ. Следует подчеркнуть, что проблема координации уровней токов КЗ не сводится к более простой и достаточно разработанной задаче выбора параметров электрооборудования при заданных, детерминированных параметрах электроустановок или энергосистем.
Проблема координации уровней токов КЗ возникла сравнительно недавно (в 60—70-е годы) в связи с бурным развитием электроэнергетики, ростом единичных мощностей агрегатов, электростанций, ПС и ЭЭС, изменением структуры ЭЭС, концентрацией генерирующей мощности в энергосистемах, развитием сетей среднего, высокого, сверхвысокого и ультравысокого напряжений, ростом мощностей отдельных узлов нагрузки и изменением состава и параметров их элементов
Проблема координации уровней токов КЗ должна решаться на базе системного подхода с учетом:
изменения уровней токов КЗ на электростанциях и в сетях ЭЭС и изменения соответствующих требований ЭЭС к параметрам электрооборудования;
динамики изменения параметров разрабатываемого и поставляемого ЭЭС электрооборудования;
результатов разработок принципиально новых видов электрооборудования, включая токоограничивающие устройства;
динамики изменения оптовых цен и расчетных стоимостей электрооборудования, включая новые его виды;
функциональных связей между техническими и экономическими характеристиками электрооборудования;
экономических и режимных последствий использования тех или иных методов и средств ограничения токов КЗ;
требований энергосистем к устойчивости, надежности и экономичности работы как ЭЭС в целом, так и их элементов
При координации уровней токов КЗ производится поиск оптимального решения, в наибольшей степени удовлетворяющего запросам и возможностям народного хозяйства.
Проблема координации уровней токов КЗ в рамках более общей проблемы оптимизации структуры, параметров и режимов работы энергосистем и их элементов нормально должна решаться на всех стадиях— от прогнозирования и планирования до проектирования и эксплуатации энергосистем.
УРОВНИ ТОКОВ КЗ И ДИНАМИКА ИХ ИЗМЕНЕНИЯ
Анализу подлежат, как правило, максимальные (наибольшие) значения токов трехфазного и однофазного КЗ в расчетном режиме работы электроустановки или энергосистемы. Динамика изменения уровней токов КЗ анализируется по предыстории (10—25 лет) и на перспективу (5—10 лет). Источником информации по предыстории могут являться данные ежегодных расчетов токов КЗ в ЭЭС в режиме максимума нагрузки, используемые для выбора и корректировки уставок релейной защиты. Источником информации на перспективу могут
с »
I т 1
I
1
I 1
I
§40.8]	КООРДИНАЦИЯ УРОВНЕЙ ТОКОВ КЗ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ 91
служить расчеты токов КЗ в проектных организациях, выполняемые при планировании и проектировании схем развития ЭЭС, а также данные расчетов токов КЗ на перспективу, выполняемые вычислительными центрами ряда ЭЭС.
Данные об уровнях токов КЗ для удобства использования целесообразно представлять в виде таблиц, токовременных характеристик, а также кривых распределения уровней токов КЗ по сетям различного напряжения ЭЭС и по узлам различных сетей конкретных энергосистем.
При анализе динамики изменения уровней токов КЗ целесообразно оценивать также взаимосвязанные факторы: структуру и параметры энергосистемы (электростанции и сети), плотность нагрузки и сети, плотность генерирующей мощности в ЭЭС, число точек стационарного и автоматического деления сети, особенности схем выдачи мощности электростанций, параметры установленного в сетях энергосистем электрооборудования.
Данные о наибольших уровнях токов КЗ в сетях различного напряжения всех ЭЭС представлены в табл. 40.3, а данные по одной мощной ЭЭС — в табл. 40.4. Динамика изменения наибольших уровней токов КЗ в сети 220 кВ этой энергосистемы представлена на рис. 40.32, а кривые распределения уровней токов трехфазного и однофазного КЗ по узлам сети 220 кВ — на рис. 40.33, а, б.
Очевидно, что данные, аналогичные представленным (применительно к конкретным энергосистемам), могут служить основой при решении во-
Рис. 40.32. Динамика изменения наибольших уровней токов КЗ в сети 220 кВ конкретной энергосистемы по годам
проса о координации уровней токов КЗ в энергосистемах.
ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ДИНАМИКА ИХ ИЗМЕНЕНИЯ
Электропромышленность непрерывно совершенствует конструкции электрооборудования, улучшает его параметры и характеристики с учетом возрастающих требований развивающихся энергосистем.
Таблица 40.3. Наибольшее действующее значение тока КЗ, кА
Год	Число ЭЭС (обследован-ных/всего)	Трехфазное (3) или однофазное (1) КЗ	Напряжение сети, кВ						
			35	по	150	220	330	500	750
1972	90/90	3	36,5	36	23,1	37,2	31	19,45	7,25
		1	—	36,4	27,5	44,6	32,4	22,5	7,4
1980 (прогноз 1972 г.)	90/90	3	37,6	43	25,4	44	35	29,5	12,5
		1	—	40	27,8	46,7	33	30,1	12,6
1978	94/96	3	39,4	50	27	42	49	22,9	11
		1	—	52	28,7	52,2	54	25,5	11
1985 (прогноз 1978 г.)	94/96	3	46,1	44,6	24,9	50	57,5	39	20,6
		1	—	54,1	19	59	43,1	35	23,6
1983	95/97	3	40,9	49	30,8	42,4	47	27	12
		1	—	54	31,5	54	53	30,9	12
1990 (прогноз 1983 г.)*	95/97	3	39,6	46	30,8	55,6	47	50,6	27,2
		1	—	50	33	62,4	53	57,8	30,6
Данные неполные.
92 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ) [Разд. 40
Таблица 40.4. Наибольшее действующее значение тока КЗ, кА, мощной энергоеиетемы
Год	Напряжение сети, кВ								
	35	НО		220		500		750	
	/3) к. наиб	/3) к. наиб	к. наиб	/3) к.иаиб	/О к. наиб	/3) к. наиб	/0) 'к.иаиб	/3) к. наиб	/О к. наиб
1950		11,6	10,95	7,8	7,05	—	—	—	—
1955		14,25	10,8	8,15	7,6	—	—	—	—
1962—63	20,3	25,8	31,2	13,5	12,97	10,7	11,6	—	—
1963—64	21,4	27,5	33,75	14,7	15,08	12,75	13,6	—	—
1964—65	21,6	30,6	36,9	16,35	15,3	13,1	13,85	—	—
1965—66								—	—
1966—67	21,8	35	39,9	24,5	27,9	14,15	14,4	—	—
1967—68	21	35,5	41,4	24,75	28,5	14,05	13,9	5,85	5,82
1968—69	22,3	38,5	44,4	29,5	34,65	15,85	15	6,62	6,07
1969—70	22,9	32,5	44,7	32	36,9	16,6	17,6	7,04	7,16
1970—71	23,24	39,5	44,7	33,25	38,4	16,85	>8,1	7,31	7,39
1971—72	23,6	39	45	32,5	38,4	16,9	18,3	7,31	7,39
1972—73	25,12	32	33	37,5	38,25	17	18	7,24	7,39
1973—74	23,92	34	34,5	38,5	39,4	20	20	7,7	7,95
1974—75	25,4	32,6	33,9	27,5	25,6	19,5	18,1	7,55	7,2
1975—76	26,4	38	41,4	27,6	27,9	22,8	19,5	8,5	7,85
1976—77	26,4	33	39,9	29,25	28,05	22,2	19,8	8,5	7,85
1977—78	25,6	34	39	29	28,5	20,7	18,8	8,64	8
1978—79	26,06	34,5	37,2	30,5	28,5	21,39	19,4	10,32	9,7
1979—80	25,7	34,5	37,2	30,7	29,5	21,78	19,8	10,16	9,8
1980—81	25,4	34	37,2	30,5	29,7	22,08	19,9	10	9,5
1985—86	13,99	35,04	41,07	34,59	36,19	26,78	22.83	12,19	11,38
1986—87	14,02	36,27	42,78	34,7	35,33	26,88	23,32	12,72	11,74
1987—88	13,06	36,66	43,2	37,07	36,52	30 66	26,35	12,64	11,43
1988—89	12,94	34,45	37,98	36,98	36,61	32,32	37.58	10,6	10.16
1989—90	13	34,46	38,7	36,33	36,53	31,69	28,18	10,33	9,64
1990—91	12,96	37,98	41,73	35,64	35,34	31,72	29,88	13,05	11,79
1991—92	31,81	34,64	38,84	36,77	34,32	31 72	30	13,05	11 79
1992—93	31,8	34,63	38,91	35,71	34,26	31,73	30	13,05	11,79
1993—94		34,49	38,82	33,94	32,97	31,39	29,76	13,02	11,79
1994—95	31,78	34,57	38,88	34,14	33	31,31	30,54	12,98	11,73
1995—96	31,78	34,59	38,94	34,41	34,29	31,41	30,57	13,09	11,82
1996—97	32	31,46	38,91	35,69	34,89	32,83	29,82	13,62	12 63
1997—98	31,8	30,3	37,5	34,8	34,1	32,5	29,7	13,5	12,5
1998—99									
1999—00	31,8	30,4	37,6	35,3	34,9	32,5	29,6	13,4	12,3
2000—01	31,8	30,5	37,6	. 35,2	34,8	32,7	29,7	13,4	12,3
Примечание: ... — нет данных;-----------параметр отсутствует.
Зазд. 40	; 40.8]	КООРДИНАЦИЯ УРОВНЕЙ ТОКОВ КЗ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ	93											
	Таблица 40.5 Наибольший достигнутый уровень номинальных токов отключения выключателей											
	 1	Выключатель	/откл.ном- «А, ПРИ Чюм’ кВ										
		6	10	20	35	110	150	220	330	500	750	1150
I) с .наиб	Баковый Маломасляный Воздушный Элегазовый Электромагнитный Вакуумный	4,8 40 40 40	5,8 105 40 40 40	100 160 20	50 16 40 20	50 40 63 40 20	1 1 1 Й 1 1	40 25 63 50	63 63	63 50	63 50	1 1 1 S 1 1
5,82 6,07 7,16 7,39 7,39 7,39 7,95 7,2
7,85 7,85
8
9,7 9,8
9,5 1,38 1,74 1,43
J, 16 ,64 1,79 1,79 ,79 ,79 ,73 ,82 :,63 2,5
2,3 2,3
Таблица 40.6. Динамика изменении наибольших уровнен номинальных токов отключении выключателей для сетей различного напряжения
Выключатель	7откл.ном, кА, при	кВ				
	6	10	20	35	110
	1	2	3	1	2	3	1	2	3	I 2	3	1	2	3
Баковый	4,8 — —	5,8 — —	— — —	16,5 50 —	13 50 —
Маломасляный	17,5 — —	45 105 125	87 100 125	8,25 16 31,5	13	40 40
Воздушный	— — —	15 — —	115 160 250	16,5 40	50	13 50 63
Элегазовый	— 40 40	— 40 40	— — 40	— — 40	31,5 40 63
Электромагнитный	20 40	50	20	40	50		— — —	
Вакуумный	10 40 63	10 40 63	— 20 100	— 20 31,5	— 20 40
Тиристорный	— — 20	— — 20	— — —	— — —	— — —
Окончание табл. 40.6					
	^откл ном’ кА, при	кВ				
Выключатель	150	220	330	500	750
	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3
Баковый	— — —	6,5 40 —	— — —	13,9 — —	— — —
Маломасляный	— — 40	21	40 40		— — —	
Воздушный	23	45	50	18,4 63 63	26,2 63 80	23 63 80	27 63 100
Элегазовый	— — 50	31,5 50 63	— 63 80	— 50	80	— 50 100
Электромагнитный			— _ _		
Вакуумный	— — 40	— — 40	— — —	— — —	— — —
Тиристорный			— —	— —	
Достигнутый уровень номинальных токов отключения выключателей высокого напряжения указан в табл. 40.5. Динамика изменения токов отключения выключателей, охватывающая статистические данные прошлых лет (1), настоящего времени (2) и прогнозируемые (3) с учетом достигнутого мирового уровня параметров выключателей, представлена в табл. 40.6.
Важным является вопрос о перспективных требованиях энергосистем к электрооборудованию и координация требований к электрооборудованию сетей различного напряжения с учетом динамики развития энергосистем, их параметров и характери-
стик. В табл. 40.7 представлены варианты лимитирования наибольших уровней токов КЗ в сетях различного напряжения ЭЭС. С учетом выявленных особенностей роста уровней токов КЗ в сетях энергосистем в настоящее время представляется оправданным принятие варианта 2 лимитирования уровней токов КЗ. При его принятии может быть рекомендована следующая координационная таблица номинальных токов отключения выключателей (табл. 40.8).
Следует отметить, что зарубежные фирмы публикуют информацию о разработке выключателей
94
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
Таблица 40.7. Варианты лимитирования наибольших уровней токов КЗ в сетях ЭЭС											
Вариант	^откл НОМ’ к^’ ПРИ ^НОМ’ кВ										
	6	10	20	35	ПО	150	220	330	500	750	1150 1
1	40	125	160	40	40	40	50	63	63	80	80
2	50	125	250	50	50	50	63	80	80	100	100 1
3	50	125	250	50	63	63	80	100	100	125	125 1
											
Таблица 40.8. Координационная таблица номинальных токов отключения выключателей прн лимитировании наибольших уровней токов КЗ в сетях ЭЭС по варианту 2
Сеть	Цюм- кВ	Рекомендуемый ряд /откл ном, кА																
СН	6	6,3	8	10	12,5	16	20	25	31,5	40	50	—	—	—	—	—	—	—
	10	6,3	8	10	12,5	16	20	25	31,5	40	50	63	80	100	125	—	—	—
	20 (27)	—	—	—	—	—	20	25	31,5	40	50	63	80	100	125	160	200	250
	35	6,3	8	10	12,5	16	20	25	31,5	40	50	—	—	—	—	—	—	—
ВН	НО	—	—	—	—	—	20	25	31,5	40	50	63	—	—	—	—	—	—
	150	—	—	—	—	—	20	25	31,5	40	50	—	—	—	—	—	—	—
	220	—	—	—	—	—	20	25	31,5	40	50	63	—	—	—	—	—	—
СВН	330	—	—	—	—	—	—	25	31,5	40	50	63	80	—	—	—	—	—
	500	—	—	—	—	—	—	25	31,5	40	50	63	80	—	—	—	—	—
	750	—	—	—	—	—	—	25	31,5	40	50	63	80	100	—	—	—	—
УВН	1150	—	—	—	—	—	—	25	31,5	40	50	63	80	100	—	—	—	—
для сетей СВН и УВН с номинальными токами отключения в диапазоне 80—125 кА.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Для научно обоснованного решения проблемы координации уровней токов КЗ необходимо знать взаимосвязи технических и экономических характеристик электрооборудования. Функциональные связи между техническими и экономическими характеристиками электрооборудования энергосистем реально существуют, однако они, как правило, не указываются в каталогах, прейскурантах оптовых цен (если они вообще имеются) и в других нормативно-технических документах
В ряде случаев при оценочных расчетах можно использовать данные об удельных ценах Цуп и удельных расчетных стоимостях Срасчуд электрооборудования (табл. 40.9, цены 1984 г.).
При более строгих расчетах следует использовать технико-экономические модели, достаточно адекватно описывающие реально существующие функциональные связи технических и экономических характеристик электрооборудования.
В общем случае
Ц= лпъп2-п3-...-,пп),
где Ц — оптовая цена единицы рассматриваемого электрооборудования; /7у — определяющие (существенно влияющие на цену) технические параметры^ = 1, 2, 3, ..., п — номера определяющих параметров.
Построение технико-экономической модели включает следующие этапы:
1)	составление представительных параметрических рядов электрооборудования;
2)	выявление определяющих факторов (параметров);
3)	выбор предпочтительных видов уравнений связи;
4)	определение параметров уравнений связи для данного параметрического ряда по методу наименьших квадратов;
5)	оценка степени приближения различных уравнений связи к данным параметрического ряда;
6)	выбор оптимального при поставленных условиях уравнения связи;
7)	расчет технико-экономических характеристик электрооборудования для всего рассматриваемого диапазона изменения его параметров;
§40,8]
КООРДИНАЦИЯ УРОВНЕЙ ТОКОВКЗНА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
95
Таблица 40.9. Удельные технико-экономические показатели электрических машин и электрооборудования
Элемент энергосистемы	t/ном- кВ	Показатель	Расчетное выражение	Значение показателя
Синхронный турбогенератор	6—27	t/уд	t//fHOM	2,2—4,7 руб/кВт
Синхронный гидрогенератор	6—15	Иуа	t//f „ом	3,2—13 руб/кВт
Синхронный компенсатор	6—15	Цуа	t/«HOM	2,5—4,3 руб/квар
Синхронный электродвигатель	0,4—Ю	t/уд	t/tfHOM	3—10 руб/кВт
Асинхронный электродвигатель	0,4—6	йуа	t//f ном	4—16 руб/кВт
Силовой трансформатор	6—750	йуа	Ц/зти	0,6—9 руб/(кВ • А)
Силовой трансформатор	110—750	йуД	Ц/S^	0,6—3 руб/(кВ • А)
Силовой автотрансформатор	110—750	t/уд	t/«„OM	0,75—3 руб/(кВ • А)
Токоограничиваюший реактор бетонный	6—10	t/уд	^^расч	0,5—6,5 руб/(кВ • А)
Токоограничивающий реактор бетонный	6—10	t/уд	t/t^npox	0,06—0,2 руб/(кВ • А)
Токоограничивающий реактор бетонный	6—10	с ^расчуд	Срасч^прох	0,35—2,8 руб/(кВ • А)
Токоограничивающий реактор масляный	35—220	t/уд	tZ/Лрасч	7—34 руб/(кВ • А)
Токоограничивающий реактор масляный	35—220	t/уд	t/^прох	1,1— 2,6 руб/(кВ • А)
Управляемый реактор	6—10	t/уд	Ж,pox	0,6—1,2 руб/(кВ • А)
Реактор неуправляемый с нелинейной характеристикой	6—220	t/уд	да,,рох	2—2,5 руб(кВ  А)
Реактор шунтирующий	10—750	t/уд	да„ом	0,7—5 руб/(кВ • А)
Реактор шунтирующий	10—750	с '-'расч,уд	С /V расчном	1,5— 10 руб/(кВ • А)
Резистор проволочный	6—750	t/уд	ц/w	50—570 руб/(МВт • с)
Резистор бетэловый	6—750	t/уд	ц/w	16—25 руб/(МВт- с)
Конденсаторная батарея	6—1150	t/уд	U/Qhom	5 руб/квар
Конденсаторная батарея	6—1150	с ^расч,уд	Срасч^ном	7,5—14 руб/квар
Линейный регулировочный автотрансформатор	10—35	t/уд	^^прох	0,52—2,3 руб/(кВ • А)
Линейный регулировочный автотрансформатор	10—35	с расч.уд	^расч^прох	0,9—6,2 руб/(кВ  А)
Управляемый источник реактивной мощности (ИРМ)	6—10	t/уд	Whom	8—20 руб/квар
Кабельная линия электропередачи	6—10	с ^расч.уд	Срасч^	1-—12 тыс. руб/км
Кабельная линия электропередачи	20—35	с расч,уд		5—18 тыс. руб/км
Кабельная линия электропередачи	110—500	t/уд	Ц/L	14—45 тыс. руб/км
Кабельная линия электропередачи	110—500	с расч,уд	t-pac/t-	180—500 тыс. руб/км
Воздушная линия электропередачи	10—20	с расч,уд	Cpac#	1,3—4,4 тыс. руб/км
Воздушная линия электропередачи	35	с '"расч.уд	fpac/t	1,9—19,9 тыс. руб/км
Воздушная линия электропередачи	НО	с расч,уд	t'pac/t-	6,2—27,1 тыс. руб/км
Воздушная линия электропередачи	220—330	с '"расч.уд	t'pac/t-	10,7—55,5 тыс. руб/км
Воздушная линия электропередачи	500—1150	с расч.уд	Cpac*/^*	39—114 тыс. руб/км
Обозначения: />прох — проходная мощность; L — длина линии.
96
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
Таблица 40.10. Индексы цен воздушных выключателей
Цзом’ кВ	/	кА ОТКЛНОМ’						
	25	31,5	40	50	63	80	100
110	1,0	1.2	1,5	1,8	2,2	2.7	3,3
150	1,3	1,5	1,9	2,3	2,8	3,4	4,1
220	1,7	2,0	2,5	3,0	3,7	4,6	5,5
330	2,3	2,8	3,4	4.1	5,0	6.2	7,5
500	3,1	3,9	4,6	5,6	6,9	8,4	10,2
750	4,2	5,1	6,3	7,6	9,3	Н,4	13,8
Рис. 40.33. Распределение наибольших уровней токов КЗ в сети 220 кВ мошной энергосистемы:
а — трехфазные КЗ; б — однофазные КЗ; / — 1962 г., 2 — 1973 г.; 3 — 1979 г; 4 — 1983 г (часть узлов для кривой 4 отошла в другую энергосистему)
8) составление таблицы цен при вариации значений определяющих параметров электрооборудования;
9) составление таблицы индексов цен при вариации значений определяющих параметров электрооборудования с учетом принятых базовых условий.
В качестве примера в табл. 40.10 приведены индексы цен, рассчитанные по имевшемуся, правда весьма ограниченному, параметрическому ряду воздушных выключателей 110—750 кВ.
МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КЗ
Выбор электрических аппаратов и проводников электроустановок производится с учетом возможного электродинамического и термического воздействия токов КЗ.
В последнее время в связи с развитием энергосистем, укрупнением мощностей агрегатов и электростанций существенно возросли уровни токов КЗ в сетях повышенных напряжений. Максимальные уровни токов трехфазного КЗ в сетях 35—500 кВ достигли 30—55 кА. В значительном числе узлов сетей 110—750 кВ токи однофазного КЗ превысили значения токов трехфазного КЗ. Вопросы воздействия токов КЗ стали весьма актуальными не только для проводников (кабелей, шин) и аппаратов, но также и для силовых трансформаторов и для гибкой ошиновки РУ. Согласно ПУЭ гибкие шины РУ должны проверяться на возможность схлестывания или опасного в отношении пробоя сближения фазных токопроводов при их раскачивании от электродинамического воздействия действующих значений токов трехфазного КЗ 20 кА и более или при значениях ударного тока трехфазного КЗ 50 кА и более.
Согласно ГОСТ 11677—85 силовые трансформаторы должны быть электродинамически стойки в условиях, когда ток КЗ в точках их подключения к сети составляет 80, 65, 60 кА соответственно в сетях 110—150, 220, 330—750 кВ.
Максимальное электродинамическое воздействие пропорционально квадрату ударного тока:
2	2 7
^л.тах ~ 'уД ~ 2^удЛ10 • где — ударный коэффициент; /п0 — периодическая составляющая тока КЗ в начальный момент.
При значительной продолжительности протекания тока КЗ (отключение поврежденного элемента резервной защитой) следует учитывать возможность кумулятивного эффекта электродинамического воздействия.
Максимальное термическое воздействие пропорционально квадрату действующего значения
§ 40.8] КООРДИНАЦИЯ УРОВНЕЙ ТОКОВ КЗ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
<)3
периодической составляюшей тока КЗ в начальный момент и времени протекания тока КЗ:
*откл _	*откл	'откл -
flT.max- 1 'K(')d/= J In(t) d/+ J ia(/)d/ =
0	0	0
- fiT.„ + ^r.a - AiO^otkji +	’
где ®Itl и fiTa — соответственно воздействия от периодической и апериодической составляющей тока КЗ; Та— постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ; /а — апериодическая составляющая тока.
Для уменьшения результирующего электродинамического и термического воздействий тока КЗ на проводники и аппараты необходимо ограничивать ток КЗ, включая ударный ток, и продолжительность его протекания по сети.
Принципиальные пути решения этой задачи — повышение быстродействия высоковольтных выключателей, ограничение тока КЗ, безынерционный разрыв поврежденной цепи — непосредственно следуют из рассмотрения характера изменения тока КЗ цепи, показанного на рис. 40.34, где А, Б, В — моменты отключения цепи 4-периодным, 2-период-ным и синхронизированным выключателями или тиристорным выключателем с естественной коммутацией соответственно. Для ограничения токов КЗ на электростанциях и в сетях в зависимости от конкретных условий применяют различные методы, а именно:
схемные решения (обычно на стадии проектирования);
стационарное или автоматическое деление сети, последнее с каскадным отключением КЗ;
Рнс. 40.34. Значения и продолжительность протекания тока КЗ в поврежденной цепи при различных способах ее отключения:
1 — ограничение тока КЗ безынерционным резонансным токоограничиваюшим устройством; 2 — безынерционный разрыв цепи тиристорным выключателем с принудительной коммутацией, токоограничивающим предохранителем или ограничителем ударного тока взрывного действия
использование различных токоограничивающих устройств;
оптимизацию режима заземления нейтралей силовых трансформаторов и автотрансформаторов;
изменение схем соединения обмоток генераторов и силовых трансформаторов (автотрансформаторов).
В качестве средств ограничения токов КЗ в отечественной и зарубежной практике используются или внедряются:
реакторы с линейной характеристикой без ферромагнитного сердечника (одинарные и сдвоенные), устанавливаемые между секциями сборных шин (секционные реакторы) или в цепях линий (линейные реакторы);
реакторы с нелинейной характеристикой с ферромагнитным сердечником;
управляемые реакторы с нелинейной характеристикой с ферромагнитным сердечником и с подмагничиванием постоянным током;
управляемые реакторы с нелинейной характеристикой с вращающимся магнитным полем;
трансформаторы и автотрансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения;
сверхбыстродействующие, в том числе синхронизированные, выключатели с собственным временем отключения 0,5—2 периода;
тиристорные выключатели с естественной и искусственной коммутацией;
ограничители ударного тока взрывного действия;
безынерционные токоограничивающие устройства на базе резонансных схем с нелинейными и пороговыми элементами;
прочие токоограничивающие устройства, состоящие из комбинаций линейных, нелинейных и пороговых элементов, в том числе многоцелевые вставки постоянного тока и устройства со сверхпроводящими элементами.
Схемные решения, как правило, состоят в переходе от связанных схем со сборными шинами электроустановок к блочным или полублочным (смешанным) схемам, в оптимизации структуры и параметров сети при ее развитии, а также в согласовании схем выдачи мощности электростанций со схемами прилегающих сетей энергосистем.
На ТЭЦ, традиционно работающих со сборными шинами генераторного напряжения, укрупнение агрегатов до 100—250 МВт потребовало перехода к блочным схемам генератор—трансформатор. На КЭС электрические схемы всегда строились по блочному принципу. С внедрением на таких электростанциях, а также на АЭС агрегатов мощностью 500—800—1200 МВт при доведении установленной мощности отдельных электростанций до 4000—6400 МВт возникла необходимость расширить зону применения блочных схем, исключить из схем автотрансформаторы связи между РУ повы-
4-760
98
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
шейных напряжений, делить сборные шины высшего напряжения на части, создавать два независимых РУВН, связанных между собой на узловых подстанциях энергосистемы, и даже переходить к схемам удлиненных блоков генератор—трансформатор— линия с параллельной работой агрегатов на шинах узловых подстанций. Эта тенденция, очевидно, может сохраняться и при дальнейшем росте мощностей агрегатов в перспективе до 1500—2000 МВт и электростанций до 9000—12 000 МВт.
Деление сети, в том числе на сборных шинах электростанций и подстанций, может быть стационарным (постоянным при данном рабочем режиме) или автоматическим при возникновении КЗ. В первом случае необходимо считаться с возможным неоптимальным распределением нагрузки по сети в продолжительном рабочем режиме, повышенными потерями в сети, а также со снижением уровня устойчивости и надежности работы энергосистемы. Известно, что искусственное деление сети с целью снижения потерь эффективно только в резко неоднородных сетях. Для ограничения токов КЗ энергосистемы вынужденно делят сети высокого напряжения в значительном числе точек (до 50 и более в отдельных энергосистемах).
Деление сети является локальным средством, позволяющим ограничить ток КЗ лишь в данном узле и в прилегающих узлах соответствующей сети.
При недостаточной отключающей способности сетевых выключателей применяется каскадное отключение КЗ с автоматическим, без выдержки времени, делением сети секционным, шиносоединительным выключателем или выключателем, установленным в цепи автотрансформаторов связи распредустройств различного напряжения электроустановки. Подобные устройства автоматического деления сети (АДС) могут эффективно применяться только в том случае, если сетевые выключатели способны выдержать во включенном положении полный сквозной ток КЗ, а также включаться без повреждения на КЗ в своей цепи. Для выполнения этих требований необходимо, чтобы для параметров выключателей соблюдались условия
/	— I	= I	st: ЛI
'дин 'пр СКВ 'вкл НОМ 'ОТКЛ.ИОМ’
^ВКЛ.НОМ ~ l^OTIOl.HOM-
Токоограничивающие устройства подразделяются на устройства с линейными и нелинейными характеристиками, неуправляемые и управляемые. Неуправляемые устройства с линейной характеристикой постоянно включены в цепь и имеют не зависящее от тока цепи эквивалентное сопротивление. Прочие устройства нелинейно или скачком меняют свое эквивалентное сопротивление в зависимости от значения тока цепи.
Особый интерес представляют быстродействующие, так называемые безынерционные, устрой
ства, способные ограничивать ток КЗ в течение первого полупериода после его возникновения, т.е. способные ограничить как установившийся, так и ударный ток КЗ. К токоограничивающим устройствам (ТОУ) в общем случае должны быть предъявлены следующие требования:
''ТОУ 0
а)
A H-j-Qy з 0
-^ТОУ ~ Л^н1 б)
ЛТОУ ~ ДЛнг
при
при I>/ф;
в)	А~р > Л1ГДОП’
где / — ток в цепи с ТОУ; /гр — граничный ток, при котором срабатывает ТОУ; A¥HP Д/?нг — изменения
реактивного и активного сопротивления нагрузки за ТОУ при КЗ; /пгдог] — допустимый расчетный ток перегрузки цепи с ТОУ;
г)	минимум нелинейных искажений параметров режима в основной цепи в нормальном режиме;
д)	стабильность токоограничивающей характеристики при изменении схемы сети.
В отечественных ЭЭС для ограничения токов КЗ в настоящее время используются в основном одинарные и сдвоенные бетонные реакторы 6—10 кВ, редко — масляные реакторы 35—220 кВ, а также трансформаторы и АТ с расщепленными обмотками НН. Другие виды токоограничивающих устройств находятся в стадии исследования, оценки технических и технико-экономических характеристик и параметров, проектной и конструкторской проработки, создания опытно-промышленных образцов
Сдерживающим фактором внедрения новых типов токоограничивающих устройств является их относительно высокая стоимость, которая обычно необоснованно определяется без учета всего комплекса положительных факторов при применении ТОУ, т.е. без учета возможного общесистемного эффекта от использования ТОУ в ЭЭС.
Для ограничения токов КЗ на землю в сетях НО—220 кВ используется разземление нейтралей части силовых трансформаторов, а также включение в нейтраль некоторых трансформаторов (автотрансформаторов) резисторов (или реакторов). Для использования этих способов в сетях 330—750 кВ требуется повышение уровня изоляции нейтрали силовых трансформаторов. Для ограничения токов КЗ на землю в сетях 110—750 кВ возможны также и следующие мероприятия:
замена АТ связи РУ ПО—1150 кВ соответствующими трансформаторами,
размыкание при КЗ третичной обмотки АТ или вообще отказ от нее;
включение трехфазных реакторов нулевой последовательности со стороны линейных выводов трансформаторов и автотрансформаторов или
азд. 40
§ 40.8] КООРДИНАЦИЯ УРОВНЕЙ ТОКОВ КЗ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ 99
учение ия, т.е. я, так строй-едъяв-
ж, при ’нения грузки етный
рамет-жиме; ракте-
ков КЗ и оди-10 кВ, также утками эойств хниче-с и па-работ-в.
ых ти-"СЯ их бычио э ком-нении (ГО эф-
сетях гр алей люче-(авто-()• Для '50 кВ гграли токов также
ветст-
Т или
)Й ПОВОДОВ или
в рассечку обмоток трансформаторов и автотрансформаторов, соединенных в треугольник;
изменение схемы электрических соединений обмоток генераторов и трансформаторов на генераторном напряжении блоков.
ВОПРОСЫ ОПТИМИЗАЦИИ
И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ УРОВНЕЙ ТОКОВ КЗ
Оптимизация уровней токов КЗ (УТКЗ) в энергосистемах состоит в нахождении наибольшего допустимого уровня токов КЗ на электростанциях и в сетях различного напряжения, при котором обеспечивается минимум приведенных затрат на создание и функционирование электроустановок с учетом поставленных или имеющихся технических, экономических и режимных ограничений.
Задача оптимизации уровней токов КЗ нормально должна решаться с учетом решения более общей задачи — оптимизации структуры, параметров и режимов работы энергосистем и их элементов.
Математическая модель оптимизации уровней токов КЗ в общем случае такова:
3(/к) = W(/K) + £н(/к) + У(/к) -э min
при ограничениях:
у(3)	< /3) < /3)
к пип доп к опт — к.тах.доп ’
/(1) </3) .
'к.тах.доп — к.опт ’
к=
7=1 и(т)<и(т)	;
ап ап .доп ’
А”) < А»)
1 пров — ь пров доп ’
л 2 лд0„;
R - ^ДОП’ а/’<а/’доп; де^делоп; Д^<Д^доп; А^^А(/7ДОП; с < с
НГЭЛ J — нгзлудоп»
^НГ.ЭЛJ “ ^НГ.ЭЛ /ДОП’
О	-j. др < р	— Р — Р
' нг.потр — нгээс.доп раб рез’
Р — Р — Р ~ Р — Р — Р ‘ раб 1 уст огр ' разр коне рем’
где 3— приведенные затраты; И— издержки, эксплуатационные расходы; £н — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; К— капиталовложения; У — возможный ущерб в энергосистеме при принятии того или иного уров-
ня токов КЗ; Ц — ток КЗ; — оптимальное К	к.опт
значение тока трехфазного КЗ; /^jr] доп — минимально допустимый уровень тока трехфазного КЗ Л3)
по режимным ограничениям; 'ктахдоп — максимально допустимый уровень тока трехфазного КЗ по условиям работы электрооборудования; К, — капиталовложения по различным j-м элементам;
(т)
п— число элементов; иап — число электриче-
, (п)
ских аппаратов вида т\ Тпррв — длина электрических проводников вида и; L — характерный параметр устойчивости работы энергосистемы или ее части; R — характерный параметр надежности работы энергосистемы или ее части; &Р — потери активной мощности; &Q — потери реактивной мощности; ДЦ — потери напряжения на j-м элементе энергосистемы; SHr3n) — мощность нагрузки элемента у; /НГЭД7 — ток нагрузки элемента У; /’нгп(Пр — активная мощность нагрузки потребителей; Р„гэс доп — допустимая активная мощность нагрузки электростанций энергосистемы; Рра6 — рабочая мощность электростанций; Ррез — резервная мощность электростанций; Руст — установленная мощность электростанций; Рогр — мощность ограничений; Рразр — мощность разрывов; Ртие — мощность консервации; Ррем — ремонтная мощность.
В условиях рыночных отношений математическая модель может быть видоизменена.
При решении конкретных задач оптимизации уровней токов КЗ в электроустановках приведенную выше математическую модель обычно удается существенно упростить, оставив лишь основные, для конкретных условий, ограничения.
Следует, однако, отметить, что для решения задачи оптимизации тем или иным методом требуется наличие сведений по ряду принципиально важных характеристик электроустановки, таких как взаимосвязь надежности и устойчивости с уровнями токов КЗ; функциональные связи между техническими и экономическими характеристиками оборудования; технические, экономические и режимные ограничения для конкретной электроустановки. Наибольшую трудность при оптимизации уровней токов КЗ представляют сложнозамкнутые сети повышенного напряжения.
На практике оптимизация УТКЗ сводится к их оптимизации только в конкретных, определяющих узлах сетей энергосистем.
Прогнозирование уровней токов КЗ в энергосистемах на ближнюю и отдаленную перспективу — это нахождение достаточно вероятных при постав
100
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40]
ленных ограничениях ожидаемых их значений для электростанций и сетей различного напряжения. Прогнозирование необходимо при планировании развития энергосистем и их элементов и при формулировании технических требований к перспективному электрооборудованию.
Если параметры энергосистем на перспективу (обычно ближнюю) известны или жестко заданы, то определение ожидаемых уровней токов КЗ не представляет трудностей и может быть произведено по стандартным программам с использованием вычислительной техники. Точность прогноза при этом в основном зависит от качества исходных данных.
Прогнозирование уровней токов КЗ на отдаленную перспективу производится обычно при неполноте или неопределенности исходных данных. В этом случае целесообразно использовать интегральные параметры энергосистем, имеющие устойчивую, предсказуемую динамику изменения. К таким параметрам, в частности, относятся установленная мощность электростанций Руст', суммарная максимальная нагрузка энергосистем /’нгшах’ ПЛ0ЩаДь электроснабжения энергосистемы 2	2
/7, км ; плотность нагрузки а„г = Р„г„„/77, кВт/км ;
* J	HI Hl ШаА
плотность сети (линий электропередачи) ас = 2
= 7.£/77, км/км ; плотность генерирующей мощно-2
сти аг = Руст/77, кВт/км ; соотношение установленных мощностей силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и генераторов на электростанциях, а также в энергосистеме в целом 5'туСтх^густХ’ коэффициенты распределения выдаваемой мощности электростанций по сетям различного напряжения энергосистемы = PBUnj !Pycv
При прогнозировании определяются максимальные уровни тока КЗ в сетях различного напряжения энергосистемы и кривые распределения уровней токов КЗ по узлам этих сетей. Максимальный уровень токов КЗ находится либо по интегральным параметрам энергосистем, либо по параметрам наиболее мощных электростанций энергосистемы и их внешним сопротивлениям.
Для определения кривых распределения уровней токов КЗ по узлам сетей энергосистем используются либо статистические данные с учетом динамики их изменения, либо типовые кривые распределения уровней токов КЗ по узлам для сетей с характерной идеализированной (детерминированной) структурой.
МЕТОДИКА КООРДИНАЦИИ УРОВНЕЙ ТОКОВ КЗ
Необходимость координации уровней токов КЗ в энергосистемах возникает на четырех этапах:
1)	при перспективном планировании развития энергосистем;
2)	при проектировании конкретных электроустановок (электрической части электростанций,! подстанций, линий электропередачи и т.п.);
3)	при эксплуатации энергосистем;
4)	при формулировании технических требований к перспективному электрооборудованию и при планировании разработок новой техники.
Для каждого из перечисленных этапов характерны свои специфические цели и задачи координации уровней токов КЗ, объем и достоверность исходной информации, технические, экономические и режимные ограничения, а также последствия принятия того или иного решения, в том числе фактор риска.
На первом этапе решаются стратегические задачи развития энергосистем — выбор их оптимальной структуры, параметров и режимов работы с учетом динамики развития энергосистем и параметров электрооборудования, а также возможных технико-экономических и режимных ограничений.
На этом этапе для координации уровней токов КЗ целесообразно использовать схемные решения (включая изменения схем выдачи мощности электростанций и вида связей между сетями различного напряжения); оптимизацию структуры и параметров электростанций и электрических сетей; различного рода средства токоограничения как традиционные, так и перспективные; электрооборудование с перспективными параметрами.
На втором этапе решаются тактические задачи развития энергосистем и их элементов в условиях более определенной, чем на первом этапе, исходной информации. Здесь цель координации уровней токов КЗ состоит в выборе оптимальной схемы и параметров конкретной электроустановки, ее внешних связей с энергосистемой с учетом известных ограничений. На этом этапе для координации уровней токов КЗ могут быть использованы те же подходы и средства, что и на первом этапе, но применительно к данной конкретной электроустановке.
На третьем этапе решаются (часто в условиях лимита времени) конкретные задачи координации уровней токов КЗ, возникающие в условиях эксплуатации энергосистем. Здесь имеются статистические сведения предыдущих лет, на данный момент и, как правило, недостаточная информация о перспективах развития электроустановки и прилегающих сетей энергосистем. Решение часто приходится принимать в условиях лимита времени на детальный анализ и проектную проработку вопроса, а также ограничений на капитальные вложения и получение необходимых материальных ресурсов. На данном этапе для координации уровней токов КЗ целесообразны:
модернизация электрооборудования,
применение токоограничивающих реакторов, трансформаторов и автотрансформаторов с расщепленной обмоткой НН, различного рода токо
§40,9]
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ
101
ограничивающих устройств, в том числе с нелинейными характеристиками, деление сети стационарное (СДС) и автоматическое (АДС), разземление нейтралей части силовых трансформаторов, заземление нейтралей части трансформаторов через резисторы, реакторы или устройства с нелинейными характеристиками, замена автотрансформаторных связей сетей повышенного напряжения на трансформаторные связи, перевод части блоков электростанций на работу в сеть более высокого напряжения, замена части электрооборудования с неудовлетворительными техническими параметрами.
Выбор предпочтительного способа (или совокупности способов) координации уровней токов КЗ зависит от конкретных условий.
На четвертом этапе с учетом динамики развития энергосистем и их элементов формируются технические требования к перспективному электрооборудованию и планы создания новой техники. Этот этап наряду с первым этапом является одним из наиболее ответственных, поскольку на нем фактически определяется техническая политика в области создания электрооборудования, определения номенклатуры и объема его поставок энергосистемам. Ошибки, допущенные на данном этапе, приводят к наиболее тяжелым последствиям и сказываются в течение длительного времени. Для качественного решения вопроса на данном этапе необходимы следующие исходные данные:
уровни токов КЗ в сетях различного напряжения энергосистем и динамика их изменения;
кривая распределения уровней токов КЗ по узлам сетей;
вероятностные характеристики КЗ в энергосистемах;
параметры установленного в энергосистемах электрооборудования, его ресурсы и показатели надежности;
возможные технические параметры и экономические показатели освоенного и перспективного электрооборудования;
сведения о перспективе развития производственной базы электропромышленности;
сведения о возможных импортных и экспортных поставках.
В связи с важностью четвертого этапа координации уровней токов КЗ и взаимосвязью интересов электроэнергетики и электротехники представляется оправданной постановка вопроса о разработке специальных взаимосвязанных стандартов на технические требования к различным видам электрооборудования энергосистем.
40.9. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ
РАСЧЕТНЫЕ УСЛОВИЯ
Выбор электрооборудования состоит в выборе его по условиям продолжительных режимов и проверке по условиям кратковременных режимов, определяющим из которых, как правило, является режим короткого замыкания.
Выбор электрических аппаратов и проводников, как и другого электрооборудования, производится на основе сформулированных для них расчетных условий и данных электропромышленности о параметрах и технико-экономических характеристиках выпускаемого и осваиваемого перспективного электрооборудования.
Под расчетными условиями понимаются наиболее тяжелые, но достаточно вероятные условия, в которых могут оказаться электрический аппарат или проводник при различных режимах их работы в электроустановках. Расчетные условия — это фактически требования энергосистем и электроустановок к параметрам электрооборудования конкретной электрической цепи.
Различают четыре режима работы электроустановок и их элементов: нормальный, аварийный, по-слеаварийный, ремонтный. Аварийный режим является кратковременным, остальные — продолжительными. Поскольку различные аварийные режимы по продолжительности составляют обычно доли процента продолжительности рабочих режимов, но их условия могут оказаться крайне опасными для успешного функционирования электрооборудования, последнее выбирается по расчетным условиям продолжительных рабочих режимов и обязательно проверяется по расчетным условиям аварийных режимов. В ряде случаев проверка электрооборудования по условиям аварийных режимов оказывается определяющей при его выборе.
Для каждого из названных режимов характерны свои специфические расчетные условия. В общем случае расчетные условия для каждого режима включают в себя расчетную схему и продолжительность режима, расчетные условия окружающей среды, а также расчетные параметры режима цепи или электроустановки (напряжение, ток, частота и т.п.).
Расчетные условия нормального режима электроустановки включают в себя: расчетную схему электроустановки, расчетные условия окружающей среды (климатические условия — температура окружающей среды, ветровая нагрузка, возможность гололеда, агрессивность внешней среды, высота над уровнем моря); способ прокладки проводников (на воздухе, в земле, в воде); вид электроустановки (внутренняя или закрытая, наружная или
102
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
открытая); исполнение электрооборудования (открытое, закрытое, защищенное и т.п.); сведения о системе принудительного охлаждения; расчетные параметры режима (напряжение, ток, частота); значения расчетных перегрузок по различным параметрам режима.
Расчетные условия ремонтного режима электроустановки включают в себя расчетную схему электроустановки, а также расчетные параметры и продолжительность режима. При этом обычно учитывается вывод в ремонт только одного из основных элементов электроустановки (генератора, трансформатора, автотрансформатора, синхронного компенсатора, блока и т.п.). Наложение ремонтов двух или более технологически жестко не связанных элементов электроустановки не рассматривается. Следует, однако, отметить, что при оценке надежности работы электроустановок наложение ремонтных, а также ремонтных и аварийных режимов отдельных элементов электроустановки учитывается в обязательном порядке, естественно, с учетом вероятности таких событий. Оценка допустимости работы конкретного электрооборудования при ремонтных режимах в сети или в электроустановке производится с учетом допустимых систематических и аварийных перегрузок данного электрооборудования.
Из возможных аварийных режимов (КЗ различных видов, обрывы проводов, нарушение устойчивости параллельной работы и возникновение асинхронного хода частей электрической системы, сложные виды повреждений и т.п.) расчетным для выбора электрооборудования обычно является режим КЗ.
Расчетные условия КЗ включают в себя: расчетную схему электроустановки, расчетное место КЗ, расчетный вид КЗ, расчетную продолжительность КЗ.
В качестве расчетной схемы, как правило, принимается схема со всеми включенными в работу элементами электроустановки В отдельных случаях в качестве расчетной может оказаться схема, в которой тот или иной элемент отключен.
Расчетное место КЗ находится в схеме непосредственно с той или другой стороны от выбираемого электрооборудования в зависимости от того, какой случай КЗ обусловливает большее значение тока в токоведущей части электрооборудования.
Расчетный вид КЗ принимается в зависимости от степени воздействия тока КЗ на электрооборудование. Расчетным видом КЗ при проверке проводников и электрических аппаратов на электродинамическую стойкость, как правило, является трехфазное КЗ, а при проверке на термическую стойкость — трехфазное или двухфазное КЗ. Последнее может оказаться определяющим при электрически близких к генераторам КЗ и значительной их продолжитель-
ности (например, в случае отключения КЗ под действием резервной защиты со значительной выдержкой времени). Расчетным видом КЗ при проверке электрических аппаратов на коммутационную способность может быть трехфазное или однофазное КЗ в зависимости оттого, какой ток при этом больше. Отметим, что соотношение	> 1 может быть
в сетях, где соотношение результирующих сопротивлений нулевой и прямой последовательностей относительно точки КЗ составляет x0J./x। j. < 1.
Расчетная продолжительность КЗ принимается в зависимости от назначения расчета.
Электродинамическая стойкость проводников и электрических аппаратов проверяется обычно по условиям воздействия электродинамических сияет ударного тока КЗ (/ - 0,01 с). В отдельных случаях следует учитывать кумулятивное действие токов КЗ за время их существования.
Расчетная продолжительность КЗ при проверке проводников и электрических аппаратов на термическую стойкость согласно ПУЭ определяется по выражению
^расч — ^откл ~ з.осн откл’
где — время отключения КЗ в цепи; /_ , „„ — VKIXJ1	ж	1Э J мин
время действия основной релейной защиты; /в откл — полное время отключения выключателя,
откл — в ОТКЛ + G1’
здесь и — собственное время отключения вы-ключателя, т.е. время от момента подачи управляю- I щего воздействия на привод выключателя до момента начала расхождения дугогасительных контактов выключателя и возникновения на них электрической дуги; /д— время горения дуги
В целях повышения эксплуатационной надеж- I ности работы электрооборудования желательно, I чтобы оно было термически стойким к воздейст- [ вию токов КЗ также в случае работы резервной за- I щиты, например при отказе основной защиты, что нередко наблюдается в реальных условиях эксплуа- I тации электроустановок. При этом
^расч — ^откл — ^рзрез + ^в.откл '
Последнее выражение не согласуется с ПУЭ, I его применение может потребовать увеличения се- I чения проводников малых сечений в цепях с боль- | шими токами КЗ. В связи с этим следует отметить, I что термическая стойкость обычно не является on- I ределяющим фактором при выборе электрических I аппаратов, которые по этому параметру имеют, как 1 правило, существенный запас Термическая стой- I кость может быть определяющим фактором при | выборе проводников (шин и кабелей) в цепях с ма- I лыми токами продолжительных режимов и боль- I
§40.9]
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ
103
шими токами КЗ. Если термическая стойкость проводников обеспечивается при действии на соответствующие выключатели основной защиты и не обеспечивается при действии резервной защиты, то целесообразно сопоставить дополнительные затраты на обеспечение тем или иным способом термической стойкости проводников с возможным ущербом электроустановке и энергосистеме из-за термической нестойкости проводников при действии резервной защиты. В случае проверки кабелей на термическую стойкость необходимо учитывать возможность их возгорания при температурах жил порядка 400—500 °C, что может иметь место при действии резервных защит.
Расчетные условия послеаварийного режима схожи с расчетными условиями ремонтного режима. Они включают в себя расчетную схему электроустановки, расчетные параметры и продолжительность режима. Здесь также учитывается отказ только одного из основных элементов электроустановки и не учитывается наложение отказов нескольких технологически жестко не связанных элементов электроустановки. В отличие от ремонтного режима, который обычно заранее планируется и намечается на наиболее благоприятный для электроустановки и энергосистемы период, послеаварийный режим может возникнуть в любое время года и суток, в том числе в период наиболее напряженной работы энергосистемы или электроустановки (например, в период годового максимума нагрузки).
Продолжительность послеаварийного режима, определяемая временем оперативных переключения в главной схеме электроустановки или временем аварийного ремонта, может существенно отличаться от продолжительности ремонтного режима, определяемой временем профилактического или капитального ремонта.
ВЫБОР ПО УСЛОВИЯМ РАБОЧИХ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНЫХ РЕЖИМОВ
Электрические аппараты и проводники выбираются по уровню изоляции, допустимому нагреву токоведущих частей в продолжительных режимах, а проводники, за исключением проводников сборных шин электроустановок, также по экономически целесообразной загрузке. Для аппаратов используются следующие соотношения:
U > U ном — сети ном*
/	> I
ном — норм расч’
/	> I
ном — п а расч’
I > /
1 ном — 'рем расч’
или в общем случае с учетом только наибольшего из расчетных продолжительных токов
Азом — ^продрасч — ^раб наиб’
а с учетом возможной перегрузки аппарата
Азсдоп — ^раб нам б’
где (/ном — номинальное напряжение аппарата; мгтм — номинальное напряжение сети, — VC IИ ним	г	* ним
номинальный ток аппарата; /нормрасч, /парасч, /рем расч — соответственно расчетный ток нормального, послеаварийного и ремонтного режимов; ^продрасч — расчетный ток продолжительного режима, равный большему из расчетных токов нормального, послеаварийного или ремонтного режима; /раб наиб — наибольший рабочий ток цепи, равный расчетному току продолжительного режима; /пгдоп — допустимый ток перегрузки аппарата; /раб Наиб — наибольший ток продолжительных (рабочих) режимов.
Для проводников используются соотношения:
U > U ном - сети ном
(для неизолированных проводников t/HOM определяется уровнем опорной изоляции);
V ~ с = /	/ /
экн норм расч' экн’
Азл доп Азрод доп — Азрод расч ~ ^раб нанб’ с учетом возможной перегрузки проводников (кабелей)
Азпдоп — Азрод расч — ^раб наиб’
где s — сечение проводника, мм2, $экн — экономи-2
ческое сечение проводника, мм , 7ЭКН — нормируе-
2 мая экономическая плотность тока, А/мм ; Азл.доп — длительно допустимый ток проводника; Азрод доп — продолжительно допустимый ток проводника, /пгдоп — ток допустимой перегрузки проводника с учетом условий его прокладки (среда — воздух, земля, вода, число совместно проложенных кабелей и т.д.)
Номинальный ток аппарата и продолжительно допустимый ток проводника устанавливаются при определенной нормированной температуре окружающей среды. Если температура окружающей среды отличается от нормированной, то токи пересчитываются по выражениям:
для аппаратов
ж/ _ , I ^проддоп ~ ^окр
'ном 7ном /гэ	_А	’
л прод ДОП VOKp.HOM
104	ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)[Разд. 401
840
для проводников
г/	_ ,	I проддоп окр
' проддоп 'проддоп Д	_д
1 и прод.доп "окр.ном
Для аппаратов нормированная температура окружающей среды Оокр ном равна 35, для проводников, проложенных на воздухе, 25, для проводников, проложенных в земле и в воде, 15 °C.
Продолжительно допустимая температура аппаратов и проводников ДПрОддОп обычно лимитируется условиями надежной работы электрических контактов и контактных соединений или условиями работы изоляции. Эта температура указываются в соответствующих ГОСТ и ПУЭ и приведены ниже в табл. 40.11.
Таблица 40.11. Продолжительно допустимые температуры нагрева элементов электроустановок
Элемент электроустановки	О прод.доп’ °C	Основание
Провода и окрашенные шины	70	ПУЭ, 7-е
неизолированные		издание
Провода и шнуры с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией	65	
Кабели до 10 кВ с изоляцией из поливинилхлоридного пластика и полиэтилена	70	
Кабели до 10 кВ с изоляцией из	90	
сшитого полиэтилена		
Кабели с изоляцией из пропитанной кабельной бумаги напря-		
жением:		
до 1 кВ	80	
6 кВ	65	
10 кВ	60	
35 кВ	50	
Контакты из меди и медных		ГОСТ
сплавов без покрытия:		8024—90
в воздухе	75	
в элегазе	90	
в изоляционном масле	80	
Соединения (кроме сварных и паяных) из меди, алюминия и их сплавов без покрытия:		
в воздухе	90	
в элегазе	105	
в изоляционном масле	100	
Окончание табл. 40.11
			рас1
Элемент электроустановки	О прод.доп’ °C	Основа-ние	в цс ста]
Выводы аппаратов из меди,		ГОСТ	
алюминия и их сплавов, предназначенные для соединения с		8024—90	стр
проводниками внешних элек-			где
трических цепей:			ШИ]
без покрытия	90		ЛС I
с покрытием оловом, никелем или серебром	105		
то же, но с покрытием контактной поверхности внешнего проводника серебром	120		где дел
Материалы, используемые в качестве изоляции, и металличе-			риа
ские детали в контакте с изоля-			ла,
цией следующих классов нагре-			ни!
востойкости по ГОСТ 8865—87:			суп
Y	90		щи
А	105		вы: НИ1
Е	120		леС
В	130		В 3
F	155		точ МО,
Н	180		
200	200		НС
220	220		TOJ
250	250		
Металлические детали или детали из изоляционных материа-	100		ди! ле(
лов, соприкасающиеся с маслом, за исключением контактов			на^
Масло в масляных коммутаци-	90		ют
онных аппаратах в верхнем слое			щи
Токоведущие (за исключением	120		РУ)
контактов и контактных соединений) и нето ко ведущие металлические части, не изолирован-			ди-
ные и не соприкасающиеся с изоляционными материалами			С т
ПРОВЕРКА НА ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКУЮ I СТОЙКОСТЬ	I
(нт
Электродинамическая стойкость электриче-	тог
	ду
ских аппаратов проверяется по выражениям	жд
^пр скв {дни ~ ^уд расч»	фо
Aip скв — А>0»	фи
	И31
где /пр скв — предельный сквозной ток аппарата, допустимый при КЗ; /днн — нормированный ток элек-	те
тродинамической стойкости аппарата, /удрасч —	ны
	но
§40.9]
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ
105
расчетное (наибольшее) значение ударного тока КЗ в цепи данного аппарата; /п0 — периодическая составляющая тока КЗ в начальный момент.
Электродинамическая стойкость шинных конструкций (линии) проверяется по выражению
° доп — °расч’	(40.1)
где одоп — допустимое напряжение в материале шин, Па; орасч — расчетное напряжение в материале шин, Па.
Согласно ПУЭ принимается
°доп — 0,7апч, где апч — временное сопротивление разрыву (предел прочности) материала шин.
Определение расчетного напряжения в материале шин производится следующим образом.
Определяется расчетная (т.е. наибольшая) сила, действующая при КЗ на элементы шинных линий (шины и поддерживающие их изоляторы и несущие конструкции). Шинная линия с изменяющимся во времени динамическим воздействием, вызванным взаимодействием токонесущих проводников фаз, представляет собой в общем случае колебательную систему. При практических расчетах в зависимости от местных условий и требуемой точности расчета рассматриваются три расчетные модели такой системы:
I)	статическая система, т.е. система, в которой не учитываются возможные колебания шин, изоляторов и несущих конструкций;
2)	упрощенная динамическая система (квази-динамическая система), в которой учитываются колебания шин, но не учитываются возможные колебания изоляторов и несущих конструкций — так называемая система с жесткими опорами;
3)	динамическая система, в которой учитываются колебания как шин, так и изоляторов и несущих конструкций — так называемая система с упругоподатливыми опорами.
Расчетная электродинамическая сила, Н, находится по выражениям:
для условий взаимодействия двух проводников стоками
„	2  10“7/. . . ,
Fpac4 = -------'1'2*ф*Д’	(402)
где FpaC4 — расчетная электродинамическая сила (нагрузка); /| — ток первого проводника, А; /2 — ток второго проводника, А; / — длина пролета между изоляторами, м; а — кратчайшее расстояние между центрами проводников, м; Лф — коэффициент формы шин (находится по рис. 40.35); кД — коэффициент динамической нагрузки, учитывающий изменение электродинамической нагрузки при учете колебаний элементов шинной линии;
для условий взаимодействия проводников разных фаз в трехфазной шинной линии при трехфазном КЗ (расчетный проводник — проводник сред-
Рнс. 40.35. Кривые для определения коэффициента формы двухполосных шии прямоугольного сечения при различных значениях ЫН
ней фазы при расположении проводников фаз в одной плоскости)
у/3)	=F(3)	=д/3 2- Ю~7/,,(3)	2
ф.расч расч расч 2 а 1 удрасч1 д
= °~1-/[4д)расч|2^-	(40.3)
где /\j)3paC4 — расчетная электродинамическая сила взаимодействия между фазными проводниками при трехфазном КЗ; Ард’ч — расчетная электродинамическая сила при трехфазном КЗ; /расч — расчетная электродинамическая сила для проверки элементов трехфазной шинной линии при КЗ; здесь можно принять Лф = 1;
для условий взаимодействия проводников различных фаз в трехфазной шинной линии при двухфазном КЗ
Д2)	Д2)	2- 1О7/,(2)	2
ф расч расч а I *уд расч । д ’ 00-4) для условий взаимодействия проводников одной фазы (например, в случае пакета из двух проводников в фазе) при трехфазном КЗ в трехфазной шинной линии — случай двухполосных шин 2-10-7/	,,,	2
^п.Дсч= ^.расч =-^~Е I °’5 'уд расч 1 Мд ’ (4° 5) п
106
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд.4Д
где /;п расч — расчетная электродинамическая сила взаимодействия между проводниками в пакете, Н; ап = 2Ь — кратчайшее расстояние между центрами проводников в пакете, м; Ь — толщина проводника сечением bxh, м; /п — длина пролета между прокладками в пакете шин, м, причем
Коэффициент динамической нагрузки определяется следующим образом для различных расчетных систем шинных линий:
1)	для статической системы
*д=1;
2)	для упрощенной динамической системы
— *Р(/ошЛ <fC\
гае/Ошк — к-я гармоника частоты собственных колебаний шин;/с — частота переменного тока в сети.
Частота Уош/.= Гц, определяется следующим образом:
к- <4061
где к= 1, 3, 5, ... — номер гармоники частоты собственных колебаний; гк — коэффициент (г| = 4,73; г3 = 10,99; гк = (2к+ 1)л/2 при к> 5); / — длина пролета шин, м; Е— модуль упругости материала шин, Па; J— момент инерции поперечного сечения ши-4
ны, м ; тш — масса шины на единицу длины (масса 1 м шины), кг/м.
При проверке шин на электродинамическую стойкость обычно учитывают только первую (основную) гармонику частоты собственных колебаний шин, Гц:
/ош1=/Ош = ^ Р- (40.7)
2Л/
Далее по кривым 40.36 определяется коэффициент динамической нагрузки кд в зависимости от отношения частоты собственных колебаний системы /(>ш к частоте сети/с.
В случае составных (например, двухполосных) шин определяются также первая гармоника частоты собственных колебаний элемента составных шин (элемент пакета шин) и по рис. 40.36 соответствующий коэффициент динамической нагрузки кд = кд эл:
4 73 2 / EJ
(40.8) 2л/; А/тш.эл
где J3n — момент инерции поперечного сечения 4
элемента шины, м ; тш зд — масса элемента со-
Рис. 40.36. Кривые для определения коэффициента динамической нагрузки шин и изоляторов при различных значениях Ауд
ставной шины (масса 1 м элемента составной шины), кг/м.
Далее по (40.3) и (40.5) находятся расчетные силы и затем вызываемые ими изгибающие моменты. В общем случае
д/ = /г l/k изг расч защ’
где Азащ — коэффициент защемления, зависящий от вида защемления (закрепления) шин на опорах.
Шины рассматриваются как балка с равномерно распределенной нагрузкой, лежащая на опорах. При жестком закреплении шин на опорах максимальный изгибающий момент имеет место у опор и ^защ ~ 12.
Для случая, когда шины свободно лежат на опорах, максимальный момент имеет место в середине пролета и Азащ = 8.
Поскольку в реальных условиях шины электроустановок жестко закрепляются только на одной изоляторе в пролете, а на остальных опорах имеют лишь ограничители поперечного перемещения, не препятствующие продольному перемещению шин, например, при температурных удлинениях, и, кроме того, от шин имеются ответвления к электрическим аппаратам различных присоединений, то для средних условий можно принять Азащ = 10.
При этом изгибающий момент от взаимодействия токонесущих проводников фаз, Н  м,
Чзгф^расч"10’ а изгибающий момент от взаимодействия токонесущих проводников в пакете шин
Л/ =F //12	(4010)
изг.п п расч п	'	>
}40.9]
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ
107
Отметим, что МЭК рекомендует в выражениях (40.9) и (40.10) использовать £защ, равный соответственно 8 и 16.
Напряжение в материале шин при изгибе, Па, определяется по выражению
a = MmT!W,	(40.11)
где W — момент сопротивления поперечного сече-з иия шины, м .
Значения моментов сопротивления и моментов инерции поперечного сечения шин некоторых типовых профилей приведены в табл. 40.12.
Напряжение, Па, в материале шин:
от междуфазного взаимодействия
Оф-расч = Чзгф//10;	(40.12)
от взаимодействия в пакете шин
°п.расЧ = Чзг.п/п/12;	<40-13)
суммарное
°расч — I °ф.расч °п расч I “ °ф.расч	расч- (40.14)
Далее электродинамическая стойкость шин оценивается по (40.1);
3)	для динамической системы. Вначале определяются ряд вспомогательных параметров системы:
жесткость опоры
COn = F>X
где F — изгибающая сила, Н; у — прогиб опоры при изгибе под действием силы F, м;
Таблица 40.12
№ п/п
Схема расположения шин в трехфазной шинной линии
W, м3
2
5
6
7
bh2 /6	bh3!\2
ЛЛ2/3	ЬКЧб
hb2l6	hb3112
hb2/3	hb316
nd3! 32	ra/4/64
4	4 7l(£> -d )	4	4 n(D -d )
32 D	64
4 ,4	4	4
H -h	H -h
6H	12
108
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд. 40
эквивалентную массу опоры, кг,
2 ^экв.оп —	>
где/рон — частота собственных колебаний опоры, не скрепленной с шиной.
Обычно несущие конструкции достаточно жестки, поэтому жесткость опоры и частота ее собственных колебаний в основном определяются жесткостью и частотой собственных колебаний изоляторов. Поэтому обычно принимают: Соп = Снз;_/роп = =/оиз; коэффициенты тжв оп /(тш/); (Соп?) /EJ.
Затем по кривым рис. 40.37 находится коэффициент Т| для первой гармоники частоты собственных колебаний шин и далее по формуле (40.7) — искомая частота_/рш|. В дальнейшем расчет ведется так же, как и в случае с упрощенной динамической системой.
Электродинамическая стойкость изоляторов проверяется в следующей последовательности определяется по выражению (40.3) расчетная электродинамическая сила, действующая на шины в пролете, /;расч;
находится расчетная сила (нагрузка), действующая на головку изолятора, Н,
^aC4.B3 = 'W'W/AnX (40 15) где ш — высота центра тяжести поперечного сечения шины, м, НИЗ — высота изолятора, м, проверяется электродинамическая стойкость изолятора по условию
Рнс. 40.37. Кривые для определения коэффициента г, для шин, опирающихся на упругоподатливые опоры
а — балка с защемлением на опорах, б — балка с шарнирным опиранием
ЛДО,1 нз /;расч из-	(40 16)
В случае одиночных изоляторов принимается Лисп, из — О’б^разр из’
в случае двух спаренных изоляторов на опоре принимается
/7	== /7
г доп из г разр из’ где Т'рдзр нз — минимальная разрушающая сила (нагрузка) для одного изолятора, приложенная к его головке при работе на изгиб, Н
ПРОВЕРКА НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ
Термическая стойкость электрических проводников и аппаратов лимитируется предельно допустимой кратковременной температурой вкрдоп частей проводников и аппаратов при КЗ, приведенной ниже, которая зависит от степени снижения механической прочности материала проводников и аппаратов при кратковременных нагревах токами КЗ:
О кр,догр
Шины алюминиевые	200
Шины медные ............  .	300
Шины стальные, не имеющие непосредственного соединения с аппаратами ........ 400
Шины стальные, имеющие непосредственное соединение с аппаратами	300
Кабели бронированные и небронированные С бумажной пропитанной изоляцией на напряжение, кВ
1.................................. 250
6—10..............................  200
20—35.............................  130
110—220 ........................... 125
Кабели и изолированные провода с медными и алюминиевыми жилами и изоляцией
из поливинилхлоридного	пластиката	160
резины ............................ 160
полиэтилена (кабели до 35	кВ)	130
вулканизированного (сшитого) полиэти-
лена (кабели до 35 кВ)	250
Медные неизолированные провода при тя-женнях, Н/мм
менее 20...................   ,	250
20 и более	200
Алюминиевые неизолированные провода
2
при тяжейнях, Н/мм менее 10	................. 200
10 и более .... .............. ....	160
Алюминиевая часть сталеалюмнниевых проводов	200
§40.9]
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ
109
Для электрических аппаратов устанавливается ток термической стойкости / норм и нормированное допустимое время его протекания /тер норм.
Термическая стойкость электрических аппаратов в общем случае проверяется по выражению
^тер.норм — Лер.норм Лер.норм ~	(40.17)
или
£тер=^ер'к>Вк’
где Вк — интеграл Джоуля для условий КЗ.
Если время КЗ /к отличается от /тер норм, то для определения тока термической стойкости в этих условиях можно согласно ГОСТ 687—78 Е использовать следующие выражения:
ПРИ ~ ^откл > ^тер.норм
/	= /	/'тер.норм (40 18)
тер тер.норм I /	’	4	'
R — В
°тер итер норм’
при /к < /тер НОрМ
Л'ер ^тер норм»
В = ?	/
° тер	1 тер. норм * к ’
Интеграл Джоуля допускается определять по выражению
Готкл _	^откл	*откл ~
Вк= J 'K(Z)dZ“ I Zn(Z)dZ + I 'a<z)dz =
ООО
= £к.п + £к.а-	(4019)
где 8КП — интеграл Джоуля от периодической составляющей тока КЗ; Вк а — интеграл Джоуля от апериодической составляющей тока КЗ.
При наличии в сети нескольких источников
Вк ~ Ло Zonoi
,(40.20)
где /п0 — начальное значение периодической составляющей тока КЗ; Та эк — эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ от нескольких источников.
Если 2/откл >> Лсэк> то
Вк 2 Ло('откл + Л,.эк) •
(40.21)
Методика расчета интеграла Джоуля в частных случаях изложена в специальной литературе по данному вопросу
Термическая стойкость проводников проверяется по условию
«крдоп^кн.	(40.22)
где 1)кн — конечная температура нагрева проводника при КЗ.
Определение температуры 1)кн производится следующим образом.
Уравнение теплового баланса при КЗ
2
/к(/)Яе d/ = cflG dtf (40.23) преобразуется к виду
'к(')Ро(1 + ae)Z
---------------d/ = cn(l + dO
и после интегрирования в соответствующих пре
делах
'уч^/) dr 0 S2
е^сп(1 + ре) г , J р0(1 +ае)
дает решение в следующем виде:
В* Л 3 — = А кн - А н s
(40.24)
где р0 — удельное сопротивление материала проводника, — активное сопротивление проводника при температуре е; се — удельная теплоемкость проводника при температуре е; G — масса проводника; а -— температурный коэффициент изменения удельного сопротивления; s — сечение проводника; / — длина проводника; с0 — удельная теплоемкость материала проводника; р — температурный коэффициент изменения удельной теплоемкости; X— плотность материала проводника; Он — начальная температура проводника до КЗ; 6КН — конечная температура проводника во время КЗ; Лкн— значение интеграла при верхнем пределе; Ан — значение интеграла при нижнем пределе.
Зная 1)н, по кривым рис. 40.38 для проводника с соответствующим материалом находят Ан и по выражению (40.24) —Лкн:
Далее вновь по рис. 40.38 при известном значении Ак н находят температуру 1)к н и составляют ее по (40.22) с кратковременно допустимой температурой проводника при КЗ.
Если принять, что до КЗ проводник был полностью загружен и его температура была 6^ доп, а при КЗ он нагрелся до температуры 1)кр доп, то очевидно,
110	ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)[Разд. 40
Aq,  с/мм4
Рис. 40.38. Кривые для определения конечной температуры нагрева проводников из различных материалов при КЗ:
/ — ММ; 2 — МТ; 3 — AM; 4 — АТ; 5 — АДО, ACT; 6 — АД31Т1; 7 — АД31Т; 8 — Ст.З
что его сечение будет минимально допустимым по условиям термической стойкости;
I В
\eP.m,n =	-------~А------=^,(40.25)
лИЧ О	т
V	кр доп	прод доп
где Ст— коэффициент, значения которого приведены ниже:
Г' А 1/2,	2
Ст, А’С /мм
Шины медные.....................  170
Шины алюминиевые................... 90
Шины стальные при Окр доп = 400 °C. 70
Шины стальные при Окрдоп = 300 °C.. 60
Кабелн с бумажной пропитанной изоляцией на напряжение до 10 кВ-
с медиыми жилами............. 140
с алюминиевыми жилами.......... 90
Кабели с бумажной пропитанной изоля-
цией на напряжение 20—220 кВ
с медными жилами......	105
с алюминиевыми жилами ......... 70
Кабели и изолированные провода с поливинилхлоридной и резиновой изоляцией:
с медными жилами............. 120
с алюминиевыми жилами.......... 75
Кабели и изолированные провода с полиэтиленовой изоляцией:
с медными жилами............. 103
с алюминиевыми жилами.......... 65
Реальное сечение проводника должно удовлетворять условию
J —^тер.пшг	(40.26)
На практике обычно решается одна из следующих задач:
а)	при известных параметрах проводника цепи проверяется его термическая стойкость при КЗ по выражению (40.22);
б)	при известных значениях тока КЗ в цепи и температуры нагрева проводника определяется его термически стойкое сечение по выражению (40.26).
ПРОВЕРКА НА КОММУТАЦИОННУЮ СПОСОБНОСТЬ
На коммутационную способность проверяют^ все коммутационные аппараты (выключатели, выключатели нагрузки, плавкие предохранители, разъединители, автоматы, контакторы, магнитные пускатели, рубильники и т.н.).
Наиболее сложна процедура проверки на коммутационную способность высоковольтных выключателей. Она состоит в следующем Проверяется соблюдение условий:
4>ткл.ном — Лгс»	(40.27)
za норм ~ Р норм Аэткл ном ~ *ат ’ (40.28] если условие (40.27) выполняется, а условие (40.28) не выполняется, то проверку выключателей на коммутационную способность допускается производить по выражению
^(1+₽норм)/от™^'кг:	(40.29)
затем проверяются условия:
^вкл.норм — А10»	(4030)
*вкл норм — *уд»	(40.31)
wR нопм >	(40.32)
и.мирм В	'	'
где /отк;| ном — номинальный ток отключения вы-ключателя (действующее значение периодической составляющей тока); /пт — действующее значения периодической составляющей тока КЗ в цепи в момент т начала расхождения дугогасительных контактов выключателя; /а норм — нормированное значение апериодической составляющей тока отклю-1 чения; Рнорм — нормированное содержание апе-1 риодической составляющей в токе отключения (оп-1 ределяется по рис. 40.39); in — расчетное мгновеи-1 ное значение тока КЗ в цепи в момент начала расхо! ждения дугогасительных контактов выключателягл /ат — расчетное значение апериодической состая-1 ляющей тока КЗ в цепи в момент т; ив — собствен! ное восстанавливающееся напряжение на контая-1 тах выключателя при отключении расчетного КЗ я! цепи; ив норм — нормированное значение собствен! ного восстанавливающегося напряжения наконтаЛ тах выключателя при отключении КЗ в цепЛ /вкл норм — нормированное действующее значенж!
840.9]
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ
111
Рис. 40.39. Кривые для определения нормированного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе
периодической составляющей тока включения выключателя; /акл норм — нормированное мгновенное
значение тока включения выключателя; /п0 — начальное значение периодической составляющей тока КЗ.
Выключатель, удовлетворяющий по своим параметрам условиям (40.27)—(40.32), может быть принят к установке в данной цепи.
СВОДНЫЕ ДАННЫЕ УСЛОВИЙ ВЫБОРА И ПРОВЕРКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ
Выше изложена общая методика выбора и проверки электрических аппаратов и проводников. Выбор и проверка отдельных видов аппаратов и проводников имеют некоторую специфику и особенности, что отражено в табл. 40.13.
Таблица 40.13. Условия выбора и проверки электрических аппаратов и проводников
Электрический аппарат или проводник	Условия выбора и проверки
Выключатель	^ном — ^сетн ном Атом — 41род расч — ^раб.наиб /пгдоп - Азграсч (ПРИ допустимости перегрузки выключателя) ^вкл.норм ~ 410 'вкл норм — 'уд 4 гр скв — 410 'пр.ска — 'днн — 'уд 2	_ тер норм ZTep. норм ~ ПРИ 4с “ 4>ткл — 4ер.норм ^тер ” ^гер.норм ~ ^к ПРИ 'к < 4ер.норм 4)ТКЛ.НОМ — ^пх 'а. норм ~	Рнорматив ном — 'ат Для установки, у которой *^Рнорм^откл ном < 'ат , допускается выполнение условия: + Рнорм^откл.ном > 'кт~ ^'пт + ;ат Далее проверяется ыв норм > wB
Разъединитель	^ном — ^сети ном 4юм — Атрод. расч — ^раб 'пр скв ~ 'дин ~ 'уд 2	2 пр.тер^пр.тер — ^тер.норм^тер.норм "	ПРИ ^к— ^тер.норм
112
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)
[Разд.40
Продолжение табл. 40.13
Электрический аппарат или проводник	Условия выбора и проверки
	^тер = 'тер нормой >	ПРИ 'к < 'тер норм 'отклдоп - 'рабт (допускается в строго оговоренных частных случаях)
Отделитель	^ном — Цегн ном 'ном — 'прод расч 'пр скв — 'дин — 'уд 2 тер норм'тер норм —	ПРИ 'к — 'тер норм ®тер = ^тер.норм'к > ®к ПРИ 'к < 'тер.норм /откл доп - ^рабт (допускается в строго оговоренных частных случаях)
Короткоза м ы кател ь	^ном ~ ^сетн ном 'пр.скв — (дни ~ 'уд 2 'тер норм'тер норм ~ ПРИ 'к ~ 'тер норм ^тер “ 'тер норм 'к >	ПРИ < 'тер норм
Предохранитель	Цюм “ ^сети ном 4юм — 'прод расч 41ТКЛ НОМ — 41р ож Соответствие времятоковой характеристики предохранителя расчетным условиям защищаемой цепи
Выключатель нагрузки	^ном — Цсетн ном Аюм “ А1род расч Лкп доп — 410 *вкл доп ~ ^уд Атр.скв — 4i0 ^пр.скв ~ (дин — 'уд 7 тер норм ^тер.норм ~ ^к ПРИ 4 - 'тер норм 2 ^тер “ тер норм'к >	ПРИ 'к < 'тер норм Аугкл ном — 'ном — 'рабт В отдельных случаях /откл ном > /ноМ (соотношение указывается изготовителем в эксплуатационных документах). Соответствие времятоковой характеристики предохранителя расчетным условиям защищаемой цепи (при установке выключателя нагрузки последовательно с предохранителем)
Разрядник	^ном ““ Ц;етн ном Wnpo6 “ "доп расч "ост.нанб — идоп расч *сопр доп — 'откл — 'сопр расч
§40.9]
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ
113
	Продолжение табл. 40.13
Электрический аппарат или проводник	Условия выбора и проверки
Трансформатор тока	Цтом — ^сети ном Атом — Атрод расч 'дни “	ном ~ 'уд Э	2 т~ер норм'тер норм “ (^терЛ ном^ 'тер норм “ Z2hom > Z2paC4 ~ г2расч (в необходимом классе точности)
Трансформатор напряжения	^ном — ^сетн ном ^иом - 1<’2расч (в необходимом классе точности) З'пред - ^щах Л^нанб (в режиме наибольшей отдаваемой мощности)
Опорный изолятор	^ном — ^сети ном ^доп = °’6/гразр - /расч <дпя одиночных изоляторов) Faon = Лра,р 2 /расч (для спаренных изоляторов)
Проходной изолятор	и > и ном — сети ном Атом — Атрод расч F = 0 6F >F * доп ’ разр — расч
Реактор	^Атом — ^сетн ном 'ном — Атрод расч 'днн — 'уд ?	/	>В 'тер норм ‘тер норм ~ к хр>хррасч (определяется по условиям необходимого ограничения токов КЗ и предельнодопустимой потери напряжения на реакторе в нормальном режиме работы)
Автомат	^иом — ^сети ном А1ом — Атрод расч ;вкл наиб — *уд 'дин — 'уд ?	/	>в 7 тер норм тер норм “ °к Азткл.ном — Атг.ож
Контактор	^НОМ — Цхти ном Атом — Атрод расч Р	> Р подкл.доп — подо расч
Магнитный пускатель	^Атом — ^сети ном ^ном — Атрод расч Р	> Р подо доп ~ * подо расч
114	ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ (ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ)[Разд. 40
Окончание таб.ч. 40.13
Электрический аппарат или проводник	Условия выбора и проверки
Рубильник	^ном ~ ^сетн ном ^ном — ^прод расч 1	1 *днн - 'уд /2	t	> в тер.норм тер.норм ~ к А>тклдоп - ^рабт (в случае. если рубильник имеет дугогасительные камеры или разрывные контакты)
Шина, провод неизолированный	5 ~ 5экн ~ Аюрм расч^экн ^за исключением сборных шин электроустановок, сетей напряжением до 1 кВ с Гнаиб < 5000 ч, сетей временных сооружений и ответвлений к электро пр нем никам напряжением до 1 кВ, к резисторам, реакторам и гл.) Сечение проводников воздушных линий 330—1150 кВ выбирается но экономическим интервалам ^дп.доп ^прод.доп — ^прод расч адоп — арасч ^кр.доп — ^кн 14/111 5 — ^тер.шш ~
Кабель, провод изолированный	^ном — ^сетн ном 5 ~ 5экн ~ Аюрм расч ^экн / =/ >/ дл.доп пред доп — ' пред расч Л1гдоп — расч ^кр доп - или 5 - 5тер min = Т^к^т
Закрытый шинный токо-провод	^ном — ^сети ном Атом — А1род расч ;дин “ *уд т2	/	> в тер норм тер норм ~ к
Примечания: 1. В правых частях неравенств величины/п[|,1уд, Вк, /пт, <ат, пв, /п0ож, /пТОЖ, Окн должны быть представлены расчетными значениями, те. наибольшими в условиях конкретной установки или цепи.
2. В таблице приняты следующие обозначения: /п0ож— действующее значение периодической составляющее ожидаемого тока КЗ в начальный момент; /пТож — действующее значение периодической составляющей ожидав- I мого тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов аппарата, /paf)T — рабочий ток цепи в мо-1 мент начала расхождения дугогаентельных контактов аппарата; «Г1роб — импульсное пробивное напряженне ра> I рядника; пост наиб — наибольшее остающееся напряжение на разряднике при прохождении через него тока; I Ндопрасч — допустимое расчетное напряжение на изоляции элементов электроустановки, защищаемых данным разрядником; <сопр расч — расчетное значение сопровождающего тока разрядника; <сопр дсп — предельно допусти-1 мое значение сопровождающего тока, который разрядник может оборвать, Ртдкддоп — допустимая мощность! электродвигателей, подключаемых к сети данным аппаратом; /'„одклрасч— расчетная мощность электродвигате-1 лей, подключаемых к сети данным аппаратом; Гнаиб — время использования наибольшей на, рузки.
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
115
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
40.1	Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей / Минэнерго СССР. М., 1980.
40.2	Нормы технологического проектирования атомных электростанций / Минэнерго СССР. М., 1980.
40.3.	Нормы проектирования технологической части ГЭС и ГАЭС / РАО «ЕЭС России», Гидропроект. М., 1994.
40.4.	Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35—750кВ —4-е изд Т 1. Энергосетьпроект М., 1991.
40.5.	Руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем. ВНТП-81 / Минэнерго СССР. М., 1981.
40.6.	Электрическая часть станций и подстанций / Под ред. А.А Васильева. — 2-е изд М.: Энерго-атомиздат, 1990.
40.7.	Неклеиасв Б.П., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.— 4-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1989.
40.8.	Неклепаев Б.Н. Координация и оптимизация уровней токов короткого замыкания в электриче-ских системах М : Энергия, 1978.
40.9.	Электрическая часть гидроэлектростанций. Главные схемы электрических соединений / Г.С. Лисовский, Б.З. Уманский, Б.С. Успенский, М.Э. Хейфиц, Под ред Б.С Успенского М : Энергия, 1965.
40.10.	Лисовский Г.С., Хейфиц М.Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35—750 кВ. М  Энергия, 1977.
40.11.	Фельдман М.Л., Чсрновец А.К. Особенности электрической части атомных электростанций. Л. Энергоатомиздат, 1983.
40.12.	Сборник директивных материалов Главтех-управления Минэнерго СССР (электротехническая часть). — 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985.
40.13.	Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками. М.: СПО Со-юзтехэнерго, 1985.
40.14.	Ерхаи Ф.М., Неклепаев Б.П. Токи короткого замыкания и надсжнос|ь энергосистем. Кишинев: Штиинца. 1985
40.15.	Правила устройства электроус1ановок. — 6-е изд. М Энергоатомиздат, 1985
40.16.	Двоскин Л.II. Схемы и копс1рукиии распределительных ycipoiiCTB —3-е изд. М.. Энерго-атомпздат, 1985.
40.17.	Околовнч М.Н. Проектирование электрических станций. М.: Энергоатомизлат, 1982
40.18.	Гук Ю.Б., Каптан В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций н подстанций. Л.: Энергоатомиздат, 1985.
40.19.	Руководящие указания по устойчивости энергосистем РАО «ЕЭС России» М , 1994.
40.20.	Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования / РАО «ЕЭС России». М., 2001.
40.21.	Типовые схемы принципиальные электрические распределительных устройств напряжением 6—750 кВ подстанций и указания по их применению / Минтопэнерго РФ. Энергосетьпроекг. М., 1993.
40.22.	Балаков Ю.Н.. Неклепаев Б.Н., Шунтов А.В. О достигнутых параметрах выключателей // Электрические станции. 1996. № 10. С. 56—60.
40.23.	Правила технологического проектирования атомных станций (с реактором ВВЭР). РД 210.006—90 / Минатомэнерго РФ. Атомэнсргопроект. М., 1990
40.24.	Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ (ПТЭ) РД 34.20.501— 95. — 15-е изд / Минтопэнерго РФ. СПО ОРГРЭС. М., 1996.
40.25.	Методические указания по объему технологических измерений сигнализации, атомати-ческого регулирования на тепловых электростанциях. РД 34.35.101—88 М : Союзтехэнерго, 1990.
40.26.	Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. ВПТП-Т—99 / Минтопэнерго РФ, РАО «ЕЭС России». М., 1999.
40.27.	Нормы проектирования электростанций с газотурбинными и парогазовыми установками. НП-ГТ—99 / Минтопэнерго РФ, РАО «ЕЭС России». М., 1999.
40.28.	Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. — 2-е изд. М.. Энергоатомиздат, 1987.
S4I-1]
Раздел 41
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
СОДЕРЖАНИЕ
41.1.	Введение......................... 116
Общие сведения и требования (116).
Требования к конструкциям закрытых РУ (117). Требования к конструкциям открытых РУ (120).
41.2.	Типовые конструкции закрытых РУ... 122
Закрытые РУ 3—20 кВ (122). Закрытые РУ 35—220 кВ (137).
41.3.	Типовые конструкции открытых РУ... 140
41.1. ВВЕДЕНИЕ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ И ТРЕБОВАНИЯ
Распределительные устройства (РУ) электрических станций и подстанций выполняются внутренней и наружной установки и соответственно называются закрытыми (ЗРУ) с расположением оборудования (закрытого, защищенного или открытого) в зданиях и открытыми (ОРУ) с расположением всего или основного оборудования на открытом воздухе РУ могут быть комплектными для внутренней установки (КРУ) и для наружной установки (КРУН). Промышленность поставляет комплектные РУ с элегазовой изоляцией (КРУЭ) и комплектные трансформаторные подстанции (КТП).
В последнее время как в мировой, так и в отечественной практике предпочтение отдается использованию вакуумных (на напряжение до 35 (36) кВ) и элегазовых выключателей (на напряжения от 6 (7,2) до 750 (800) кВ).
Закрытые РУ применяются на напряжениях 3— 20, а также в частных случаях 35—220 кВ при ограниченности площадей под РУ, в случае повышенной загрязненности атмосферы и при особо тяжелых климатических условиях (например, на Крайнем Севере); открытые — на напряжениях 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ.
РУ должны удовлетворять поставленным техническим требованиям в отношении надежности работы, удобства эксплуатации, безопасности обслуживания, экологической безопасности, возможности расширения, противопожарной безопасности. Они должны допускать возможность использования средств механизации для производства ремонтных работ. Выбор той или иной конструкции РУ производится на основании технико-экономических расчетов и сравнений характеристик конкурентоспо-
41.4.	Комплектные распределительные устройства и комплектные трансформаторные подстанции...............148
Общие сведения (148). Классификация КРУ (153). КРУ 6—10 кВ внутренней установки (161). КРУ 6—10 наружной установки (177). КРУ с элегазовой изоляцией (178). Комплектные трансформаторные подстанции (189).
Список литературы.......................194
собных вариантов. РУ выполняются в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ). Норм технологического проектирования электрических станций и подстанций (НТП), строительных и противопожарных норм, руководящих указаний по проектированию механизации ремонтных работ и других нормативных материалов.
РУ должны выполняться таким образом, чтобы при нормальных условиях работы электроустановки не создавалось явлений, опасных для обслуживающего персонала или приводящих к поврежде- | нию оборудования, возникновению КЗ и замыканий на землю. При условиях, отличных от нормальных, должна быть обеспечена локализация повреж- I дений вследствие КЗ. При снятом напряжении ска- I кой-либо цепи должны быть обеспечены безопас- I ный осмотр и замена или ремонт элементов этой I цепи без нарушения нормальной работы соседних I цепей. Конструкции, на которых закреплено обору- I дование, должны выдерживать усилия от веса оборудования, ветра, гололеда и электродинамических сил при КЗ. Строительные конструкции, находящиеся вблизи токоведущих частей, доступные и недоступные для прикосновения обслуживающего персонала, должны нагреваться не выше 50 и 70 °C соответствен но.
В РУ должна быть предусмотрена установка I разъединяющих устройств с видимым разрывом I для отсоединения в случае необходимости (напри- I мер, при ремонте) любых аппаратов электрической I цепи от сборных шин и других источников напря- I жения. Должна быть предусмотрена блокировка I (электрическая или механическая) между выключа- I телем и разъединителями одной цепи, а также меж- I ду разъединителями и их заземляющими ножами I для предотвращения ошибочных операций. Опера- I тивная блокировка в РУ напряжением 3 кВ и выше I должна исключать;
в к. едини-катели
вас не отд ходящ ота едини! рено к матнва
Не возник с отдех сущесп
РУ рудова обеспе иовки Ножи < привод
Раз навлив земляк ными а ЗРУ, п -25 °C, маслян от минг смотре! и возду душны:
Ши из алао проводе из алюа ническс
Для водник: деформ ся темп иий про
Сет' щих час высоту формате ров, усз уровнеь верстия 25x25 м их на за телей, т] средстве съемных безопаса иия на т
Мета а также 1
§41.1]
ВВЕДЕНИЕ
117
включение выключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамы-катели;
включение заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;
отключение и включение отделителями и разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата и действующими нормативными документами.
Необходимо отметить, что в последнее время возникла тенденция отказа от использования схем с отделителями и короткозамыкателями ввиду их существенных технических недостатков.
РУ напряжением выше 1 кВ должны быть оборудованы стационарными заземляющими ножами, обеспечивающими заземление аппаратов и ошиновки без использования переносных заземлений. Ножи окрашиваются в черный цвет, а рукоятки их приводов — в красный.
Разъединители напряжением 3 кВ и выше устанавливаются с одним или двумя стационарными заземляющими ножами, сблокированными с основными ножами. В ОРУ, КРУН и в неотапливаемых ЗРУ, где температура воздуха может быть ниже -25 °C, должен быть предусмотрен подогрев масла масляных выключателей. Кроме того, независимо от минимальной температуры должен быть предусмотрен подогрев механизмов приводов масляных и воздушных выключателей, блоков клапанов воздушных выключателей и их агрегатных шкафов.
Шины РУ должны, как правило, выполняться из алюминиевых, сталеалюминиевых и стальных проводов, полос, труб и шин профильного сечения из алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения.
Для снятия механических напряжений в проводниках и изоляторах вследствие температурных деформаций и вибрации должны предусматриваться температурные компенсаторы, ослабление тяже-ний проводов и т.п.
Сетчатые и смешанные ограждения токоведу-ших частей и электрооборудования должны иметь высоту для ОРУ и открыто установленных трансформаторов 2 или 1,6 м, а для ЗРУ и трансформаторов, установленных внутри здания, — 1,9 м над уровнем пола (при этом сетки должны иметь отверстия размером не менее 10x10 мм и не более 25x25 мм, а также приспособления для запирания их иа замок). В ЗРУ при входе в камеры выключателей, трансформаторов и других аппаратов непосредственно за дверью допускается применение съемных барьеров на высоте 1,2 м для обеспечения безопасного осмотра камер при наличии напряжения на токоведущих частях.
Металлические конструкции РУ и подстанций, а также подземные части металлических и железо
бетонных конструкций должны быть защищены от коррозии.
ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИЯМ ЗАКРЫТЫХ РУ
Расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разных фаз, расстояния от неизолированных токоведущих частей до заземленных конструкций и ограждений, до пола и земли, а также между неогражденными токоведущими частями разных цепей должны быть не менее приведенных в табл. 41.1 применительно к рис. 41.1
При токах трехфазного КЗ более 20 кА гибкие шины в ЗРУ следует проверять на их опасное в отношении пробоя сближение под действием токов КЗ. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены сетками и т.п. Неизолированные токоведущие части вне камер, расположенные над полом на расстоянии меньше Д, должны ограждаться сетками, причем высота прохода под сеткой должна быть не менее 1,9 м. Токоведущие части, находящиеся выше ограждений на расстоянии до 2,3 м от пола, но меньше Д, должны располагаться от ограждения на расстоянии В. Аппараты, у которых нижняя кромка фарфора изоляторов расположена на расстоянии 2,2 м и более от пола, разрешается не огораживать, если выполнены изложенные выше требования. Применение барьеров для токоведущих частей в открытых камерах не допускается. Неогражден-ные неизолированные токоведущие части различных цепей, находящихся от пола на высоте больше Д, должны быть расположены на таком расстоянии друг от друга, чтобы при отключении какой-либо цепи (например, секции шин) обслуживание ее было безопасно при наличии напряжения на соседних цепях; в частности, между неогражденными токо-ведуЩими частями, расположенными с двух сторон коридора обслуживания, должно быть расстояние не меньше Г
Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать удобное обслуживание электроустановки и перемещение оборудования и должна быть (в свету между ограждениями) не менее 1 м при одностороннем и 1,2 м при двустороннем расположении оборудования. Ширина коридора управления, где находятся приводы выключателей или разъединителей, соответственно должна быть 1,5 и 2 м. При длине коридора до 7 м допускается уменьшение его ширины при двустороннем обслуживании до 1,8 м. Ширина взрывного коридора должна быть не менее 1,2 м. Допускается местное сужение коридора строительными конструкциями не более чем на 0,2 м.
Количество выходов из ЗРУ наружу или в другие помещения с несгораемыми стенами и перекры-
118
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
Таблица 41.1. Наименьшие расстояния в свету от токоведуших частей до различных элементов ЗРУ
Рисунок 41.1	Расстояние	Обозначение	Изоляционные расстояния, мм, для номинального напряжения, кВ							
			3	6	10	20	35	НО	150	220
а	От токоведуших частей до заземленных конструкций н частей зданий	^ф—3	65	90	120	180	290	700	1100	1700
а	Между проводниками разных фаз	Лф-ф	70	100	130	200	320	800	1200	1800
б	От токоведущих частей до сплошных ограждений	Б	95	120	150	210	320	730	ИЗО	1730
в	От токоведущих частей до сетчатых ограждений	В	165	190	220	280	390	800	1200	1800
в	Между неогражденными токоведущими частями разных цепей	Г	2000	2000	2000	2200	2200	2900	3300	3800
г	От неогражденных токоведущих частей до пола	д	2500	2500	2500	2700	2700	3400	3700	4200
г	От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при отсутствии проезда под выводами	Е	4500	4500	4500	4750	4750	5500	6000	6500
в	От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту	Ж	80	НО	150	220	350	900	1300	2000
тиями зависит от длины ЗРУ: при длине до 7 м — одни выход, при длине 7—60 м — два выхода по концам; допускается располагать выходы из РУ на расстоянии до 7 м от его торцов; при длине более 60 м — два выхода по концам и дополнительные выходы с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки коридора до выхода не превышало 30 м. Двери из РУ должны открываться в направлении других помещений или наружу и иметь самозапираю-щиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ. Взрывные коридоры большой длины следует разделять несгораемыми перегородками огнестойкостью не менее 1 ч на отсеки длиной не более 60 м
Баковые масляные выключатели с количеством масла более 60 кг должны устанавливаться в отдельных взрывных камерах с выходом наружу или во взрывной коридор. Баковые масляные выключатели с количеством масла 25—60 кг могут устанавливаться как во взрывных, так и в открытых камерах. В последнем случае, а также при выходе камеры во взрывной коридор выключатели должны выбираться с 20 %-ным запасом по номинальному току отключения. Баковые масляные выключатели с количеством масла до 25 кг, маломасляные выключатели, а также выключатели без масла следует устанавливать в открытых камерах. При установке маломасляных выключателей с количеством масла на один полюс более 60 кг в каждой камере должен предусматриваться порог, рассчитанный на удержание полного объема масла. Выключатели, устанавливаемые в открытых камерах, должны быть от
делены друг от друга перегородками Такими ж перегородками или металлическими щитами они должны быть отделены от привода Верхняя кромка перегородки или щита должна быть на высок не менее 1,9 м от пола. При установке воздушищ выключателей защитный щит не требуется При установке в РУ трансформаторов, выключателе! и других аппаратов со значительным объемом масла в зависимости от количества масла и расположения указанных элементов (2-й этаж и выше) согласно ПУЭ в их камерах выполняются приямки, пороги, пандусы, маслоприемники или маслоотвода в дренажную систему
Размеры камер, в которых устанавливают реакторы, определяются условиями монтажа, удобством размещения реакторов и шин, условиями нагрева металлических и железобетонных конструк ций в магнитном поле реактора. Вентиляция помещений трансформаторов и реакторов должна обес печивать отвод выделяемой ими теплоты с тем, чтобы при номинальной нагрузке (с учетом перегрузочной способности) и при максимальной расчетно! температуре окружающей среды их нагрев не пре вышал максимально допустимых значений Взры> ные коридоры, а также коридоры для обслуживание открытых камер или КРУ, содержащих оборудои ние, залитое маслом или компаундом, должны был оборудованы специальной аварийной вытяжио! вентиляцией, включаемой извне, не связанной е другими вентиляционными устройствами и рассчитанной на пятикратный обмен воздуха в час
7Z7////77////.
Разд. 41 I §41.11_________________________ВВЕДЕНИЕ
§4
120
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИЯМ ОТКРЫТЫХ РУ
Расстояния в свету от гибких токоведущих частей до различных элементов ОРУ должны быть не менее приведенных в табл. 41.2 применительно к рис. 41.2. При гибких шинах расстояния в свету между токоведущими и заземленными частями при их расположении в одной горизонтальной плоскости должны быть не менее:
(Лф—3)г	>4ф—3 + и, (Лф—ф)г Аф—ф + и,
где а = /sina; / — стрела провеса провода, м, при 15 °C; а = arctgP/Q; Р — давление (скоростной напор) ветра на провод, Н/м; Q = mg — вес провода, Н/м; т — масса провода, кг/м; g — ускорение сво-2 бодного падения, м/с .
Скорость ветра принимается равной 60 % учтенной при расчете строительных конструкций.
/ '////////А. 'ММА///////////
Таблица 41.2. Наименьшее расстояние в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ
Рисунок 41.2	Расстояние	Обозначение	Изоляционные расстояния, мм, для номинального напряжения, кВ							
			ДО 10	20	35	110	150	220	330	500
п, 6, е	От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м	^ф—3	200	300	400	900	1300	1800	2500	3750
а, б	Между проводниками разных фаз	Лф - ф	220	330	440	1000	1400	2000	2800	4200
е, д. и	От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой до 1,6 м и до габаритов транспортируемого оборудования	Б	950	1050	1150	1650	2050	2550	3250	4500
Ж	Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней	В	950	1050	1150	1650	2050	3000	4000	5000
г, к	От неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов	Г	2900	3000	3100	3600	4000	4500	5000	6450
Ж, 3, к	Между то ко веду щи ми частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и неотключенной другой, от то ко ведущих частей до верхней кромки внешнего забора, между то ко веду щи ми частями и зданиями или сооружениями	д	2200	2300	2400	2900	3300	3800	4500	5750
и	От контакта и иожа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту	ж	240	365	485	1100	1550	2200	3100	4600
Примечания: 1. Для элементов изоляции, находящихся под распределенным потенциалом, изоляционные расстояния следует принимать с учетом фактических значений потенциалов в разных точках поверхности. При отсутствии данных о распределении потенциала следует условно принимать прямолинейный закон падения по-1 теициала вдоль изоляции от полного номинального напряжения (со стороны токоведущих частей) до hJ/ля (состороны заземленных частей).
2.	Расстояние от токоведущих частей или от элементов изоляции (со стороны токоведущих частей), находи-щихся под напряжением, до габаритов трансформаторов, транспортируемых по железнодорожным путям, уложенным на бетонном основании сооружений гидроэлектростанций, допускается принять менее размера Б, но не менее размера Аф_3.
3.	Расстояния /1ф_3 и/ф ф в электроустановках напряжением 220 кВ и выше, расположенных на высотебо-1
лее 1000м над уровнем моря, должны быть увеличены в соответствии с требованиями ГОСТ 1516.1—76*
§41.1]
ВВЕДЕНИЕ
121
с. 41.2. Наименьшие расстояния в свету от токоведуших частей до различных элементов ОРУ
122
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
При токах трехфазного КЗ /Г10 = 20 кА и более гибкие шины следует проверять на возможность схлестывания или опасного в отношении пробоя сближения в результате динамического воздействия токов КЗ. В ОРУ напряжением 110 кВ и выше должен быть предусмотрен с габаритом 4x4 м проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий. Расстояние от неограж-дснных токоведущих частей до габаритного очертания машин, механизмов и транспортируемого оборудования должно быть не менее Б.
Соединение гибких проводников в пролетах должно выполняться опрессовкой, а соединение в петлях у опор, присоединение ответвлений в пролете (без разрезания провода) и присоединение к аппаратным выводам — сваркой или опрессовкой. Пайка и скрутка проводов не допускается. Болтовые соединения допускаются только на аппаратных выводах и на ответвлениях к разрядникам, ограничителям перенапряжений (ОПН), конденсаторам связи и трансформаторам напряжения, а также на временных установках, когда применение неразъемных соединений приводит к большому объему работ по перемонтажу шин.
Гирлянды изоляторов для подвески шин в ОРУ могут быть одноцепными. Если одноцепная гирлянда не удовлетворяет условиям стойкости к механическим нагрузкам, то следует применять двухцепную гирлянду.
При определении нагрузок на элементы РУ должны учитываться вес элементов, нагрузка от ветра и гололеда и механические напряжения при изменении температуры. ОРУ должны выполняться с учетом требований взрывобезопасности (при наличии складов водорода) и пожаробезопасности (при наличии маслонаполненного оборудования).
Для предотвращения растекания масла и локализации пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов и реакторов с
количеством масла более 1000 кг в единице (баке)и баковых выключателей напряжением 110 кВ и выше должны быть выполнены маслоприемникц маслоотводы и маслосборники, удовлетворяющие соответствующим требованиям ПУЭ.
Токоограничивающие реакторы наружной установки 6—10 кВ устанавливаются у стены ЗРУ, а шунтирующие реакторы — на территории ОРУ.
41.2.	ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
ЗАКРЫТЫЕ РУ 3—20 кВ
Для напряжения 6—10 кВ наибольшее распространение на практике получили сборные модульные и комплектные распределительные устройств! Для систем с.н. электростанций 3—10 кВ, как правило, применяются комплектные распределительные устройства. На напряжениях 10—24 кВ экранированными токопроводами выполняются соединения между мощными генераторами и блочным трансформаторами с ответвлениями к трансформаторам с.н. (возможны также ответвления для питания потребителей местной сети 6—10 кВ). В ЗРУ (а также в ОРУ) существует тенденция замены разрядников на ОПН. Ниже приведены схемы заполнения, планы и разрезы характерных типовых конструкций ЗРУ.
Распределительное устройство 6—10 кВ без реакторов на отходящих линиях (рис. 41.3) выполнено одноэтажным с двухрядной установкой ячеи (1—27) КРУ, с одним коридором и двумя отсеками по числу секций. Выводы отходящих кабельный линий осуществляются в трубах, выходящих из ячеек наружу в соответствующую сторону от здания РУ. Ввод от трансформаторов осущеста-ляется через проходные изоляторы в наружной стене здания. Пролет здания 6 м.
РУ 6—10 кВ понижающей подстанции с групповыми сдвоенными реакторами (рис. 41.4) выпол-
Рнс. 41.3. План РУ 6—10 кВ с КРУ
^1000,1000, 1500x2=3000
1000x8=8000
1000x3=3000
1500
1500x2=3000
1000x6=6000
1000
Стальная труба
18000
30000
3000
3000
б)
атт'люл
|*jgggsgagig>!
Шинный короб над проходом
Шинный короб иад проходом
Ограждение перемычек секционных выключателей
Рнс. 41.4. РУ 6—10 кВ понижающей подстаицин с групповыми сдвоенными реакторами и КРУ:
Шинный короб

19
27 29
33 I
371 39
1-я секция
2-я секция
короб
3-я секция
4-я секция
РаэД1 4i I §41.2]ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
о — схема заполнения; б — план

124
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
841.2]
Рнс. 41.5. РУ 6—10 кВ понижающей подстанции с групповыми одинарными реакторами н КРУН: а — план; б — поперечный разрез
нено одноэтажным с двухрядной установкой ячеек КРУ с четырьмя секциями, одним коридором и двумя отсеками. Групповые реакторы устанавливаются в пристройках к зданию РУ. Для доступа в реакторное помещение между ячейками 6 и 8, а также 34 и 36 имеются проходы. Кабельные линии непосредственно из ячеек КРУ выводятся наружу. Пролет здания 6 м.
РУ 6—10 кВ понижающей подстанции с групповыми одинарными реакторами и КРУН (рис. 41.5) выполнено с установкой реакторов в отдельно стоящих будках и с применением ячеек КРУН. В случае использования реакторов для наружной установки необходимость в будках отпадает Кабельный канал располагается между будками и ячейками КРУН.
Генераторное распредустройство (ГРУ) 6—10 кВ с одной системой сборных шин (рис. 41.6) на ударный ток 300 кА выполнено одноэтажным; пролет здания 18 м, имеются три прохода. В центральной части здания расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей, далее следуют ячейки генераторных, трансформаторных и секционных выключателей, групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения. У стены здания расположены ячейки КРУ. Имеются два подземных кабельных туннеля и два вентиляционных канала. Ячейки
ГРУ рассчитаны на установку выключателей МГ-20, МГУ-20, ВГМ-20, шаг ячеек 3 м
ГРУ 6—10 кВ с одной системой сборных ши» (рис. 41.7) на ударный ток 300 кА выполнено одно, этажным. Оно разработано в трех вариантах дм ТЭЦ с четырьмя генераторами по 60 МВт: I -с групповыми реакторами; II — с групповыми ре акторами и мощными токопроводами; III - с групповыми и индивидуальными реакторами. Компо новочное решение подобно принятому в предыдр щей схеме. Шаг ячейки 3 м, пролет здания 18 м.
ГРУ 6—10 кВ с двумя системами сборных ши двухэтажное с тремя коридорами на каждом эта» (рис. 41.8) рассчитано на ударный ток 300 кА. Про лет здания 15 м, шаг колонн по длине 6 м, шаг дм ячеек 2,4 м. Блоки шин и шинных разъединителе! расположены на 2-м этаже, выключатели (МГГ-К и МГ-20, МГУ-20, ВГМ-20), секционные (до 4 кА и групповые линейные реакторы (до 1,5 кА)—й I-м этаже. Ячейки КРУ примыкают к ячейкам реши торов. Имеются два подземных кабельных туннел»
Более совершенное ГРУ 6—10 кВ (исполнение» 10 кВ) — двухэтажное с двумя системами сборищ шин изображено на рис. 41.9. Оно рассчитано иа удар ный ток до 300 кА, установку выключателей МГ-10 МГГ-10 и МГ-20, МГУ-20, ВГМ-20, секционных ре акторов на 2,5—4 кА, групповых одинарных линей ных реакторов на 0,63— 1,6 кА и сдвоенных лииейньс
Рис. 41.6. ГРУ 6—10 кВ одноэтажное с одной системой сборных шин: а — поперечный разрез; б — схема заполнения
[41.2]______________ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
Наименование монтажных единиц
it
soli
™ а- --ч еуо^а ££«*
HgSso Г* HUT
Шкафы с выключателем вмп-ю и вводные сборные ячейки
Номера комплектных ячеек
1 Гроход
SBg
Е В
iLC + 1 * I *

86 84 82 80 78 76 .	) 174 72 70 68
------1 .—I Ту-
и
Камеры реакторов РБА, РБАС и выключателей
я Д»
РБАС4
лорньк шины и шин-1ыеразьединигели РВК-ЛОигВК-20
Номера ячеек
Номера ячеек
Сборные шиныипмн ныеразъсаинигели РВК-Т0иРВК2О
Камеры реакторов РБА, РБАС и выключателей
МГ-20иМГ-Ю
Проход
Номера комплектных ячеек
Шкафы с выключателем
ВМП-Ю
и вводные сборные ячейки
Х1Л
Наименование монтажных единиц
) l’BK-20 Т7200 А
7200 А > 7200 А 'т 4000 А
Секция III	3 ш
|МГ-20 '6000 А
б)
Рис. 41.6. Окончание
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА[Разд, 41 I 541.2]
Рнс. 41.6. Окончание
18000
Рис. 41.7. ГРУ 6—10 кВ одноэтажное с одной системой сборных шин:
а — план и схема заполнения по I варианту; б — план и схема заполнения по III варианту; в — поперечный разрез; 1—4 — вентиляционные камеры соответственно I—IV секций
ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
760
Наименование монтажных единиц	
I этаж	Шкафы КРУ
	Камеры реакторов РБАМ-6 и выключателей МГ-10иМГ-20
II этаж	Сборные шины и шинные разъединители РВК-20 РЛВ-Ш-10 иРВ-10
I этаж		Камеры реакторов РБАМ-6, РБА-6 и выключателей МГ-10иМГ-20 Шкафы КРУ
Наименование монтажных единиц	
[Разд 41 I 54121 ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
a)
Рис. 41.8. ГРУ 6—10 кВ двухэтажное с двумя системами сборных шин:
а — схема заполнения; б — поперечный разрез
130
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
541.2]
ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
131
с
Наименование монтажных единиц
Номера ячеек
Шкафы КРУ К-ХН
Камеры реакторов РБ-10, РБС-10, РБДГ-10 выключателей МГ-10, МГ-20
Сборные шины и шинные разъединители РВРЗ-1-20/8000 РВРЗ-10/2500 УЗ
Камеры реакторов РБ-10, РБС-10, РБДГ-10, выключателей МГ-10, МГ-20
Шкафы КРУ К-ХН
Номера ячеек
Наименование монтажных единиц
Проход
Проход
Трансформатор с.н. резервный
шсв I секции
Трансформатор с.н. № 1
Групповой реактор
Генератор
120 МВт
Коробчатые шины
9Д
.!
Выключа
3
3
3
3
1Д ад
«3 3
3
3
□о
Групповой реактор
Групповой реактор
Трансфор-
матор трех-1тель секци-обмоточ-ный № 1 80 MBA
онного реактора секций!—IV
3
3
3
3
3
§ О

а) (левая часть)
Рис. 41.9. ГРУ 6—10 кВ (исполнение на 10 кВ) двухэтажное с двумя системами сборных шнн: а — схема заполнения, б — план первого этажа; в — поперечный разрез
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
132
Групповой	Групповой	Групповой	шсв	Трансформатор с.н.	Групповой	Групповой	Генератор
реактор	реактор	реактор	II секции	№2	реактор	реактор	120 МВт
Групповой реактор
Секционный реактор секций II и III
28
Заземляющий разъединитель
а) (середина)
Рнс. 41.9. Продолжение
[Разд.41
§412]
ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
133
1600
	30	32	34	36	38	40	42	1	44	46	
	Трансформатор напряжения	Шинная перемычка	Выключатель секционного реактора секций II, Ш	Трансформатор трехобмоточный Лй 2 80 MBA	Групповой реактор	Групповой реактор	Секционный реактор секций III, IV	Заземляю щий разъе диннтель	
		Проход							
а) (правая часть)
Рис. 41.9. Продолжение
134
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
Проход
Проход
а) (окончание)
Рнс. 41.9. Продолжение
Проход	Трансформатор резервный	шсв I секции	Трансформатор C.H. №1	Групповой реактор	Генератор 120 МВт	Групповой реактор	Групповой реактор	Групповой реактор	ШСВ II секции	Трансформатор с.н. №2	Групповой реактор	Групповой реактор	Генератор 120 МВт	Групповой реактор	Групповой реактор
	1	3	5	7	9	11	13	15	17	19	21	23	25	27	29
3700 I 2600 . 2400 i 2600	, 1685
Сторона машзала
б) (начало)
Сторона ОРУ
Рис. 41.9. Продолжение
[Разд. 41 I Д41.2]ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
~S---
б) (окончание)
зооЦ 900
	
	Проход
Й	тлев III секции
ut	Трансформатор с.н. №3
	Групповой реактор
SO	Групповой реактор
£	Генератор 120 МВт
	Групповой реактор
	Групповой реактор
	Групповой реактор
£	ШСВ IV секции
	Трансфер матор с.н. №4
	Групповой реактор
5]	Генератор №4 120 МВт
	Групповой реактор
sO	Групповой реактор
О	Групповой реактор
	Проход
5x800=4000
60
Групповой реактор
Групповой реактор
Групповой реактор
Выключатель секционного реактора секций III и IV
я S .и____
5x800=4000
Панели реле
Выключатель секционного реактора секций П и ПТ
Трансформатор рехобмоточный №2, SO MBA
"В о S
s s »Е
о о
&
300
3
Проход
о о о о
о о о о о о
о о о о оо
й°
ЭсЯ

Групповой реактор
о о о о о о
о о о о о о
900
		
		
	
	
		
		
'1 	900	
J !	900	1 1
		
	; 900	
	900	
		

О 6
о о
О 0

•ф-
			
			
	
	
It TWJ]
уяиисшэк 3l4H41l31Hlf3ttddU3Vd
9fl
[Разд. 41
§41.2]
ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
137
Рис. 41.9. Продолжение
реакторов на 2x0,63 и 2x1 кА. ГРУ разработано для схемы из четырех секций, соединенных в «кольцо», с подключением к каждой секции по одному генерат ору мощностью до 63 МВт (6 кВ) или до 120 МВт (10 кВ) и с подключением к первой и третьей секциям трансформаторов связи мощностью до 80 МВ • А.
На 1-м этаже располагаются выключатели генераторов и трансформаторов, шиносоединительные и секционные выключатели, секционные и линейные реакторы, на 2-м этаже — шкафы сборных шин, шинных разъединителей и трансформаторов напряжения.
Контактные соединения шин, как правило, сварные. Пролет здания 15 м. продольный шаг колонн 6 м, шаг ячеек 2,4 м.
ЗАКРЫТЫЕ РУ 35—220 кВ
В России ЗРУ с обычным электрооборудованием, предназначенным для наружной установки, спроектированы и выполнены на 35, 110 и 220 кВ.
Разработано, освоено промышленностью и находится в эксплуатации комплектное оборудование с элегазовой изоляцией па 110 и 220 кВ (КРУЭ-110 и КРУЭ-220). внедряется элегазовое оборудование на 330, 500, 750 кВ. Разработан комплекс электрооборудования для КРУЭ-1150.
Ниже даны типовые решения по ЗРУ 35—220 кВ с обычным оборудованием, предназначенным для наружной установки
ЗРУ 35 кВ с двумя системами сборных шин (рис 41.10) выполнено одноэтажным с пролетом здания 12 м и шагом колонн по длине здания 6 м Имеются два коридора обслуживания и коридор управления ЗРУ рассчитано на установку выключателей ВВН-35, ВВУ-35 или МГ-35, ВМКЭ-35, ВМУЭ-35 шаг ячейки 3 м. Сборные шины рассчитаны на номинальный ток 2 кА и ударный ток 82 кА. Сборные шины расположены в вертикальной плоскости и имеют междуфазные перегородки Вводы линейных и трансформаторных цепей расположены с одной стороны здания ЗРУ. У степы
138
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд, 41
S41
Трансформатор напряжения I СШ	1					г-															-E
																	-r-J	
																	ii	
																		
Воздушная линия	2					>  -	АО - Г"Т ‘ ‘ г*												
				'i' 4	»fH Л						’ J. ’ I							
Воздушная линия	3			□	•PH“P													t
																		
				i' i	•PH f*	п—г*т fM |					i							
					•PH P	Г гт*												
Шиносоединительный выключатель	4					-Г“Ь												
						и - ЛА ЛА ЛА ЛА-					I i						'll	
						•Г 1Г Г Г • I «•												
																		
				-J														t
																		
Трехобмоточный трансформатор	5				1'1 Г’	Т”!	ГГ~												
				i i	•PH-P1	1" PI r*i*t I					4							
					•PH p	г*"т*												
					»zVt a													
																	1	
Воздушная линия	6				“ tt _ OA A												1	C.
				"Xi	♦f " l-r" •PHP	i fM i	_ ^•PH PH’												
																		t
																		
Кабельная линия	7				«ГОР -AO A	>*frll 1*“)*												
				'j	•f l f	T~ -T «		I					iKj- 1							
					•r*> P	>»m e°t*												
Воздушная линия	8				•m p .CT*\ A	ч A-ч	1 I												
																		
				‘i %	•I 1 “ •	1 Г “1	|					2							
					•PH P													
				□														t
																		
Воздушная линия	9				•I ff* - AAA	T**r t f [• \ ЛП СП» fl											x; 1	
				1 1		v Iя n ’*!	1					'iKb 1							
Кабельная линия	10			—1			t^r		3									r.
	11			—J		-ЛА AA -			3									t
																		
						•f "T f l* PO“												
																		
											1	4							
						LJ												
																		
																	"'	I	
Трехобмоточный трансформатор	12				-J If - AA A							,•4^						/J	
				L11 —J =	T	•f ТГ* "i 1 l	1 '"I’lri’Lr					2							
Воздушная линия	13			pj	•РЧ-Р -OA А	y»»m rn*												t
																	-/J	
					•1 1 Г	’ t ‘ 1*1 г					Il-vj-							
					•11 Г’													
Трансформатор напряжения II СШ	14					8												
				3														
о)
Рис. 41.10. ЗРУ 35 кВ с двумя системами сборных шип: а — схема заполнения; б — поперечный разрез

Рис. 41.10. Окончание
ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
140	РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА[Разд.41|
здания со стороны линейных выводов располагаются панели релейной зашиты. Подземный кабельный туннель расположен у стены здания снаружи.
ЗРУ ПО кВ с двумя системами сборных шип (рис. 41.11) выполнено двухэтажным с пролетом здания 12 м и шагом колонн по длине здания 6 м. ЗРУ рассчитано на установку выключателей ВВН-110, ВВУ-110. Обходная система шин располагается вне здания. На 2-м этаже имеются два коридора обслуживания, а на 1-м — коридор обслуживания (в нем расположены панели релейной защиты) и коридор управления. Под ячейками выключателей сооружается совмещенный туннель для прокладки контрольных кабелей и воздухопроводов воздушных выключателей.
На рис. 41.12 показан разрез ЗРУ 110 кВ зального типа с двумя системами сборных шин и с обходной системой, находящейся в помещении ЗРУ. Предусмотрена установка воздушных выключателей ВВН-110, ВВУ-110, возможна установка выключателей ВВБ-110 или ВНВ-110, а также мало-масляных выключателей. Пролет здания 18 м, шаг ячейки 6 м.
На рис. 41.13 приведен разрез двухэтажного ЗРУ 220 кВ с двумя системами сборных шин и с обходной системой, находящейся в помещении ЗРУ. Выключатели ВВБ-220 или ВВН-220, ВНВ-220. Пролет здания 24 м, шаг ячейки 12 м.
41.3.	ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ОТКРЫТЫХ РУ
Конструкцию ОРУ определяют следующие факторы: схема электрических соединений, уровень номинального напряжения, тип и габаритные размеры электрооборудования, число и порядок подключения присоединений, возможность расширения, компоновка элементов, взаимосвязь с ОРУ других напряжений.
Далее приведены характерные типовые конструкции ОРУ, иллюстрирующие влияние указанных факторов.
В настоящее время все конструктивные элементы ОРУ выполняются, как правило, из сборных железобетонных элементов. В отдельных случаях при отсутствии железобетонных конструкций или при больших нагрузках на колонны и траверсы (в ОРУ 330 кВ и выше) могут быть использованы металлические конструкции.
Однопортальные ОРУ 35 кВ с одной секционированной системой сборных шин (рис. 41.14) рассчитаны на установку выключателей ВМД-35, ВМП-35, ВМКЭ-35 или ВМУЭ-35, шаг ячейки 4,6 м. Жесткие сборные шины расположены на опорных изоляторах, укрепленных на консолях основной несущей конструкции. Под сборными шинами расположены шинные и линейные разъединители со своими заземляющими ножами, а еще
ниже — выключатели с приводами, шкафы pencil ной защиты и автоматики.
В конструкции ОРУ ПО кВ понижающих пом станций (рис 41.15) предусматривается возмои! ность расширения с минимальным объемом строЛ тельно-монтажных работ. На рис. 41 15 показаш1 последовательные этапы развития ОРУ 110 кВ пом станции от схемы блок — линия — трансформатЛ до схемы одна секционированная система сборнмИ шин с обходной системой. Во всех схемах принят! однорядная установка выключагелей	L
Необходимо отметить, что в последнее врем! возникла тенденция отказа от использования схем с отделителями и короткозамыкателями ввиду ml существенных технических недостатков. у
ОРУ ПО кВ с двумя системами сборных ши] и обходной системой с использованием металличЛ ских или унифицированных железобетонных конст-1 рукций показано на рис. 41.16. Две рабочие система! шин примыкают друг к другу, обходная систем! шин отнесена за линейные порталы. Вывода! к трансформаторам пересекают две рабочие систе-1 мы шин. Выключатели устанавливают ся в один рад! перед выключателями имеется автодорога для про] езда ремонтных механизмов, провоза оборудована! I и т.п. Соединение между выключателями и транс-1 форматорами тока над автодорогой выполнено! жесткой ошиновкой. Во всех цепях установлены од-1 нополюсные двухколонковые разъединители. Пол внутренней рабочей системой шин принято асим-| метричное килевое расположение разъединителей. I
Типовые компоновки ОРУ 110—500 кВ длясхе-| мы с двумя системами сборных шин и с обходной! системой унифицированы (рис. 41 17). ОРУ выпол-| няются с использованием железобе сонных конст-1 рукций, линейные порталы имеют оттяжки. Разме-1 ры элементов ОРУ различного напряжения даныв| табл. 41.3.
Пример конструкции ОРУ 220 кВ унифициро-1 ванной компоновки показан на рис. 41.18. Подобную конструкцию имеют также ОРУ 110, 150, 330,1 500 кВ с аналогичной системой сборных шин.
В последние годы в ОРУ стали широко исполь-1 зовать подвесные разъединители, установка которых позволяет примерно в 2 разе уменьшить площадь ОРУ, количество изоляторов и расход провод-1 никового материала. На рис. 41.19, а—в показано! ОРУ 330 кВ, выполненное по полуторной схеме! (схема 3/2), в котором использованы выключатели ВНВ-330 и подвесные разъединители РПГ-330; шаг! ячеек 24 м; установка выключателей трехрядная; высота шинных порталов 18, линейных — 25 м.
На рис. 41.20,а—г приведено ОРУ 500 кВ по схеме 3/2 с подвесными разъединителями и трехрядной установкой выключателей. В ОРУ устанавливаются выключатели ВНВ-500 или ВВБК-5О0
станав-БК-500
а — поперечный разрез; б — разрез по А-А
[Разд. 41 I 541.3]ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ОТКРЫТЫХ РУ
142
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
Рнс. 41.12. ЗРУ ПО кВ зального типа с двумя системами сборных шии и с обходной системой
Рис. 41.13. ЗРУ 220 кВ двухэтажное с двумя системами сборных шии и с обходной системой
[Разд. 41
§41.3]
ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ОТКРЫТЫХ РУ
143
,20
и разъединители РПД-500. Шаг ячеек 28, высота шинных порталов 24, линейных — 34,5 м.
На рис. 41.21, а—в приведены план и схема заполнения ОРУ 500 кВ по схеме шины — трансформаторы с подключением линий по схеме 3/2 и однорядной установкой выключателей. Здесь шаг ячеек также 28, но габариты ОРУ, условия монтажа и обслуживания электрооборудования иные, чем в компоновке по схеме 3/2 с трехрядным расположением выключателей.
ОРУ 500 кВ по схеме 4/3 с двухрядной установкой выключателей показано на рис. 41.22, а—в, а с однорядной установкой — на рис. 41.23, а—а
В ОРУ устанавливаются выключатели ВНВ-500 и подвесные разъединители РПДБ-500. Шаг ячеек 28, высота шинных порталов 24, линейных — 34.5 м.
ОРУ 500 кВ, выполненное по схеме шестиугольника, приведено на рис. 41.24 Использованы металлические конструкции с двухрядной установкой выключателей. Шаг выходных ячеек линий и трансформаторов 24, шаг ячеек выключателей шестиугольника 25, расстояние между полюсами выключателя 12, расстояние от оси выключателя до автодороги 10 м. Применены воздушные выключатели ВВ-500, разъединители рубящего типа. Шинные
144
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
(Разд 41
Рис. 41.15. Планы и схемы заполнения ОРУ НО кВ понижающей подстанции при ее расширении
§41.3]
ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ОТКРЫТЫХ РУ
145
Рис. 41.15. Окончание
146
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд 41
«4
3000 . 3000
Рнс. 41.16. ОРУ 110 кВ с двумя системами сборных шин и с обходной системой, разрезы: а — ячейка линии; б — ячейка силового трансформатора; в — ячейка обходного выключателя; г — ячейка шиносоединительного выключателя
Расстояние до провода
Расстояние до провода
к
[Разд. 41 I §41.3]____________ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ОТКРЫТЫХ РУ
5500
.3000
2250
6250
4000
7500
4500
4000
4500
в)
Расстояние до провода
'^19,0
zWZ6S>	^7^5 7/W//MXW/
4500
W/А^У/лу/а^//
3500
3500
3000
3000
li>
2000
3000
11500
3000
3000.
4000
4000
27500
•	4500
8000
20000
Мб few 8000
500
Рнс. 41.16. Окончание

148
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41

Рис. 41.17. Компоновки и размеры типовых ОРУ ПО—500 кВ с двумя системами сборных шин и с обходной системой

Таблица 41.3 Размеры элементов ОРУ ПО—500 кВ (ио рис. 41.17)
Цгом- кВ	а	б	в	г	д	е	Ж	3	и	К	Л	м
по	8	9	12,5	10,5	9	2,5	2	7,5	11	3	1,5	—
150	11.5	9.5	15	16	11.1	3	2,55	8	13	4,25	2,13	—
220	11,75	12	18,25	20,5	15,4	4	3,7	11	16,5	4	3,25	— 1
330	18	19,6	20,4	31,5	22	8	4	11	16,5	4,5	3,5	—
500	29	26,8	29	45	31	И	5,5	14,5	23,6	6	—	5
порталы образуют два прямоугольника 48x56 м. В ОРУ предусмотрены два кольца автодорог.
ОРУ 750 кВ, выполненное по схеме два связанных четырехугольника с выключателями в перемычках, приведено на рнс. 41.25. Применена двухрядная поперечная установка выключателей четырехугольников; одни из выключателей перемычек находится в третьем ряду. Устанавливаются выключатели ВВБ-750; разъединители двухколонковые РЛНД-750. Размеры ОРУ 174,5x411 м.
На рис 41.26,а—в показано ОРУ 750 кВ по схеме 3/2 с трехрядной установкой выключателей для второй очереди электростанции с указанием
порядка его дальнейшего расширения. Выключай-] ли ВВБ-750, подвесные разъединители РПНЗ-754,1 шаг ячеек 41 м, высота шинных порталов 32, али-| нейных — 42 м.
41.4.	КОМПЛЕКТНЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ
УСТРОЙСТВА И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
При проектировании и строительстве электрических станций и подстанций широкое применена
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
149
находят комплектные распределительные устройства и комплектные трансформаторные подстанции.
КРУ — устройство, предназначенное для приема и распределения электрической энергии и со
стоящее из шкафов со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования, а также с несущими конструкциями, кожухами, электрическими соединениями и вспомогательными элементами.
150
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд 41
S4
Наименование ячейки	—	—	1		ЛЭП		ЛЭП		—		
Номер ячейки	1	2		3		4		5		
Высокочастотный заградитель и конденсатор связи				J	I 4<(|.		I H'S!-	ЗТ-500У1		
НКФ-330 ^/^/°>1кВ										
Сборные шины 2АС-600/72, ГОСТ 839-74				f" "		—				
	2. ф '.15- 1 И'Нг \х 1 •Ip- -- 1 i psi- Г1! п" V- ГЧтК* 1 > 1 1 1 * 1	V*- I )			) RM-						
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1										
ВНВ-330-3200У1 330 кВ, 3200 А				[ [	4^41-^41- -Г'Ч1' L -ГМ- p4i-	Г [	4>|. ^1- ^1-			УЬН1,
ТРН-330, 330 кВ,Р/Р/Р/Р/0,5 3000/1/1/1/1/1А										
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1										
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1										
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1									==ц=	
ТРН-330, 330 кВ,Р/Р/Р/Р/0,5 3000/1/1/1/1/1А										
ВНВ-330-3200У1 330 кВ, 3200 А										
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1										
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1										
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1										
ТРН-330, 330 кВ,Р/Р/Р/Р/0,5 3000/1/1/1/1/1А										
ВНВ-330-3200У1 330 кВ, 3200 А										
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1										
Сборные шины 2АС-600/72, ГОСТ 839-74				1				1					
	4g) rfi --|l	— T			-J—.			J						
					4-^1.		4>l F			
НКФ-330 ^/^/°-1kB										
Высокочастотный заградитель и конденсатор связи										
Номер ячейки	1	2		3		4		5		
Наименование ячейки	ЛЭП Резерв	AT2 Резерв		ATI		ЛЭП		ЛЭП		
Рис. 41.19. ОРУ 330 кВ по схеме 3/2 с подвесными разъединителями:
а — схема заполнения; б — план; в — разрез по ячейке № 4
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
151
	—		—		—		ЛЭП		ЛЭП		ЛЭП Резерв	ЛЭП Резерв	
	6		7		8		9		10		11	12	
							(Ху	z ч>1-	fVt-O’T\A	z 4<4i.	* 1 1		A 1 1 r1 3_  -r k -i- ^<4i.
													
											1 —1	>-X4_ i	
—1				 	Т 		" -	Г_1	 	L_	J_	1															
	( н ( ( j	чМ- ‘W -Г'Ч)- Н1-				с ( .IKI- / ( J	>4l- -T'Hi- £41- h'Hi. h'Hi-	—		i \ 1 (i r <	h"Hi- ^1- i'Ho )= 4^||. -"Hi- >4i. ^HI.	1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1		1 j | W 1 Li^ 1 i W । \ J L"4i. Ф -^нчЛ-Г'Яр n 1 > 'jiM-	
		^1-		< -r^4i-					1				
	6		7		8		9		10		11	12	
	Блок Ms 1		Блок № 2		—				Пусковой 1рансформатор		—		 1	
а)
Рис. 41.19. Продолжение
152
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд 41
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
153
Рис. 41.19. Окончание
КТП — установка, служащая для приема, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока и состоящая из трансформатора, распределительного или вводного устройства высшего напряжения (ВН) (в ряде случаев и из распределительного устройства среднего напряжения (СН)), КРУ низшего напряжения (НН) и токопроводов.
Основные элементы КРУ и КТП поставляются заводом-изготовителем в собранном или в подготовленном для сборки виде. Использование КРУ иКТП в наибольшей степени обеспечивает сокращение объемов и сроков проектных, строительных, монтажных и пусконаладочных работ, уменьшение эксплуатационных расходов, улучшение надежно
сти, безопасности обслуживания и качества электроустановок.
КЛАССИФИКАЦИЯ КРУ
Комплектные распределительные устройства классифицируются по большому количеству признаков: условиям окружающей среды и климатическим, конструктивному исполнению, типу коммутационного аппарата, особенностям обслуживания, защищенности токоведущих частей, роду оперативного тока, номинальному напряжению и т.д.
Традиционно выделяют следующие наиболее массовые основные группы КРУ: внутренней уста-
вл
вл
Реактор [Грансформ
5
6
4
Разрядник РВМК-500П
Выключатель
Разрядник РВМК-500П
а)
ВНВ-500-3200-40У1
ВВБК-500-3200-50У1
ВЛ Реактор
Конденсаторы 3(СМБ-166/У?-14У1)+(ОМР-15-0,107У1)
ВЧ заградитель и тр-ное устройство ВЗ-2000-1,2+(НДЕ-500-72У1)
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1 Система сборных шин 3(АС-600/72)+(ЗТ-750У1) Разъединитель подвесной РПД-500-1/3200У1 Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
ВЛ Грансформ
Наименование присоединений
Номер ячейки
t
i
Ц"
иН1'
’«хН1-
^1-
1CMU
4с*лу__4СИМ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА_____________[Разд. 41
Трансформатор напряжения НКФ-500У1+ЗТ-500У1
Трансформатор тока ТРН-500У1 +(ЗТ-500У1)
Разъединитель подвесной	РПД-500-2/3200У1	
	РПД-500-2/3200У1+(ЗТ-750У1)	
	РПД-500-2/3200У1	
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1		
Выключатель		ВНВ-500-3200-40У1 ВВБК-500-3200-50У1
Трансформатор тока ТРН-500У1+(ЗТ-500У1) Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
Разъединитель подвесной	РПД-500-2/3200У1
	РПД-500- 1/3200У 1+(ЗТ-750У 1)
	РПД-500-2/3200У1
I	Заземлитель телескопический 3 Г-500УI	
^1-

Трансформатор тока ТРН-500У1
Трансформатор напряжения НКФ-500У1
Выключатель --------ВНОЮ-320()-40У1-------------------
Выключатель	ВВБК-500-3200-50У1________________
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
________Система сборных шин 3(АС-600/72)+(ЗТ-750У1)_____
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
ВЧ заградитель и тр-ное устройство ВЗ-2000-1,2+(НДЕ-500-72У1) Конденсаторы 3 (СМБ-166/УЗ -14У1)+(ОМР-15-0,107У1)

Рис. 41.20. ОРУ 500 кВ по схеме 3/2 с трехрядным расположением выключателей:


Рис. 41.20. ОРУ 500 кВ по схеме 3/2 с трехрядиым расположением выключателей: а схема заполнения; б — общий план; в — разрез по ячейке; г — план ячейки
о
I
3:
Номер ячейки	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Наименование ячейки	вл	ВЛ		ВЛ	ВЛ		ВЛ	ВЛ	
	Реактор		Реактор	Трансформатор			Трансформатор		ВЛ
б)
Рис. 41.20. Продолжение
5200 । 8800 I 8800 i5200 ,	|. 11061
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА______________[Разд
[Разд. 41
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
157
Рис. 41.20. Окончание
Номер ячейки	1	2	3	4	5	6
Наименование присое-(инений				ВЛ	ВЛ	
		Реактор			Трансформатор	НКФ-500У1
Тип оборудования РВМК-500П
3(СМБ-166/'/з’-14У1);
ОМР-15-0Д07У1
НДЕ-500-72У1; ВЗ-2000-1,2
ЗТ-500У1
РПДБ-500-1/3200У1
ЗТ-750У1
3(АС-600/72)
РПДБ-500-1/3200У1
ЗТ-500У1
ВНВ-500-3200-40У1 (ВВБК-500
ТРН-500У1
ЗТ-500У1
РПДБ-500-1/3200У1
3(АС-600/72)
ЗТ-750У1
РПДБ-500-1/3200У1
ЗТ-500У1
ВНВ-500-3200-40У1 (ВВБК-500)
РВМГ-500
а) (левая часть)
иНеэ
Рис. 41.21. ОРУ 500 кВ по схеме шины—трансформаторы с полуторным присоединением линий и одц рядным расположением выключателей:
а — схема заполнения и общий план, б — разрез ячейки; в — план ячейки
10
11
9
ВЛ
НКФ-500У1
ВЛ
Реактор
5000
3000
~1~ 3500
7500
6000'
6000 . g
6000
\В iA
С
6000
28000
28000
R4I-
J вл
Трансформатор
Реактор
5000 g Г 4500'°
а) (правая часть)

'|ЦЦП?>
Трансформатор
|с
28000
1с i/в ул fc |в
28000
28000


Рис. 41.21. Продолжение
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВ. 1_____________IРазд <1	j4t.4]
[Разд. 41
j 41.4]	КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ 161
Рис. 41.21. Окончание
Номер ячейки	6			5		
Наименование присоединений	ВЛ№6			ВЛ№5		
Тип оборудования	« т			Ц «4»^Н1-		
РВМК-500П		гЬ-				
ОМРИ-15-0.107У1		нннь		4НН		
CMB-166-(ff-0,14yi						
НДЕ-500-72У1						
ЗТ-500У1						
ВЗ-2000-1,2						
3(АС-600/72)			1		1			
НКФ-500У1		ЗТ-570У1				
ЗТ-500У1						
РПДБ-500-1/3200У1						
3(АС-600/72)						
РПДБ-500-1/3200У1				/		
ЗТ-5ООУ1						
ВНВ-500-3200-40У1		<	-T-Hi'	(	4-^1.	
ТРН-500У1						
ЗТ-500У1						
РПДБ-500-1/3200У1						
ЗТ-500У1 РЦЦБ-5ОО-1/32ООУ1						
ЗТ-500У1 РПДБ-500-2/3200У1				1 (	£	
ТРН-500У1						
ВНВ-500-3200-40У1						
ЗТ-5ООУ1	psi-					
РПДБ-500-1/3200У1			/			
3(АС-600/72)						
РПДБ-500-1/3200У1						
ЗТ-500У1						
						
Наименование присоединений	Блок № 3			Реактор		
а)
Рис. 41.22. ОРУ 500 кВ по схеме 4/3 с двухрядным расположением выключателей: а — схема заполнения; б — общий план; в — разрез ячейки
новки 6—10 кВ; наружной установки 6—10 кВ; с элегазовой изоляцией.
КРУ 6—10 кВ ВНУТРЕННЕЙ УСТАНОВКИ
КРУ внутренней установки предназначены для работы в закрытых помещениях. Они выпускаются с одинарной системой сборных шин. По типу коммутационного аппарата КРУ подразделяются на КРУ с маломасляными, вакуумными, электромагнитными и элегазовыми выключателями.
Различают выкатное и стационарное исполнение шкафов КРУ в зависимости от способа установ
ки электрических аппаратов. В шкафах первого типа выключатель или другие аппараты (трансформатор напряжения, например) размещены на выдвижной тележке, в шкафах второго типа — стационарно на металлоконструкциях
Наиболее часто на электростанциях и подстанциях электроэнергетических систем используются КРУ первого типа. Их основные технические характеристики приведены в табл. 41.4 и 41.5, а целевое назначение — в табл. 41.6. В последнее время номенклатура вакуумных выключателей динамично расширяется. Поэтому типы вакуумных выклю-
6-760
162
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
841.4]
3000
В
"А
г!
5000
28000
28000
6)
А
Рис. 41.22.
Продолжение
в
А
I I ♦ С М
28000
у с у В ^/1 28000
—ЛТ... Ъ—I
28000
148000
Номер ячейки
Наименование присоединений
1Т№1И1М№ЯШЯШ
нагелей в табл 41.4 следует рассматривать лишь в качестве некоторых базовых типов
Данные табл. 41.4 и 41.5 соответствуют шкафам с исполнением У и категорией размещения 3. В этом случае при эксплуатации КРУ допускается следующий диапазон температуры окружающей среды: от -5 до 40 °C без установки подогревателей в релейном шкафу; от -25 до 40 °C при установке последних Окружающая среда должна быть
28000
ад

невзрывоопасной, несодержащей токопроводя пыль, агрессивные газы и пары.
С конструктивных позиций КРУ различных пов имеют сходную компоновку. Как прав
ячейка состоит из трех блоков, корпуса шкафа, движного элемента и релейного шкафа (рис. 41. В ряде случаев, как, например, у КРУ серии К или РУ-10-5000, сборные шины выделены из пуса шкафа в отдельный блок
Корг тадличе< вами иа движног ноаении обеспечв сборных части пп
[Разд.41
8414]	КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ 163
5000
Рис. 41.22. Окончание
золящую иных ти-п ранило, :афа, вы-c. 41.27). зии К-26 I из кор-
Корпус шкафа — жесткий каркас, обшитый металлическими листами и разделенный перегородками на ряд отсеков: сборных шин, линейный, выдвижного элемента Такая конструкция при возникновении в каком-либо отсеке электрической дуги обеспечивает ее локализацию. Видно, что отсек сборных шин на рис. 41.27 расположен в верхней части шкафа, линейный отсек — в нижней. Лишь
у КРУ серии К-104М отсек сборных шин находится в нижней части корпуса шкафа (рнс. 41.28).
Сборные шины крепятся в соответствующем отсеке на изоляторах. От сборных шин выведены (см рис. 41.27, в) отпайки к неподвижным контактам главной цепи В линейном отсеке располагаются линейные шины или кабельные присоединения, трансформаторы тока, заземляющий разъединитель. В отсеке выдвижного элемента предусматри-
5000
ВНВ-500-3200-40У1
(ВБК-500)
Тип оборудования
РВМК-500П
3(СМБ-166лб'-0>14У1);
ОМР-15-О.Ю7У1
ГО007000
-1600
У
8600
8900 8900
8000
-ЛЧ..
। Трансформатор
Блок №2
б) (левая часть)
I'
У
А ’С 28000
Рис. 41.23. ОРУ 500 кВ по схеме 4/3 с однорядным расположением выключателей: а — общий план; 6 — схема заполнения; в — разрез ячейки; г — план ячейки
о
6500 £
7000
7000i
Номер ячейки	1	2		3	4	5	6
Наименование	Трансформатор напряжения НКФ-500У1			ВЛ		ВЛ
:рисоединений	Трансформатор	Блок №2		Трансформатор напряжения НКФ-500У1		Блок№3
—7=	—-1	1_"—"Г		5: 	1_—1—	00 8800 8800 5200 ЖУи'-'		1 । ! —L-
								
НДЕ-500-72У1 ВЗ-2000-1,2 ЗТ-500У1 3(АС—600/72) РЦДБ-500-1/3200У1 ЗТ-500У1
РЦДБ-500-1/3200У1 ЗТ-500У1
ТРН-500У1
ЗТ-500У1
РГЩБ-500-1/3200У1 3(АС-600/72)
ЗТ-500У1
РЦДБ-500-1/3200У1
ЗТ-500У1
НКФ-500У1
R600 89£)0

fl
I I
♦л Ьв ic
28000
Трансформатор
♦л *С
28000
28000
28Q00
28000
а) (левая часть)

•N
13
11
10
8
ВЛ
Блок №5
Секционный выключатель
Секционный выключатель
28000
28000
28000
28000
28000
Блок№4
28000
548000
ЗлокЛйЗ

28000
Блок № 4
б) (середина)
Блок №5
Рис. 41.23. Продолжение
Рис. 41.23. Продолжение
Рис. 41.23. Окончание
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА[Разд 411	§41.4
|41.4]	КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ 169
6)
Рас.41.25. ОРУ 750 кВ по схеме два связанных четырехугольника с выключателями в перемычках: а — план; б — разрезы
II очередь
РВМК-750; НДЕ-750 Устройства связи и отбора напряжения				Г 1 1 1 L.		_НДЕ_			1' 1	J .41 4
2хПА-640 или ЗхПА-500										
										
Заземлитель			v-b- >4 Г* >4	I		1				
РПНЗ-750/3200У1	iks N				...н.	•ip"» т				
ВВБ-750-40/3200У1; НДЕ-750					1 1 1					
ТРН-750У1-Р/Р/Р/РД),2-3000/1А								”1 d 1	)<	
РПНЗ-750/3200У1										
ТРН-750У1-Р/Р/Р/РД),2-3000/1А								3		
ВВБ-750-40/3200У1					। 1 1 НДЕ					
РПНЗ-750/3200У1		Г И 4’				•1 -1 J				
ТРН-750У1-Р/Р/Р/РД),2-3000/1А										
ВВБ-750-40/3200У1; НДЕ-750										
РПНЗ-750/3200У1		Г*			^1.					
Заземлитель										
2хПА-640 или ЗхПА-500										
										
										
Номер ячейки	1			2		3				
Наименование ячейки	АТ связи			Блок№ЗШГЕ		Блок № 4				
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА_____________________________________________________[Разд. 41
Рнс. 41.26. ОРУ 750 кВ по схеме 3/2 с трехрядкой установкой выключателей:
a)
Г**”**""—j_____।____[ резерВ |
a - схема заполнения б — обпшй Р"С‘ 41Л6‘	™	"° “еМе 3/2 * тРехРЯДН0Й Установкой выключателей:
ан,в 446,1101 3 П °^Р^<^^^Н — шиш’“й трансформатор напряжения; НДЕ — емкостной делитель напряжения;
95500
95500
18000
32000
13500
13500
.13500
13500
18000
10000
32000
32000
32000
32000
9000 70001(1
30000	10000
60000
-□
:а
Компрессорная
Здание релейных панелей
35000
78000
55000
360000
S
X
as
S я
12000 10000?\ Я
I $ Площадка для размещения ремонтного оборудования
Рис. 41.26. Продолжение
[Разд 41 I [41 4] КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
42000	.	41000	.	41000 I .	141000 1 1 12000

НДЕ
I Г-—।
тНДЕ|
НДЕ,
НДЕГ—
НДЕ
§' &
§' ея
НИ»
ВЫ!
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
173
Таблица 41.4. Технические характеристики КРУ 6—10 кВ внутренней установки с маломасляными или вакуумными выключателями
Параметр	Тип КРУ						
	К-26	К-27	К-104М	К-105	КМ-1; КМ-1Ф	РУ-10-5000	КВ-3
Номинальное напряжение, кВ	6, 10	10	6; 10	6, 10	6, 10	10	10
Номинальный ток. А:							
сборных шин	2000;3150	2000;3150	2000;3150	2000;3150	1000, 2000; 3150	5000	1000;1600; 2000; 3150
шкафов	630; 1000; 1600	2000, 3150	630; 800, 1000; 1600	2000; 3150	630; 1000; 1600; 2000; 3150	1500; 4000; 5000	630; 1000; 1600;2000; 3150
Количество и сечение силовых кабелей в шкафах отходя ших 2 ЛИНИИ, мм	4 (3x240)	12 (3x240)	4 (3x240)	12(3x240)	4(3x240)	—	4 (3x240)
Номинальный ток отключения, кА	31,5	31,5	8; 12,5; 20; 31,5	31,5	20; 31,5	58(в цикле АПВ); 63 (без цикла АПВ)	31,5
Электродинамическая стойкость, кА	81	81	20,4; 51; 81	81	51; 81	170	81
Термическая стойкость, кА; с	31,5; 3	31,5; 3	До 31,5; 3	31,5; 3	20; 3 31,5; 3	63; 3	31,5; 3
Тип выключателя	ВМПЭ-10	ВМПЭ-10	ВК-10; ВКЭ-10, ВВТЭ-М-10; ВБПС-10; ВБПБ-10; ВВЭ-М-10, ВБЧЭ-СЭ(П)-10; BB/TEL-10; VF-10	ВВЭ-М-10	ВК-10; ВКЭ-10; ВВЭ-10; ВМПЭ-10	МГГ-10- 5000-63 К	ВВЭ-10; ВВ-10
Тип привода к выключателю	Встроенный элек-	Встроенный элек-	Встроенный пружинный и элек-	Встроенный элек-	Встроенный пружинный	ПЭ-21	Встроенный элек-
	тро магнитный	тромаг-нитный	тро магнитный	тромаг-нитный	и электромагнитный		тромагнит-ный и пру-
							жинный
Обслуживание шкафов	Одностороннее	Одностороннее	Двустороннее	Двустороннее	Двустороннее	Двустороннее	Двусторон- нее
Габариты шкафа, мм:							
ширина	900	1350	750	1125	750;1125	1500	750
глубина	1000	1000	1150	1450	1200; 1300	2600	1200; 1300
высота	2400	2817	2200;2432	2100;2340	2150; 2310	2960	2150; 2310
Масса шкафа отходящей линии, кг	900—1250	1800	680—880	930—1330	572—1560	4900	655—1080
ваются направляющие, рельсы и фиксатор, обеспечивающие требуемое положение выдвижного элемента при его перемещении и в статическом состоянии, шина заземления, конечные выключатели для выполнения различного рода блокировок, канал для
прокладки контрольных кабелей и проводов При выкатывании из отсека выдвижного элемента проемы к неподвижным контактам главной цепи автоматически закрываются изоляционными шторками. Тем самым исключается возможность непроизволь-
174
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
Таблица 41.5. Технические характеристики КРУ 6—10 кВ внутренней установки с электромагнитными выключателями
Параметр	Тип КРУ		
	КЭ-6; КЭ-6С	КЭЭ-6; КЭЭ-6С	КЭ-10
Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А:	6	6	10
сборных шин	1600; 2000; 3150	2000;3150	1600; 2000; 3150
шкафов	1600; 2000; 3150	630; 1000; 1600; 2000; 3150	630; 1000; 1600; 2000; 3150
Количество и сечение силовых кабе-леи в шкафах отходящих линии, мм	4 (3x240)	4 (3x240)	4(3x240)
Номинальный ток отключения, кА	40	40	20; 31,5
Электродинамическая стойкость, кА	128	128	51, 81
Термическая стойкость, кА; с	40; 3	40; 3	20; 3; 31,5,3
Тип выключателя	ВЭ-6, ВЭС-6	ВЭЭ-6, ВЭЭС-6	ВЭ-10
Тип привода к выключателю	Встроенный пружинный	Встроенный электромагнитный	Встроенный пружинный
Обслуживание шкафов Габариты шкафа, мм'	Одностороннее	Одностороннее	Одностороннее
ширина	750,1125	750	750; 1125
глубина	1850	1850	1850
высота	2485;2645	2485; 2645	2400;2585
Масса шкафа отходящей линии, кг	1600—2080	1472—2123	1118—2054
Таблица 41.6. Назначение КРУ 6—10 кВ внутренней установки
Тип КРУ	Назначение
К-26	Общепромышленное
К-27	Для вводов и секционирования КРУ со шкафами К-26
К-104М	Общепромышленное
К-105	Для вводов и секционирования КРУ со шкафами К-104М
КМ-1; КМ-1Ф	Общепромышленное
РУ-10-5000	Для генераторных РУ теплоэлектроцентралей и РУ мощных подстанций (ввод и секционирование сборных шин, присоединение крупных потребителей, а также линий к групповым реакторам)
КЭ-6; КЭЭ-6	Для РУ собственных нужд тепловых электростанций
КЭ-6С; КЭЭ-6С	Для РУ собственных нужд атомных электростанций (сейсмостойкое исполнение)
КЭ-10	Для присоединения крупных потребителей с резкопеременным графиком нагрузки
ного прикосновения персонала к токоведущим частям, находящимся под напряжением. В верхней части отсека выдвижного элемента имеется попо-ротная крышка с жалюзи или с зазором (разгрузочный клапан) для выхода нагретого воздуха в продолжительном режиме и сбрасывания избыточного давления при дуговом перекрытии в отсеке
Роль шинных и линейных разъединителе! в КРУ выполняют разъемные контакты втычноп типа. Их неподвижная часть находится в корпус» шкафа, подвижная — на выдвижном элементе. Вы-движной элемент состоит из тележки, на которо! размещена соответствующая аппаратура — выключатель со встроенным приводом, трансформ»-тор напряжения или тока, разъединитель, разрядник или ограничитель перенапряжения и т.д (рис. 41.29—41.31). Разъемные контакты расположены на выдвижном элементе в его верхней и няней частях или только в одной из них. В отсеке и может занимать помимо рабочего еще и контрольное положение, когда главные цепи разомкнуты, а вторичные — замкнуты (для опробования цепе! управления, измерения и сигнализации). Вкатым-ние выдвижного элемента в отсек до контрольного положения осуществляется вручную, а от контрольного до рабочего — с помощью рычага (мехь низма доводки).
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
175
Рис. 41.27. Шкаф КРУ типа КМ-1 на номинальный ток 630—1600 А:
а — компоновка шкафа без линейных шин; б— компоновка шкафа с линейными шинами; в — конструкция корпуса шкафа с линейными шинами, / — корпус шкафа; 2 — выдвижной элемент с выключателем;
3 — релейный шкаф; 4 — линейный отсек; 5 — отсек сборных шин; 6 — отсек выдвижного элемента; 7 — заземляющий разъединитель; 8 — трансформатор тока. 9— втулки изоляционные проходные линейных неподвижных контактов главной цепи, 10 — изоляционная перегородка, //, 12, 18, 20, 25 — металлическая перегородка; 13 — втулки изоляционные проходные шинных неподвижных контактов главной цепи; 14, 19 — съемный лист; 15 — отпайки сборных шин; 16 — отпайки линей ных шин; 17 — линейные шины (шины кабельной сборки); 21 — крышка; 22 —
разгрузочный клапан; 23 — изолятор;
24— сборные шины; 26 — дно
\16
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
Рис. 41.28. Шкаф КРУ типа К-104М:
а — с шинным вводом, б — с линейным вводом; / — изолятор с разъемным контактом; 2 — выдвижной элемент с выключателем, 3 — шторки; 4 — отсек выдвижного элемента; 5 — трансформатор тока, б — разгрузочный клапан отсека выдвижного элемента; 7 — заземляющий разъединитель; 8 — релейный шкаф; 9 — рама; 10— щиток; // — конечный выключатель; 12 — провода вторичных цепей, 13 — шины ввода, 14 — разгрузочный клапан линейного отсека; 15 — крышка; 16 — шинный блок кабельного ввода; 17 — съемный лист;
18— трансформатор тока защиты от замыканий на землю, 19 — корпус; 20 — опорный уголок; 21 — фасадная дверь; 22 — силовой кабель; 23 — отсек сборных шин; 24 — опорный изолятор; 25 — стойка; 26 — сборные шины; 27 — боковой лист; 28 — линейный отсек; 29 — заглушка; 30 — шины отпаек в соседний шкаф; 31 — лампа освещения; 32 — съемная крышка кабельных разделок
Рнс. 41.29. Выдвижной элемент с выключателем на номинальный ток 1600 А (КРУ типа КМ-1): а — типа ВКЭ-10; б — типа ВК-10
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
177
Рис. 41.30. Выдвижной элемент с выключателем типа ВМПЭ-10 на номинальный ток 3200 А (КРУ типа КМ-1): / — педаль фиксации; 2 — механизм открывания и закрывания шторок; 3 — контакт разъемный нижний; 4 — выключатель, 5 — контакт разъемный верхний; б — механизм доводки
Для обеспечения безопасной эксплуатации шкафы КРУ оснащаются блокировками. Они не допускают перемещений выдвижного элемента при включенном выключателе, включения выключателя в промежуточном (между рабочим и контрольным) положении, коммутации разъединителями при включенном выключателе и т.д
Релейный шкаф имеет дверь, на которой расположены измерительные приборы, указательные реле, сигнальные лампы, ключи и кнопки управления. Реле защит устанавливаются на поворотной панели внутри релейного шкафа. На его внутренних стенках имеются зажимы вторичных цепей. При использовании вакуумных выключателей шкафы КРУ или выкатные элементы укомплектовываются нелинейными ограничителями перенапряжения.
Шкафы КРУ могут иметь (см. рис. 41.27) или не иметь фасадных дверей. В последнем случае фасад выдвижного элемента является (см. рис. 41.30) фасадом шкафа.
Ячейки КРУ по виду электрической схемы главных цепей подразделяются на шкафы с выключателями, разъемными контактными соединениями, трансформаторами напряжения, предохранителя-миидр. (см. табл. 41.4 и 41.5). На рис. 41.32 и41.33 приведены наиболее представительные сетки схем. Так, на рис. 41.32 схемы № 3—59 соответствуют шкафам с выключателями; № 101—126 — с разъемными контактными соединениями; № 201—226 — с трансформаторами напряжения; № 301—304 —
скомбинированной аппаратурой; № 401—411 — с силовыми предохранителями; № 501—521 — с кабельными сборками; № 602—607 — с силовыми трансформаторами; № 701—718 — с глухими вводами; № 720—727 — с шинными перемычками, вставками, вводами. При анализе сетки типовых схем следует учитывать наметившуюся в последнее время тенденцию к постепенному вытеснению разрядников нелинейными ограничителями перенапряжения, независимо от типа используемого выключателя.
На рис. 41.34 и 41.35 даны примеры использования сетки (см. рис. 41.33) схем главных цепей шкафов КРУ серии К-104М.
КРУ 6—10 кВ НАРУЖНОЙ УСТАНОВКИ
КРУН 6—10 кВ предназначены для работы в открытых электроустановках. Ячейки КРУН имеют уплотнения, обеспечивающие защиту от попадания внутрь шкафов атмосферных осадков и пыли. При исполнении У и категории размещения 1 (табл. 41.7 и 41.8) рассчитаны на температуру окружающей среды от-40 до 40 °C, а при ХЛ1 — от-60 до 40 °C.
Основные технические характеристики КРУН с выкатными элементами приведены в табл. 41.9.
Конструкция наиболее современного КРУН серии К-59 приведена на рис. 41.36 применительно к исполнению ХЛ, категории размещения 1 (конст-
178
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
Рис. 41.31. Выдвижной элемент без выключателя (КРУ типа КМ-1):
а — с разрядниками и трансформаторами напряжения;
б — с предохранителями, в — с шинными разъединителями (разъемными контактными соединениями)
рукция при ХЛ1 отличается от таковой теплоизоль цией при У1. КРУН серии К-59 изготавливаете! в виде модуля, содержащего до шести шкафов г полностью выполненным монтажом первичных! вторичных цепей, коридор управления и дополни-тельный блок вторичных цепей. Шкафы КРУН,та же как и КРУ 6—10 кВ внутренней установки, состоят из трех блоков: корпуса, выдвижного элемента и релейного шкафа. Как видно из рис. 41.28 и 41.36, конструкция шкафов КРУ K-I04M и КРУНК-59 во многом идентична
Электрические схемы главных цепей КРУН аналогичны схемам для КРУ 6—10 кВ внутренне! установки. Но выбор их ограничен. Такое положение связано с тем, что КРУН предназначены годным образом для установки на стороне 6—10 кВ подстанций электроэнергетических систем
КРУ С ЭЛЕГАЗОВОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ
Шестифтористая сера SF6 (электротехнически) газ, или сокращено элегаз) — электроотрицатели ный газ без цвета и без запаха. Он не токсичен и не воспламеняется. При температуре до 150 °C к мически инертен. В чистом виде содержит 21,95' серы и 78,05 % фтора.
Элегаз обладает достаточно высокими элекф изоляционными и дугогасительными свойствам Так, при абсолютном давлении более 0,2 МПа эле трическая прочность элегаза выше, чем трансфо] матерного масла Исключительные дугогасител ные свойства SF6 объясняются рядом причин. Вчк
j 41.4]КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
179
Номер схемы	3		4	5		6	7		8	9		10	11		12
Схема главных цепей	]	к	I	j	1г	1	г	1г	1			I т	1 j	] L	1
Номинальный ток, А	630; 1000; 1600														
Тип вывода	Кабельный 4(3x240)			Шинный влево; кабельный 2(3x240)			Шинный вправо; кабельный 2(3x240)			—			Шинный вправо		
Тип ввода	—									Шинный сверху			Шинный сверху		
Номер схемы	13	14	15		16		17			18		19			20		21			22	
Схема главных цепей	£						1			1 5	г		]		I						1
			1					1					L		1				L		
Номинальный ток, А	630; 1000; 1600						630					630; 1000; 1600									
Тип вывода	Шинный влево	Шинный вправо	Шинный влево		Шинный вправо		Кабельный 2(3x240)					Шинный влево					Шинный влево и вправо				
Тип ввода	Шинный сверху						Шинный слева					Шинный сверху									
Номер схемы	23		24	25	26	27	28	29	30		31		32	33		34
Схема главных цепей		£ 1	1	I ш	Г я г	1 <ь< 4 1'»		I fr			]		$	1		1
Номинальный ток, А	630			630-ЮОб; 1600	630			630; 1000; 1600								
Тип вывода	Кабельный 2(3x240)			Шинный вправо	Кабельный 2(3x240)			Шинный влево и вправо; кабельный 2(3x240)			Шинный влево			Шинный вправо		
Тип ввода	Шинный сверху			Шинный снизу	Кабельный 2(3x240)		Шинный справа	—								
Рис. 41.32. Сетка электрических схем главных цепей шкафов КРУ типа КМ-1 (КМ-1Ф)
180
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
Номер схемы	48		49		50	52	53	54		55		56		57		58		59
Схема главных цепей	i	i •ее*	1 •ее*		Is	1	1 ш г 1—’	•ее-	к	1 -ее*	к							
										•ее*			-ее*		к			
								-ее^,										
Номинальный ток, А	2000;3150				630; 1000; 1600		630	2000;3150										
Тип вывода	Шинный вправо		Шинный иево		Кабельный к синхрон, двигателю	Шинный влево и реверс	Кабельный 2(3x240)	Шинный влево				Шинный вправо				Шинный вправо		Шинный влево
Тип ввода	Шинный сверху						Шинный справа	—								Шинный сверху		
Рис. 41.32. Продолжение
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
181
Номер схемы	117		118	119		120		121		122		123			124	
Схема главных цепей		L	4									5	' 1			—E3D-+
															'fj	и
Номинальный ток, А	2000;3150											630				
Тип вывода	Шинный влево; ответвление вправо к трансформатору (схема 602)			Шинный вправо		Шинный влево		Шинный зправо		Шинный влево		Кабельный 2(3x240)				
Тип ввода	Шинный сверху			—				Шинный сверху				Кабельный 2(3x240)			—	
Номер схемы	125		126	
Схема главных цепей	1 i		у ".©е.	р	hr®
				ptoo L
Номинальный ток, А	2000;3150			
Тип вывода	Шинный влево: ответвление вправо к трансформатору схема (602)			
Тип ввода	Шинный сверху			
Рис. 41.32. Продолжение
182
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд 41
Номер схемы	301	303	304
Схема главных цепей	F	г	1	1—ЕЗЩр
Номинальный ток, А	630		
Тип вывода	—		
Тип ввода	—		
Рис. 41.32. Продолжение
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
183
Номер схемы	601	602	604		605		606		607	
Схема главных цепей	(1 ё	ё			ё			е		||Ч<—QD	:
			5	4+'				г44’	1	
Номинальный ток, А	630		630; 1000; 1600		2000; 3150		630; ЮОЬ; 1600		630	
Тип вывода	—	Шинный от шкафа со схемой 117,118,125,126	Кабельный 3(3x240)		Шинный влево и вправо		Кабельный 3(3x240)			
Тип ввода	—		Шинный слева		—		Шинный справа		—	
Рис. 41.32. Продолжение
184
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
Рис. 41.32. Окончание
стности, являясь электроотрицательным газом, он обладает свойством захватывать свободные электроны, возникающие при горении дуги, и присоединять их к своим нейтральным молекулам. Образующиеся при этом отрицательные и положительные ноны имеют близкую (причем весьма незначительную) скорость, что способствует их рекомбинации в нейтральные молекулы; вероятность ее на порядок выше рекомбинации быстрых электронов и медленных положительных ионов. Последнее характерно, например, для процесса горения дуги в воздухе.
Отмеченные выше свойства элегаза — главная причина исключительной компактности КРУЭ. В сравнении с традиционными электроустановками использование КРУЭ заметно (в 5—10 раз и более) снижает занимаемые объем и площадь Кроме
компактности для КРУЭ характерны также высокие надежность, степень безопасности для эксплуатационного персонала и сейсмостойкость, простота монтажа и обслуживания, незначительные эксплуатационные расходы, гибкость компоновочных решений, малая продолжительность подготовки площадки сооружения. Элегазовое оборудование не наводит мощных электрических полей и уменьшает слышимый шум.
Основные элементы КРУЭ (выключатели, разъединители, заземлители, сборные шины, измерительные трансформаторы и т.д.) заключены обычно в алюминиевые газоплотные защитные кожухи (блоки), что обеспечивает модульный принцип построения Последние заполнены элегазом. Отдельные блоки КРУЭ соединяют с помощью газоплотных фланцев, между которыми помещаются уплот-
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
185
Схема главных цепей
1ST
№ схемы 281
1ST
288,289
290,291,305,306
293
Рис. 41.33. Сетка электрических схем главных цепей шкафов КРУ типа К-104М (в схемах № 101, 103, 105, ПО, 112, 114, 122, 124, 126, 128, 148, 173, 176 трансформаторы тока устанавливаются в двух, а в схемах № 102, 104, 106, 111, 113, 115, 123, 125, 127, 129, 149, 174, 177 — в трех фатах; в схемах № 255, 272 заземлиюшие разъединители отсутствуют, а в схемах № 269, 292 — присутствуют; в схемах № 290, 291 нет сборных шнн, а в схемах № 305, 306 предусматривается отсек сборных шин; в схемах № 144, 171, 237, 238, 253, 280, 289, 291, 298, 306, 603, 634 выход шин влево, а в схемах № 146, 172, 231, 232, 252, 273, 279,288, 290, 305, 602, 633 — вправо; в схемах № 144, 146, 155, 160, 175, 252, 281, 299 не более двух кабелей сечением 3x240 мм2, в остальных — не более четырех кабелей того же сечения)
186
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
От генераторного РУ 10 кВ
б)
Рис. 41.34. Электроснабжение собственных нужд турбины типа ПТ-60/75-130/13 и котла типа БКЗ-420-140ГМ-2 на напряжении 6 кВ с использованием КРУ типа К-104М: а — схема рабочего и резервного питания; б — план; в — схема заполнения
{41,4] КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
ВР«ДУ
Схема главных цепей
Г№ схемы
504
503
113
101
101
101
101
101
261
101
101
101
101
101
101
101
111
Дымосос
Резерв
о о
Наименование присоединения
Устр-во заземления нейтрали
скорость
Сетевой насос
Насос пожаротехнич. воды
Кабельная сборка ввода рабочего питния
Пусковой масло-насос
Насос конденсатный
Транс-фор-матор 6/0,4 кВ
Трансформатор напряжения
Насос подпит-си теплосети
2-я скорость
Шинный вводи вывод
Дымосос ре-цирку-ляции
Насос циркуляционный
Дутьевой вентилятор 1-я I 2-я скорость скорость
Ввод резервного питания
№ шкафа в ряду
Схема главных цепей
№ схемы
Наименование присоединения
Рис. 41.34. Окончание
188
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд 41
Шинный мост
Рис. 41.35. Схема заполнения КРУ типа К-104М применительно к понижающей двухтраисформаториой подстанции при двухрядном расположении шкафов:
а — с воздушным вводом, б — с кабельным вводом
Таблица 41.7. Категории исполнения электротехнических изделий в зависимости пт мрстя пязмршриия		Таблица 41 8 Электр	Климатические исполнения отехнических изделий
Категория исполнения изделия 1 2 3 4 5	Характеристика места размещения На открытом воздухе Под навесом или в открытых (с доступом наружного воздуха) помещениях В закрытых помещениях с естественной вентиляцией без искусственного регулирования климатических условий В помещениях с искусственным регулированием климатических условий В помещениях с повышенной влажностью (шахты, подвалы и т.п.)	Климатическое исполнение	Характеристика климата
		У УХЛ хл ТВ тс т О м тм ом в	Умеренный Умеренный и холодный Холодный Тропический влажный Тропический сухой Тропический как сухой, так и влажный Любой климат на суше, кроме очень холодного климата Умеренно холодный морской Тропический морской Любой морской климат Любой климат, кроме очень холодного
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
189
Таблица 41.9. Технические характеристики КРУ 6—10 кВ наружной установки
Параметр	Тип КРУ		
	К-59У1	K-59XJ11	К1’УН-6(10)Л
Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А:	6; 10		6; 10
сборных шин	1000; 1600; 2000; 3150		630; 1000; 1600; 2000
шкафов	630; 1000; 1600		630; 1000; 1600
Количество и сечение силовых кабе- .	„2 леи в шкафах отходящих линии, мм	4(3x240)		3 (3x240)
Номинальный ток отключения. кА	20: 31,5		20
Электродинамическая стойкое ib, кА	51; 81		52
Термическая стойкость, кА; с	20; 3;	31,5, 3	20; 3
Тип выключателя	ВК-10; ВКЭ-10; ВВЭ-М-10; ВБКЭ-10; BB/TEL- 10		ВМПН-10, ВМПЭ-10
Тип привода к выключателю	Встроенный пружинный и электромагнитный		Встроенный пружинный и электромагнитный
Исполнение по способу обслуживания Габариты шкафа, мм:	Однорядное с коридором обслуживания		Однорядное без коридора обслуживания
ширина	750		1000
глубина	1300		1800
высота Габариты КРУН, мм:	2385		2490
длина	(750л + 60)Л', где п — число ячеек в секции; N— число секций		—
ширина	2725	2780	—
высота	3100	3200	—
Масса шкафа отходящей линии, кг	930	1080	870—1140
няющие прокладки, а электрические соединения элементов — посредством втычных контактов. Модульный принцип построения КРУЭ при возникновении в каком-либо отсеке электрической дуги обеспечивает ее локализацию.
Основные технические характеристики ячеек КРУЭ ПО—500 кВ, выполненных по схеме с двумя системами сборных шин, приведены в табл. 41.10. Ячейки предназначены для внутренней установки, имеют исполнение У, категорию размещения 4; температура окружающей среды при этом должна быть не ниже +5 °C. Каждая фаза ячейки заключена в собственный газоплотный кожух (однофазная конструкция или исполнение) На рис. 41.37 приведена трехполюсная ячейка серии ЯЭ-132, а на рис. 41.38 — серии ЯЭУ-500.
Большое количество типов схем распределительных устройств повышенных напряжений должно приводить к многообразию их компоновочных решений. Базовая (основная, исходная) конструк
ция КРУЭ обычно использует схему с одной-двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение (рис. 41.39). При этом переход от одного типа схемы к другому не сопровождается заметным увеличением габаритных размеров, занимаемых электроустановкой. Он связан преимущественно с монтажом соединительных узлов и внутренней ошиновки в базовой конструкции КРУЭ для присоединения дополнительных систем сборных шин или изменением их места расположения.
КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
КТП классифицируются по большому количеству признаков: климатическим условиям, конструктивному исполнению, типу и количеству трансформаторов, номинальному напряжению и т.д.
Традиционно выделяют следующие наиболее массовые группы КТП: внутренней установки 6—
190
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
| Разд. 41
Таблица 41.10. Технические характеристики КРУЭ
Параметр	Тип КРУЭ		
	ЯЭ-132	ЯЭУ-220	ЯЭУ-500
Номинальное напряжение, кВ	110—132	220	500
Номинальный ток, А.			
сборных шин	2000	3150	4000
других элементов	2000	2000	3150
Номинальный ток отключения, кА	40	40—50	40—63
Электродинамическая стойкость, кА	128	128	160
Термическая стойкость, кА; с	50; 3	50; 3	63; 2
Полное время отключения (до погасания дуги), с	0,055	0,055	0.055
Число разрывов на полюс выключателя	1	1—2*	2-^1
Привод выключателя	Пневматический		
Давление заполнения элегаза при 20 °C, МПа:			
для выключателя	0,65	0,6	0,6
для трансформатора напряжения	0,45	0,44	0,44
для других элементов	0,3	0,38	0,38
Исполнение сборных шин	Однофазное, трехфазное	Однофазное	
Масса трехполюсной ячейки с выключателем, т	10,6	14,8—15,1	30
Габариты трехполюсной ячейки отходящей линии, м:			
ширина (шаг)	3,0	4,09	4,2
высота	3,36	4,3	7,1
глубина	4,08	8,08—9,7	10,3
Минимальное количество разрывов соответствует номинальному току отключения 40 кА, максимальное— 50 кА (ЯЭУ-220) или 63 кА (ЯЭУ-500).
Номинальное давление на 0,05—0,1 МПа ниже давления заполнения и является нижним пределом.
10/0,4 кВ; наружной установки 6—10/0,4 кВ; наружной установки повышенных напряжений (35/6—10, 110/6—10, 110/35/6—10, 220/6—10, 220/35/6—10, 220/110/6—10 и 220/110/35 кВ).
КТП 6—10/0,4 кВ внутренней установки снабжают электроэнергией промышленные предприятия, административные и общественные здания. Они устанавливаются в цехах и других помещениях вблизи потребителей. Все элементы КТП предназначены для работы в закрытых помещениях. Лишь отдельные типы КТП предусмагривают масляные трансформаторы 6—10/0,4 кВ, устанавливаемые на открытом воздухе. Соединение их с КРУ 0,4 кВ выполняется токопроводами. Прн внутренней установке трансформаторов в целях безопасной эксплуатации используются трансформаторы с сухой изоляцией или с баком повышенной прочности Технические характеристики КТП 6—10 кВ внутренней установки см. в разд. 53.
КТП 6—10/0,4 кВ наружной установки предназначены для электроснабжения промышления предприятий небольшой мощности и организация временного электропитания строительных площадок (см. разд. 53). В рассматриваемую группу таив входят однотрансформаторные, преимущественно мачтовые КТП, служащие для электроснабженш главным образом сельскохозяйственных потребителей. Эти КТП состоят из вводного шкафа 6—10 кВ, трансформатора 6—10/0,4 кВ н шкафа 0,4 кВ. Шкафы 6—10 кВ укомплектованы разъединителей и предохранителями, а шкафы 0,4 кВ — тремя-четырьмя автоматическими выключателями.
КТП повышенных напряжений наружной установки начиная с 80-х годов все в большей степена ориентируют на блочно-модульную конструкцию— так называемые КТП блочные (КТПБ). Они состоят из модулей открытых распределительных устройсп 35—220 кВ, выключателей, трансформаторов и КРУН 6—10 кВ. В состав КТПБ может входить об-
841.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
191
Рис. 41.36. КРУН типа К-59 для воздушной линии: 1 — проходной изолятор; 2 — релейный шкаф; 3 — дополнительный блок вторичных цепей; 4 — выдвижной элемент с выключателем; 5 — отсек сборных шнн; 6 — неподвижный контакт заземляющего разъединителя; 7 — трансформатор тока
щеподстанционный пункт управления (ОПУ). В нем размещаются панели контроля н управления, в том числе аппаратуры защит, высокочастотной связи, телемеханики.
Конструктивные решения ориентированы на традиционные для наружной установки исполнения н категории размещения, например, У1, ХЛ1. Для районов с повышенным загрязнением атмосферы предусмотрено усиление изоляции КТПБ
Модули выполняются из унифицированных транспортабельных блоков, состоящих из металлического каркаса со смонтированным на нем оборудованием, включая вторичные цепи. Ошиновка ОРУ 35—220 кВ выполняется трубами из алюминиевого сплава, а цепей силовых трансформаторов — стале-алюминневымн проводами. Поставка КТПБ из блоков и узлов полной заводской сборки наиболее благоприятно сказывается на технико-экономических характеристиках подстанций.
Номенклатура схем электрических соединений КТПБ ориентирована на типовые и ограниченное число нетиповых схем В настоящее время про-
Рис. 41.37. Ячейка КРУЭ типа ЯЭ-132:
I — заземлитель; 2 — сборные шины; 3 — линейный разъединитель; 4 — шинный разъединитель; 5 — выключатель; 6 — трансформатор тока; 7 — ввод (вывод); 8 — крышка (для крайних ячеек); 9 — шкаф управления и контроля
изводятся следующие модули ОРУ по схемам (см. табл. 40.1):
при 35 кВ — ЗН, 4Н, 5А, 5Б, 5АН, 9;
при НО кВ — ЗБ, ЗН, 4,4Н, 5,5Н, 5АН, 10, 11,12;
прн 220 кВ — 1, 3, 4, 4Н, 5, 5Н, 5АН.
Большая часть схем основана на использовании выключателей. В ряде случаев, как, например, в схеме 110-5, устанавливаются блоки отделителей и короткозамыкателей.
На базе имеющихся модулей компонуются одно- и двухтрансформаторные подстанции со следующими сочетаниями номинальных напряжений сети: 35/6(10), 110/6(10), 220/6(10), 110/35/6(10),
192
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
[Разд. 41
Вцд И
1500	1500
7070
Линейная
Линейная
Шиносоединительная
Рис. 41.39. Схемы типовых ячеек КРУЭ
С трансфер-'*’ "* мотором напряжения
1200
4200
Рис. 41.38. Ячейка КРУЭ типа ЯЭУ-500:
1 — заземлитель; 2 — сборные шины; 3 — линейный разъединитель; 4 — шинный разъединитель; 5 — выключатель; 6 — трансформатор тока; 7 — шкаф контроля давления
§41.4]
КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
193
Таблица 41.11. Технические характеристики КТПБ
Параметр	Значение параметра на стороне, кВ		
	220	ПО	35
Номинальная мощность трансформатора, МВ • А	16—125	2,5—63	6,3—16
Тип выключателя	В МТ-220, ВВБ-220	ММО-ПО; ВМТ-110; ВВБМ-110	С-35; ВГБЭ-35
Электродинамическая стойкость, кА	51	51	26
Термическая стойкость на стороне ВН, кА, с	20; 3	20; 3	10; 3
Тип шкафа на стороне 6(10)кВ	К-59	К-59	К-59
Удельная материа-	0,165	0,162	0,25
лоем кость , кг/(кВ  А) Площадь подстан- ции , м	51x72	36x54	36x39
Рис. 41.40. Двухтрансформаториая КТПБ 110/35/6(10) кВ:
а — схема, б — план, I — трансформаторы; 2 — ОРУ 110 кВ, 3 — ОРУ 35 кВ; 4 — ОПУ; 5 — трансформаторы собственных нужд, 6 — КРУН 6(10) кВ
По номенклатуре завода-изготовителя — КТПБ(М), т е. модернизированные КТПБ.
Для схем с фиксированным количеством присоединений.
7-760
194 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА(Разд. 41
Рис. 41.41. Общий вид двухтраисформаториой КТПБ 110/10—10 (6—6) кВ:
1 — блок приема воздушной линнн 110 кВ; 2 — блок короткозамыкателя и разрядников 110 кВ; 3 — блок трансформаторов напряжения 110 кВ; 4 — блок трансформаторов тока 110 кВ; 5 — блок отделителя 110 кВ. 6 — блок разъединителя 110 кВ; 7 — блок опорных изоляторов 110 кВ; 8 — лоток кабельный подвесной; 9 — установка осветительная; 10— жесткая ошиновка ОРУ НО кВ; II — ОПУ; 12 — блок заземления нейтрали; 13— КРУН типа К-59; 14 — шкаф трансформатора собственных нужд; 15 — трансформатор силовой (типа ТРДН); 16 — короб кабельный наземный; 17 — привод высоковольтного аппарата; 18 — ограда
220/35/6 (10), 220/110/6(10), 220/110/35 кВ Использованию подлежат трансформаторы (автотрансформаторы) с регулированием под нагрузкой типов ТМН, ТДН, ТРДН, ТМТН, ТРДНГ, АТДЦТНГ и др.
Основные технические характеристики КТПБ приведены в табл 41.11, а соответствующие примеры компоновочных и конструктивных решений — на рис. 41.40 и 41.41.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
41.1.	Правила устройства электроустановок — 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985.
41.2.	Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ ПТЭ. — 15-е изд. РД 34.20.501—95. М.: Минтопэнерго РФ, ОРГРЭС, 1996.'
41.3.	Пособие по изучению «Правил техническое эксплуатации электрических станций и сетей». Ращ, VI, VII. М.; Энергия, 1979.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
195
41.4.	Двоскии Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. —3-е изд. М.: Энергоатом-нщат, 1985.
41.5.	Джилз Р.Л. Компоновки распределительных устройств высокого напряжения: Пер. с англ. М.: Энергия, 1973.
41.6.	Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1986.
41.7.	Электрическая часть электростанций / Под ред. С.В. Усова. Л.: Энергоатомиздат, 1987.
41.8.	Дорошев К.И. Комплектные распределительные устройства 6—35 кВ М.: Энергоатомиздат, 1982.
41.9.	Дорошев К.И. Эксплуатация комплектных распределительных устройств 6—220 кВ. М.: Энерго-атомнздат, 1987.
Раздел 42
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВЕРХВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ (СВН)
СОДЕРЖА НИЕ
42.1	Основные функции электропередач СВН в электроэнергетике ...	. . 196
42.2	Особенности линий СВН и основные требования к ним .	197
42.3	Выбор основных параметров линий СВН............................... 198
42.4	Основные характеристики линии СВН .	................. 201
42.5	Схемы замещения протяженных линий СВН	...	205
42.6	Режимы линий СВН и их расчеты . 207
42.7	Пропускная способность электро-
передачи и мероприятия по ее повышению ........................211
42.8	Управляемые электропередачи переменного тока.	.214
42.9	. Воздействие линий СВН на окружающую среду. .	. 215
42.10	. Области применения, схемы электропередач и вставок постоянного тока.........................216
42.11	. Преобразователи электропередач и вставок постоянного тока	21!
42.12	. Основное оборудование электропередач и вставок постоянного тока, системы управления и регулирования	222
42.13	. Воздушные и кабельные линии ППТ, преобразовательные подстанции.	221
Список литературы....................  221
42.1.	ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ СВН В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
К линиям СВН в России относятся линии напряжением 330, 500, 750 кВ. В международной практике линии напряжением свыше 1000 кВ относятся к линиям ультравысокого напряжения (УВН). В мире была сооружена лишь одна линия такого класса напряжения Экибастуз — Кокчетав — Кустанай — Челябинск напряжением 1150 кВ. Все оборудование этой уникальной электропередачи было разработано в нашей стране и выпушено отечественной промышленностью
Наиболее высокое напряжение, используемое в мире в настоящее время, — 750 кВ (Россия, Украина) и 765 кВ (США, Канада, Бразилия) В Европейской объединенной энергосистеме (UCPTE) наивысшее напряжение 400 кВ.
Рост напряжений, который происходил в течение всего периода развития электроэнергетики, определяется экономическими факторами. Стоимость линии электропередачи примерно пропорциональна номинальному напряжению, в то время как ее пропускная способность пропорциональна квадрату этого напряжения Кроме того, себестоимость передачи электроэнергии снижается при повышении номинального напряжения, удельные капиталовложения также уменьшаются (рис. 42.1). Все это вместе взятое способствовало увеличению номинального напряжения линий электропередачи.
Экономические факторы также способствовал сооружению мощных электростанций, поскольку удельные капиталовложения и металлоем кость да крупных электростанций значительно ниже, чем для мелких. Поэтому мощности тепловых и атомных электростанций достигают в настоящее врем1 4—5 тыс. МВт. При этом встает вопрос передачи электрической мощности от таких электростанций. Это можно сделать только с помощью линий СВН.
Рис. 42.1. Удельные капиталовложения к»0 в линии различных классов напряжения (7); себестоимость с*0 передачи энергии на 100 км (2); кривые даны в относительных единицах при С/вяз =500d
5 42.2]
ОСОБЕННОСТИ ЛИНИЙ СВН И ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К НИМ
197
Современная электроэнергетика характеризуется созданием объединенных энергосистем, чему есть много как экономических, так и технических предпосылок. Существуют объединенные энергосистемы в Западной Европе (UCPTE), Скандинавии (NORDEL), США, Канаде. Для создания таких систем также требуется использование линий высокой пропускной способности, которые могут передавать большие мощности из одной системы в другую, в частности, в аварийных и послеаварийных режимах.
На основании вышеизложенного можно сформулировать основные функции, выполняемые линиями СВН в современной энергетике:
1.	Передача мощности в несколько тысяч мегаватт с крупных электростанций. Решать эту задачу с помощью линии более низкого напряжения неэкономично, поскольку это потребует чрезмерно больших капиталовложений в передающую сеть.
2.	Передача электроэнергии от удаленных источников энергии. При этом дальность передачи может составлять 1000—1500 км и более.
3.	Межснстемные связи. Именно линии СВН позволили создать единую энергосистему России (ЕЭС), растянутую в широтном направлении на многие тысячи километров. Это, в свою очередь, позволило повысить надежность работы энерго-объединений, входящих в ЕЭС, и существенно снизить мощность резерва.
4.	Внутрисистемные связи Наличие внутри системы линии высокой пропускной способности позволяет обеспечить баланс активной мощности системы при возникновении аварийных ситуаций, например при выходе крупного блока на какой-либо электростанции, входящей в состав этой системы, а также эффективнее использовать более экономичные электростанции.
42.2.	ОСОБЕННОСТИ ЛИНИЙ СВН И ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К НИМ
Линии СВН обладают определенными особенностями, что позволяет их выделить в отдельный класс и рассматривать отдельно от линий более низких классов напряжения.
Особенности линии СВН
1.	Высокая пропускная способность и соответственно большие значения токов фаз, что требует применения проводов фазы большого суммарного сечения.
2.	Большие протяженности линий, что требует учета их волновых свойств и процессов, связанных с передачей электрической энергии по этим линиям. Связь пропускной способности и возможных длин линий для различных классов напряжения приведена в табл. 42.1.
Таблица 42.1 Пропускная способность и дальность линий СВН напряжением 330—1150 кВ			
Номинальное напряжение, кВ	Сечение про-э вода, мм“	Натуральная мощность, МВт	Предельная дальность, км
330	2x240—2x400	360	700
500	3x300—3x500	900	1200
750	5x300—5x400	2100	2200*
1150	8x300—8x500	5200	3000*
С управляемой поперечной компенсацией.
3.	Применение расщепленных проводов фаз на всех линиях СВН для решения одновременно двух задач: увеличить суммарное сечение проводников из-за больших токов фазы и распределить суммарный электрический заряд фазы по всем входящим в нее проводам с тем, чтобы снизить напряженность поля на поверхности каждого провода, исключив тем самым общее коронирование проводов, и обеспечить допустимый уровень радио-помех В результате отношение г01х0 (удельные активное и реактивное сопротивления на I км длины) для линий СВН много ниже, чем для линий с одиночными проводами.
4.	Большая зарядная мощность линий СВН, особенно протяженных. Это объясняется, с одной стороны, несколько повышенной удельной емкостной проводимостью за счет использования расщепленных проводов, с другой, более высоким напряжением. В результате имеем, Мвар/км:
220 кВ (одиночный провод) — q(l ~ 0,14;
330 кВ (расщепленные провода) — q^~ 0,42;
500 кВ (расщепленные провода) — q() = 0,9;
750 кВ (расщепленные провода) — q(l~ 2,3;
1150 кВ (расщепленные провода) — q0 = 5,8.
В итоге для протяженных линий в ряде режимов (режимы малых нагрузок, режим одностороннего включения) в конце линии могут быть большие стоки реактивной мощности в сотни мегавар. Это обстоятельство вынуждает принимать определенные меры для ограничения этих стоков.
5.	Применение на протяженных линиях СВН средств поперечной компенсации и при необходимости средств повышения пропускной способности.
6.	Экологическое воздействие линий СВН на окружающую среду. Средн многочисленных факторов следует прежде всего отметить повышенную напряженность электрического поля на поверхности земли, которая неблагоприятно влияет на живые организмы. Во избежание этого необходимо принимать определенные меры (увеличение высоты опор, экранирование при пересечении проезжей
198
ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВН
[Разд. 42
части дорог и т.д ), что отражается на стоимости линии.
Основные требования, которым должны отвечать линии СВН
1	Обеспечение баланса мощностей в системе, в первую очередь активных, в нормальных и по-слеаварнйных режимах.
2.	Выравнивание графиков нагрузки электростанций в объединенной системе, расположенной в широтном направлении, путем межсистемных перетоков мощности между энергообъединениями в разных часовых поясах.
3.	Обеспечение экономичной работы системы путем передачи мощности от наиболее экономичных электростанций к менее экономичным н снижения общего резерва мощности всей системы.
4	Повышение надежности функционирования системы путем передачи больших потоков мощности в дефицитный район системы.
5.	Повышенная конструктивная надежность всех ее элементов.
42.3.	ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ СВН
К основным параметрам линии СВН, подлежащим обоснованию, относятся: пропускная способность, номинальное напряжение, число цепей, сечение и количество проводов в фазе, конструкция фазы.
Обычно расчеты параметров ведутся в несколько этапов. На первом этапе рассматриваются технически выполнимые варианты электропередачи с заданной пропускной способностью. Рассматривается несколько вариантов, в которых учитывается назначение электропередачи, ее трасса, необходимая пропускная способность, а на последующих этапах ведутся расчеты нескольких наиболее приемлемых вариантов электропередачи применительно к поставленной задаче. Уточняются пропускная способность, количество цепей, параметры фазы, расстановка компенсирующих устройств.
На основании этих расчетов выбирается оптимальный вариант, где критерием выбора являются технико-экономические показатели, после чего начинается рабочее проектирование.
Обоснование пропускной способности. Под пропускной способностью понимается наибольшая мощность, которую можно передать по линии с учетом всех имеющихся ограничений Обоснование пропускной способности — сложная многоплановая задача. Пропускная способность электропередачи определяется назначением и ролью электропередачи в системе. Если это транспортная электропередача, то ее пропускная способность будет в значительной мере определяться установленной мощностью электростанции, мощностью, передаваемой в заданном направлении, и количеством ли
ний, отходящих от нее в других направлениях. Для межсистемной связи задача много сложнее. Злей необходимо учитывать возможные дефициты мощности в связываемых системах, разницу в себестоимости электроэнергии в них, состав их оборудования, графики работы, наличие резерва в системах» многое другое.
Выбор номинального напряжения. Выбор номинального напряжения и количества цепе! электропередачи обычно тесно связаны между собой. Выбор номинального напряжения в значительной степени определяется уровнем технического развития страны и максимальным напряженней оборудования, выпуск которого освоен промышленностью. На выбор номинального напряженка значительное влияние оказывает длина электропередачи.
В нашей стране исторически сложилось две шкалы номинальных напряжений, используемых для воздушных линий районного и системообразующего значения- 110—150—330—750 и 110—220—500—1150 кВ
Каждая из этих шкал имеет свои регионы прв-менения. Номинальное напряжение проектируемой линии должно быть согласовано с той шкалой, которая используется в регионе, для которого проектируется линия.
Так, например, па западе и северо-западе России, на Северном Кавказе широко используется напряжение 330 кВ и практически не используете! напряжение 500 кВ В то же время восточнее Москвы используется лишь напряжение 500 кВ. В ряде случаев напряжения 500 и 750 кВ накладывают друг на друга. Однако это, видимо, следует рассматривать как временное явление, пока окончательно не освоено напряжение 1150 кВ.
Длительный опыт проектирования линий различного класса напряжений позволил получил формулу для ориентировочного определения напряжения линии при заданной передаваемой мощности и длине-
и______________1000_______
1К 7(500//) + (2500/Р)
На рнс. 42.2 приведены обласш нсиользовани! различных номинальных напряжений в зависимости от передаваемой мощности и длины липни Однаа следует иметь в виду, что эти области были получены в условиях плановой экономики и единых цен на оборудование. В современных условиях эти границы могут быть иными Однако для ориентировочного первоначального выбора номинального напряжения эти зависимости могут быть использованы
Все энергетические расчеты, связанные с проектированием линий электропередачи, основаныш сопоставлении ряда возможных вариантов решения задачи. Оптимальный выбор основан натехни-
542.3]
ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРА МЕТРОВ ЛИНИЙ СВН
199
Рис. 42.2. Области применения различных классов номинального напряжения и границы их равной экономичности:
/ - 1150 кВ; 2 — 500 кВ; 3 — 220 кВ; 4 — 750 кВ;
5 — 330 кВ
ко-экономических сопоставлениях выбранного ряда вариантов Поэтому для решения задачи целесообразно рассмотреть варианты с различными напряжениями линий и различным количеством цепей. При этом необходимо учитывать перспективы развития района, где сооружается линия, и возможности увеличения мощности электростанции, от которой отходит данная электропередача.
При сопоставлении вариантов учитывается прежде всего возможность технической реализации того нли иного варианта (коэффициенты запаса по статической и динамической устойчивости, уровни напряжений на подстанциях, условия прокладки грассы линии и т.д.). Затем прошедшие первый этап варианты сравниваются по экономическим показателям К ним относятся капиталовложения для того илн иного варианта (линии, подстанции, средства повышения пропускной способности и пр.), приведенные к одному году эксплуатации, ежегодные эксплуатационные затраты и затраты на возмещение потерь энергии Если экономические показатели двух вариантов различаются не более чем на 5 %, варианты считаются равноценными и выбор осуществляется по иным критериям (ремонтопригодность, удобство эксплуатации и т.д.)
В условиях рыночной экономики учитываются те же факторы, поэтому основные положения, полученные ранее на основании длительного опыта, могут считаться приемлемыми В дальнейшем, учитывая отсутствие единых методик, мы не будем приводить расчетных выражений, связанных с экономическими показателями, и ограничимся лишь технической стороной дела.
Выбор количества цепей линий СВН. Выбор количества цепей электропередачи, как было сказа
но выше, осуществляется одновременно с выбором ее номинального напряжения. Как правило, число цепей, идущих от электростанции или подстанции в одном направлении, не превышает двух Сооружение одноцепных линий С13Н допустимо лишь в случае, если передаваемая по ним мощность не превышает 20 % мощности приемной системы, или на первом этапе строительства электропередачи, когда введены не все агрегаты па электростанции, от которой идет данная электропередача
С увеличением количества цепей увеличиваются затраты на линию, компенсирующие устройства, сооружение подстанций. При заданной передаваемой мощности увеличение числа цепей приводит к повышению потерь энергии от емкостных токов и потерь на корону, но, с другой стороны, при этом снижаются потери энергии на нагрев проводов и увеличивается пропускная способность электропередачи. Если же число цепей электропередачи по тем или иным причинам оказывается равным трем или более, то эго говорит о неправильно выбранном номинальном напряжении и следует рассмотреть вариант с более высоким С7НОМ.
Выбор конструкции фазы. Под конструкцией фазы понимается количество проводов в фазе, их сечение и взаимное расположение Суммарное сечение проводов фазы определяется по расчетному току фазы методом экономических интервалов, где за основу принимается ток пятого года эксплуатации линии В дальнейшем сечение проводов фазы определяется обычным способом, включая обязательную проверку по послеаварийному режиму при заданной температуре воздуха, соответствующей тому климатическому району, где сооружается электропередача На основании опыта проектирования при выборе суммарного сечения проводов фазы следует ориентироваться на плотность тока 0,5 А/мм^
Выбор количества проводов в фазе и их взаимного расположения, как правило, проводят для вновь осваиваемых классов напряжения. Для уже освоенных классов напряжения линии СВН сооружаются со следующим количеством проводов, расположенных по вершинам правильного многоугольника: 330 кВ — два провода, 500 кВ — три, 750 кВ — четыре-пять проводов, 1150 кВ — восемь проводов
Минимальный диаметр проводов, допускаемый по условиям короны, соответствует следующим маркам проводов:
Номинальное напряжение, кВ	Количество проводов в фазе	Марка провода
330	1	АС-600/72
	2	АС-240/32
500	3	АС-300/66
	3	АС-ЗОО/27
750	4	АС-400/93
	5	АС-240/56
200
ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВН
[Разд. 42
Выбор конструкции фазы является достаточно сложной технико-экономической задачей, поскольку он определяет удельные погонные параметры линии х0 и bQ (b0 — удельная емкостная проводимость линии), а следовательно, ее пропускную способность и зарядную мощность и тем самым влияет на капитальные затраты и средства компенсации реактивной мощности
Однако основной целью выбора конструкции фазы является исключение общего коронирования проводов и уменьшение таким образом потерь энергии на корону путем снижения напряженности электрического поля на их внешней поверхности.
Для традиционной конструкции фазы провода располагаются но вершинам правильного многоугольника. Радиус окружности, описанной по вершинам этого многоугольника, называется радиусом расщепления /?р, а расстояния между проводами называются шагом расщепления а. Эти величины связаны соотношением
Расщепленные провода с электрической точки зрения эквивалентны одиночному проводу, но большего сечения, нежели каждый из составляющих:
г = nJnr Rn ' = R afnr /К экв А/ пр р	р л/ пр р’
где п — количество проводов в фазе
Поскольку все провода фазы находятся под одним напряжением и заряд фазы равномерно распределен между ними, то электрическое поле каждого из проводов неравномерно из-за влияния соседних проводов с тем же зарядом. Максимальная напряженность поля провода будет приходиться на его поверхность, обращенную к внешней стороне многоугольника. При этом максимальная напряженность будет на проводах средней фазы за счет влияния фаз крайних. Таким образом, на каждом проводе можно различить три составляющих напряженности максимальную — на наружной поверхности, минимальную — на внутренней поверхности провода и некоторую среднюю напряженность
Амплитудное значение средней напряженности, кВ/см,
^,ср и,О2ээ
где = — ------------- — рабочая емкость сред-
р 1ё(Осг/гэкв)
ней фазы, мкФ/км; п — число проводов в фазе; U— действующее значение междуфазного напряжения (среднеэксплуатационное значение), кВ; гпр — радиус провода, см, Dcr — среднегеометрическое расстояние между центрами фаз, м, гэкв — радиус оди
ночного провода, эквивалентного расщепленной фазе, см.
Максимальная напряженность ноля провой средней фазы
/7СР _ Л'
'max - L
где = 1 + (и - 1 )гпр /Rp — коэффициент неравномерности поля.
Для исключения общей короны, охватывающей провод по всей его длине, необходимо выполнение условия
£ср <0,9£ , max ’ нач ’
где Енач = 24,5m8| 1 + 0,65/(гпрб)°’38| —начальная напряженность поля возникновения обшей короны, кВ/см; б — относительная плотность воздуха; m — коэффициент несладкости провода
Для полированного цилиндра m = 1, для чистых сухих проводов марки АС он лежит в диапазоне 0,8—0,9, снижаясь при плохой погоде (дождь, туман, снег, изморозь)
Большие напряженности электрического поля на поверхности проводов линий СВН могут обусловить высокий уровень радиопомех, которые линих как протяженная антенна будет излучать в пространство Допустимая напряженность поля па поверхности провода фазы по условиям радиопомех определяется выражениями:
СдОп= 17,4-31,1 /grnp для линий 330—500 кВ;
£доп = 17,4 - 32,2 /grnp для линий 750 кВ
Для исключения радиопомех также необходимо выполнение условия
При разработке конструкции фазы, задаваясь количеством и маркой проводов при определенном ранее общем сечении проводов фазы, изменяют значение а и по полученным кривым находят ее оптимальное значение (рис. 42.3) При этом одновременно меняются удельное индуктивное сопротив-
Рис. 42.3. Зависимость максимальной напряженности электрического поля на поверхности проводе расщепленной фазы 500 кВ от шага расщепления для различных марок проводов (см. табл. 42.2)
§42.4]
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЛИНИЙ СВН
201
Таблица 42.2. Параметры расщепленной фазы в зависимости от числа проводов линии 500 кВ при а = 40 см
Параметры	Конструкция фазы пхмарку провода				
	2x750/93	3x500/64	4x400/51	5x300/39	6x240/32
Ом/км	0,331	0,301	0,279	0,263	0.249
Ьо, См/км	3,38- 10 6	3,70 • 10-6	3,98  10“6	4,22- 10 Г’	4,44- 10'6
q0, Мвар/км	0,846	0,925	0,995	1,054	1,109
Z„Om	313	285	265	250	237
МВт	799	876	944	1002	1055
ление х0, удельная емкостная проводимость bq, удельная генерация реактивной мощности q0, волновое сопротивление ZB и натуральная мощность Лиг (табл- 42-2>-
Количество проводов в фазе для вновь осваиваемых классов напряжения выбирают на основе технико-экономических сопоставлений вариантов выполнения фазы. При этом также учитывают изменения пропускной способности линии, ветровых и гололедных нагрузок, а следовательно, конструкции опор и другие факторы. Аналогичные соотношения будут наблюдаться и для линий СВН других классов напряжения.
Удельные параметры линии с расщепленной фазой:
'о = ''Опр/'’’
D" 0,0157 х0 = 0,1445 1g----+ —------;
гэкв п
.	7’58	.о"6
„ I I
Здесь г0 и гОпр — удельные погонные активные сопротивления фазы и провода соответственно при заданной температуре воздуха.
42.4.	ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЛИНИЙ СВН
Режим одиночной линии описывается известными телеграфными уравнениями. При заданных параметрах режима конца линии U2 , /2 параметры режима в любой промежуточной точке линии могут быть найдены следующим образом:
= t72chy0Zx + 7з /2^в5111оЛ ;
й2
/х= I2^lx + —sb1Qlx.
Здесь = J(r0 +jx0)(g0 +jb0) = сс0 +7р0 — коэффициент распространения электромагнитной
волны; ZB =
г0 +7^0 ,----------волновое сопротивление
Во +Jbo
линии; 1Х — расстояние от конца линии до исследуемой точки.
Связь между параметрами начала и конца линии при 1Х = /, где / — длина линии, определяется как
t/1 = t/2ch^0/+ 7з /2ZBsin^0/;
П2
/, = /2сЬУо/ + ^77shX()/JC
Для энергетических расчетов удобнее пользоваться не токами, а активной и реактивной мощностями
Если выразить мощность конца линии как
$2 = ^2 + J@2 =	^2^2’
то, введя некоторую базисную мощность Рбаз = 2
- t/2/ZB , после преобразований можно получить
Й, = t/2ch^0/+ C2(P.2sh)'0/-7Qt,sh}'0/),
й2	й2
Так как для линий СВН характерно большое суммарное сечение проводов фазы, то при этом отношение х0/г0 для большинства применяемых сечений лежит в пределах 10—20 для линий 500—750 кВ, а для линии 1150 кВ это соотношение более 20.
Это обстоятельство дает основание при анализе характеристик линии СВН, особенно при напряжениях 750—1150 кВ, рассматривать ее как идеализированную линию без потерь активной мощности при г0 = 0, g0 = 0 (g0 — поперечная активная проводимость линии). В этом случае уравнения идеализированной линии приобретают вид
Й] = t72(cospo/+ Q,2sinP0/) +j 62P,sinpo/,
202
ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВН
[Разд. 42
1>2
У, = ——|P+cos|30/+7(sinP0/-C+2cosP0/)].
V3Z
В данном случае в качестве базисной величины принята мощность
^баз " U2/ Jx0/b0 ~ U2/Zb’
где Zb = Jx0/b0 
2
Величину Рблз = PHZr = U /ZB называют натуральной мощностью линии. При этой мощности и напряжении U генерация реактивной мощности линии равна потреблению ее в продольном индуктивном сопротивлении линии. Иными словами, в линии при передаче натуральной мощности осуществляется полный внутренний баланс реактивных мощностей. Поэтому по линии передается только активная мощность, а реактивные мощности концов линии равны нулю, что позволяет отказаться от компенсирующих устройств по концам линии.
Натуральная мощность является важной характеристикой линии, поскольку определяет ее пропускную способность. Натуральная мощность линий разных классов напряжения приводится ниже:
' ном- кВ		330	500	750	1150
ZB, Ом		310	290	265	250
Рнат, МВт				350	860	2100	5300
Здесь приведены средние значения ZB и Гнат.
Фазный коэффициенг Ро можно определить через длину электромагнитной волны при частоте 50 Гц:
„	360/ 360 • 50 п ,
рп = —- = -------— = 0,06 град/км,
3 • ю5
где и — скорость света.
В то же время на значение фазного коэффициента влияют параметры линии —• удельные индуктивность и емкость. Поэтому обычно этот коэффициент определяют по выражению
Для линий 330—1150 кВ значение этого коэффициента лежит в пределах 0,0603—0,063 град/км.
Произведение [30/ = Л называется волновой длиной линии. Так, например, линия длиной 500 км имеет волновую длину 30°, 1500 км — 90° и т.д. Это дает возможность говорить о четвертьволновых и полуволновых передачах.
Вышеприведенные уравнения дают основание построить векторные диаграммы идеализированной линии, которые приведены на рис. 42.4. На рис. 42.4, а представлена векторная диаграмма для линии длиной до 1500 км, на рис. 42.4, б — для ли-
б -j
Рис. 42.4. Векторная диаграмма для идеализированной линии СВН (Гц = 0; g0 = 0):
а — / < 1500 км (/ = 700 км; Р, = 0,8; Q,2 = 0,152), б — 1500 км < / < 3000 км (/ = 2500 км; Р, = 1,36; Q,2 = 3,46)
нии длиной свыше 1500 км. Из диаграммы на рис. 42.4, а могут быть получены следующие уравнения, определяющие зависимое i ь активной и peai-тивной мощности от угла сдвига напряжений по концам линии 6:
^2 ZBsinX
sin 6;
2
U. U7	и7
С2 = —-у cos 8 - -——- cos Л z Z smA	ZsinA
в	в
При L/| = U2 и 8 = 90° выражение для Р может быть преобразовано к виду
Р, = 1 /sin А.
Это выражение показывает, какая предельная мощность может быть передана по линии волновой длины А. Эта зависимость приведена на рис 42.5.3а базисную величину здесь принята натуральная мощность. Как можно видеть, предельная передаваема! мощность снижается по мере увеличения длины линии. Минимальную мощность, равную натуральной, можно передать при длине линии 1500 км. При длинах линии свыше 1500 км предельная передаваема! мощность повышается. Однако, как будет показам
J42.4]
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЛИНИЙ СВН
203
Рис. 42.5. Максимальная мощность, передаваемая ио линии в зависимости ог ее длины при 5 = 90°: / — К1ап = 0. 2 — А',ан = 20 %; 3 — ограничение по
на1реву проводов
ниже, это сопровождается резким увеличением стоков реактивной мощности с липин, значительным повышением напряжения в ее средней зоне, многократно превышающим напряжения концов линии, что делает передачу мощности в этом диапазоне длин проблематичной
Учет коэффициента запаса по статической апериодической устойчивости Л'зап снижает предельную передаваемую мощность (пунктирная кривая на рис. 42.5). Натуральную мощность можно передать лишь при длине линии около 900 км. В зоне относительно малых длин линии (250—300 км) ограничения на передаваемую мощность накладывает нагрев проводов Предельная мощность, которая может быть передана по относительно коротким линиям, составляет (2,0—2,5)/'нэт
Приведенные выше уравнения позволяют получить уравнения круговых диаграмм начала и конца идеализированной линии
Для начала линии уравнение круговой диаграммы имеет вид
2	2	2 К
ctgX) +Р. = —
sin Л
для конца линии
,,,	, 2	„2 К2
(Q-2 + С1ё^) + '• = ---Г* -
sm X
Здесь К = | Ц / (А I — модуль перепада напряжений по концам линии Правая часть этих уравнений представляет собой квадрат радиуса окружности, которая является геометрическим местом концов вектора мощности, передаваемой по линии, и определяет предельную мощность, которую можно передать по линии данной длины. Второй член в скобках левой части уравнений круговых диаграмм представляет собой смещение центра окружностей по оси Q. При этом знак «+» перед этим членом соответствует смещению центра в отрицательную по-
луплоскость, знак «-» — в положительную полуплоскость.
При изменении длины линии от 0 до 3000 км центр окружности круговой диаграммы начала линии смещается от +оо, проходит через центр координат Р, Q при 7 = 1500 км и уходит в -сю. 1 (снтр окружности круговой диаграммы конца линии проделывает обратный пу|Ь от-сю до +сю
Круговые диаграммы линий до 1500 км и свыше 1500 км приведены на рис. 42.6. Каждому значению активной мощности на круговой диаграмме соответствуют две точки Одной из них соответствует угол 6 > 90°, другой — угол б < 90° Рабочей является только вторая точка. Там же отмечены рабочие области для угла по линии б < 90°. Как можно видеть из этого рисунка, для линий длиной /> 1500 км рабочей зоне соответствуют значительно большие стоки реактивной мощности, чем для линий длиной / < 1500 км. Значительный сток реактивной мощности с линии переводит вектор напряжения С/( из второго в первый квадрант при угле б < 90°, компенсируя отрицательное значение составляющей (72cosX при X > 90° (рис 42.6,6) Из уравнений круговых диаграмм могут быть получены выражения для определения реактивных мощностей по концам линии
„	г-2 , ,	К . 2
Qt, = К ctgX + —Т--1 • Nsin X
О.2 = - c(gX ±	- Р2
Nsm X.
Здесь верхние знаки перед корнем соответствуют 6 < 90°, нижние — 5 > 90°
Связь между реактивными мощностями начала и конца линии описывается уравнением
Q* 1 = (К ~ 1 )elgX — Q*2
Первый член этою уравнения зависит от перепада напряжений и определяет сквозной переток реактивной мощности по линии, который генерируется внешним источником, например гепераюром станции Сквозной переток реактивной мощности определяется длиной линии, причем для коротких линий переток сильно зависит ог перепада напряжений. Небольшое изменение перепада на короткой линии приводит к резкому изменению сквозного перетока реактивной мощности Это обстоятельство следует учитывать при анализе режимов работы таких линий СВН в системе
Полученные выше уравнения позволяют проанализировать режим одиночной линии СВН при заданных исходных данных и провести оценку этого режима с достаточной для инженерной практики точностью. Кроме того, они позволяют построить эпюры распределения напряжения и тока реактив-
204
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННО! О ТОКА СВН
[Разд. 42
Рис. 42.6. Круговая диаграмма линии: а — / < 1500 км; б — I > 1500 км
ной мощности по линии для различных режимов (рис. 42.7). Как можно видеть, распределение режимных параметров U, /, Q нелинейно, за исключением случая, когда Р - Рняг Причем эта нелинейность тем больше, чем больше длина линии. Для относительно коротких линий (200—250 км) нелинейностью можно пренебречь. К наиболее характерной точке следует отнести максимум напряжения в средней зоне линии в режиме малых нагрузок, и поэтому необходимо проверить этот максимум по условию возникновения общего корониро-вания и радиопомех Распределение тока вдоль линии также неравномерно при достаточно большой длине линии
Здесь возникает задача расчета потерь мощности и энергии в линии. С этой целью вводится понятие так называемого среднеквадратичного тока, который равномерно распределен по линии, а потери мощности при этом токе имеют то же значение, что и при реальном распределении тока.
При К = 1 среднеквадратичный ток описывается уравнением
и2 I 7i \
/cpKB = V3z Jl+k + clg^'
При этом потери мощности в линии 2
ДР= 3/спкв''о/
Из уравнений идеализированной линии при 6'2 = 0 будем иметь:
собственное сопротивление
И. jl'Z sin?, Z,i = -v1 = -7 B~v =7/tgX, 11 I ?2COS?.	B
взаимное сопротивление
Z|2 = -T = 7ZBsm?i.
l2
Входное сопротивление линии в режиме одностороннего включения (/2 = 0)
Zhx = -7ZBCtgX
Обратим внимание, чго при / = 1500 км в данном режиме (КЗ в конце линии) собственное сопротивление линии Z||, являющееся ее входным со-, противлением, равно бесконечности, а ее входное, сопротивление ZBX при отключенном противоположном конце равно пулю. Это объясняется резонансными процессами в линии
Выше были рассмотрены уравнения, позволяющие найти токи и напряжения в любой точке линия
§42.5]
СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ПРОТЯЖЕННЫХ ЛИНИЙ СВН
205
Рис. 42.8. Схемы замещения:
а — П-образная; б — Т-образная
Рис. 42.7. Эпюры распределения напряжения, тока и реактивной мощности вдоль линии при различных ее нагрузках
откуда
A =chy„Z; В =ZR.shyf|Z, С = ysiny0Z; D = chy0Z
—в или для идеализированной линии
А = cosZ; В = yZB smZ , С = —— sinZ , D = cosZ.
Приведем соотношения между параметрами четырехполюсника и П-образной схемой замещения, полученные из опытов холостого хода и короткого замыкания
Однако проводить анализ режимов линии CBII, находящейся в составе электроэнергетической системы, с помощью этих уравнений достаточно сложно. Обычно расчет ы режимов в этом случае ведутся с использованием схем замещения.
42.5. СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ПРОТЯЖЕННЫХ ЛИНИЙ СВН
Существует ряд математических моделей линий электропередачи: уравнения длинной линии, П- и Т-образные схемы замещения (рис. 42.8); четырехполюсники с пассивными параметрами; обобщенные параметры в виде собственных и взаимных сопротивлений или проводимостей.
Сопоставив уравнения длинной линии и уравнения пассивного четырехполюсника, будем иметь:
=(72с1т^0/ + <Уз Z2ZBshy0Z • Щ=А ^2 + - ^2 ’
А = 1 + lnZn ; И = Z„ ; С = 2 >„ + ^Z,,, D= I +2nZ„ Аналогично для Т-схемы
л=1+1;гт; b = 2Zt + iTzJ, c=I'T. (2 = i+Itzt Соответственно параметры Т-схемы
rT = C=lshy0Z,
с11Т0/ - I
yshYo' ill)
1 К ! =
В расчетах чаще используется П-образная схема. Для протяженных линий
[Zq Zq Z I 2
4 = %	= ZBshlol = 2sh Jz0 y0i2 .
N-0-(/
. . (?2 ...
') = '2chb' + ^shI0Z- Л = Сб72 + О/2.
Здесь Zo = r0 +jx0, Yo = g0 +jb0; g0 — удельная активная проводимость, определяемая потерями па корону. Ориентировочно можно принять
206
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВН
(Разд 42
2
£() — Д^кор/ ^ном ’
где ЛЛм|р — среднегодовые потери на корону. После преобразований
4 = Zol
= Z,,/A'
где Z = Zo/; Г = J0Z
Аналогично
1 т /
4SW 4 102
lo =jJxObO
При разложении второго корня в ряд и использовании первых его двух членов получим
V _Л-\
После преобразований можно получить

4 = 4 5
Подставив полученные выражения у0 и ZB в
уравнения для значения Z и , получим
Иными словами, параметры Z и _У определяются через удельные погонные параметры линии, умноженные на ее длину и на некие поправочные коэффициенты и Эти коэффициенты для коротких линий (/ < 250 км) близки к единице, и в этих случаях их не учитывают Для более длинных линий их следует учитывать.
Разложив эти коэффициенты в ряд и выделив действительные и мнимые составляющие, а также отбросив члены ряда высоких порядков, можно получить поправочные коэффициенты для каждой составляющей полного удельного сопротивления и проводимости.
/2
«г ~ *	3 Ло4 ;
/2	3 + 4
КЬ - 1 + |2ло4 - °"5 [ + к 
Учитывая погрешности, образующиеся при разложении в ряд и отбрасывании членов ряда высоких порядков, этими коэффициентами рекомендуется пользоваться при длине линии до 600 км. Для более длинных линий может быть использован прием, предложенный А.А Горевым. Суть его заключается в следующем
Если в выражениях для у() и ZB положить равной нулю активную поперечную проводимость, определяемую короной g0 = 0. что правомочно, поскольку потери на корону на практике определяются другими методами, то указанные выражения будут иметь вид:
4
' го
-—(sinX + XcosX) + j sinX 2xo
_lf X- sinX Xi ZB^2x0 1 + cosX + b &2J
Аналогично для Т-образной схемы будем иметь
го X + sinX 2х0 1 + cosX
1 го
К. = — -—(XcosX - sinX)+ /sinX
ZbL2xO
В этих уравнениях ZB = Jx0 / b0 .
Приведенными выражениями можно пользоваться во всем диапазоне длин от 250 до 2000 км с погрешностью, 1—2 %, что приемлемо для инженерных расчетов.
В заключение необходимо отмесить следующее.
Поскольку основой для определения параметров схем замещения служили уравнения длинной линии и четырехполюсника, связывающие параметры режима по концам линии, то и в рассмо гренных схемах замещения, несмотря на наличие в них промежуточных узлов и ветвей, правильные соотношения, соответствующие параметрам режима линии, тоже будут только по концам схемы замещения Так, например; токи и мощности, протекающие по продольной ветви П-образной схемы замещения, не соответствуют токам и мощностям реальной линии.
Часто в схему замещения электропередачи включаются трансформаторы, реакторы, установки продольной компенсации (УПК) и другие элементы с сосредоточенными параметрами Если линия представлена П- или Т-образной схемой замещения, то такой элемент подключав гея к схеме заме-
§42.6]
РЕЖИМЫ ЛИНИЙ СВН И ИХ РАСЧЕТЫ
207
щення линии собственной схемой замещения. Если элементы с сосредоточенными параметрами включаются в промежуточных точках линии, то линия делится на соответствующее количество участков, каждый из которых представлен своей схемой замещения, и в точки связи между этими участками включается схема замещения элемента с сосредоточенными параметрами
Если же электропередача представляется эквивалентным четырехполюсником, то элемент с сосредоточенными параметрами представляется пассивным четырехполюсником. При этом, если он включается последовательно в линию (трансформатор, УПК), матрица сто параметров имеет вид
, где для трансформатора Z =jxT, для УПК
7 = -у.тки т д Если же такой элемент подключается к линии параллельно (реактор, нагрузка), то матри-
Q. = u\ —2 coscc В,
UlU2
-pq-cos(8-cc|2).
Аналогично для конца передачи можно записать:
Здесь
,2 А, В э
6/,(/2
s,nCt22 + TrTSK1(6 + а12>;
—— cos(8 + cc12).
а|| = 90°-Ч(/ъ+Ч»;ъ, cc22 = 90°-V№ +
ct12 = 90°-V№.
Р2 =
1 Z
О 1
цаего параметров имеет вид
1 0
Y 1
Здесь для цепи нагрузки Y = 1 /ZH; для реактора 1 = -7УрИт.д
В результате электропередача в целом представляется неким эквивалентным четырехполюсником, параметры которого определяются как произведение матриц составляющих четырехполюсников. Так, например, для линии, изображенной на рис. 42.9, где напряжение генератора Ur = const, параметры эквивалентного четырехполюсника могут быть найдены перемножением матриц элементов, входящих в передачу
1	0
-jypt 1
—о -о
0) й)
1 о
-7>р2 1
Здесь , BQ, Q, D() — параметры четырехполюсника «естественной» линии.
Таким образом, вся линия может быть представлена как единое целое, а мощность в ее начале
UlU2
—-j-sm(S-a12);
Рис. 42.9. Схема электропередачи. Пример к определению параметров эквивалентного четырехполюсника:
Т] — трансформатор; ШР, и ШР2 — шунтирующие реакторы
где Ц»дэ, Vb,> Vl>, — углы комплексов соответствующих параметров эквивалентного четырехполюсника
42.6. РЕЖИМЫ ЛИНИЙ СВН И ИХ РАСЧЕТЫ
При работе линий СВН различают следующие режимы
нормальные режимы, когда включено все основное оборудование электропередачи, за исключением того, что определяется графиком работы; длительность этих режимов составляет тысячи часов в год; расчетными режимами обычно являются режимы наибольших и наименьших нагрузок;
аварийные режимы (электромагнитные и электромеханические переходные процессы), режимы очень кратковременные (электромагнитные — доли секунды или секунды, электромеханические — до десятков секунд или минут); эти режимы рассчитываются специальными методами,
установившиеся послеаварийные режимы, когда часть оборудования отключена вследствие произошедшей аварии; их длительность составляет от 10—20 ч при отключении линии до 100 сут и более при выходе из строя трансформатора СВН и отсутствии резервного;
особые режимы, к ним относятся: несимметричные и несинусоидальные режимы, которые могут существовать неопределенно долю; установившиеся режимы одностороннего включения линии, длительность которых для протяженных линий ограничена; режимы самовозбуждения генераторов, работающих на слабо нагруженные протяженные линии СВН или линии, включенные с одной стороны. Учитывая опасность режима самовозбуждения, который может привести к резкому самопроизвольному возрастанию напряжения и выходу оборудования из строя, должна быть исключена сама возможность его возникновения путем применения специальных мер еще на стадии проектирования.
208
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВН
[Разд, 42
Различаю) также проектные и эксплуатационные расчеты режимов Проектные обычно ведутся с некоторыми допущениями (пренебрежение потерями мощности в трансформаторах, автотрансформаторах, реакторах, потерями на корону в силу их малости по сравнению с потоками мощности в линии). Целью этих расчетов является определение необходимого состава оборудования проектируемой электропередачи.
Целью эксплуатационных расчетов является обеспечение наиболее экономичного режима существующей электропередачи при различных значениях передаваемой мощности, поэтому в них учитывают все потери, о которых шла речь выше. Режимы электропередач, входящих в сложные системы, рассчитываются на ЭВМ по специальным программам. Для относительно простых систем типа станция—шины с промежуточным отбором мощности или без пего может быть использована следующая система уравнений:
Щ	и\ и2
= — smaj, + ——sin(S|2 -а|2) ;
Лн	Л12
2
ц и} и2
(?] = — coscCjj - —— cos(6p - СС12);
zll	ZI2
U{ U2
~ s>noc?2 + ——sin(621 + a21);
Z22	'	Z21
Cl2	U\ U2
Q2 = - —COS(X22 + —-----COS(62| + CC21) .
Z22	Z2I
Здесь 8|2 = 62|
Известны два алгоритма решения этой системы уравнений и соответствующие им два способа задания исходных данных.
Первый способ задания исходных данных. Задаются величины L/|, 6'2, Ру. Мощность Д| задается диспетчерским графиком для режимов наибольших и наименьших нагрузок. В режиме наибольших нагрузок напряжение передающего конца Uy, как правило, принимается равным наибольшему рабочему напряжению:
для линий 330 кВ Цнаи6 ра6= 1,1 С/ном = 363 кВ, для линий 500 кВ б/наи6 раб = 1,05 Цном = 575 кВ, для линий 750 кВ (/наи6 раб= 1,05 UH0K = 787 кВ. 11апряжение приемного конца зависит от назначения этого узла в схеме электропередачи. Если это шипы приемной системы, то напряжение обычно принимается равным ('НОм Для линий с промежуточными отборами мощности напряжением U2 будет напряжение на шинах подстанции в конце первого участка электропередачи. Поскольку оно задается, то ему соответствует определенная мощность
компенсирующих устройств на подстанции, которая определяется по балансу реактивных мощностей в данном узле.
В режиме наименьших нагрузок напряжения Ц и U2 с целью снижения зарядной мощности линий принимаются равными (7НОМ, а в ряде случаев и ниже, если позволяют условия устойчивости передачи и имеющееся оборудование.
При указанных выше заданных параметрах режима из первого уравнения вычисляется угол 6ц, подставляется во второе уравнение и определяете! мощность Qy. Далее расчет ведется обычным способом
Второй способ задания исходных данных. Задаются величины Ц|, Ру, Qy, т е. параметры режима начала линии. В этом случае параметры режима конца линии являются функциями произвольно заданных параметров режима ее начала, что в ряде случаев может привести к нежелательным отклонениям параметров режима электропередачи. Так, например, чрезмерно большое значение реактивной мощности Qy может привести к значительному снижению напряжения U2, которое не может быть скомпенсировано действием РПН автотрансформаторов приемной подстанции, увеличению потерь активной мощности; снижению КПД линии и другим нежелательным последствиям. Поэтому при таком способе задания исходных данных необходим итерационный метод расчета, в частности метод систематизированного подбора.
В расчетах, как правило, не рассматривают весь диапазон состояний электропередачи Достаточно рассмотреть граничные состояния, к которым относятся нормальные режимы максимальных и минимальных нагрузок электропередачи и один или два наиболее тяжелых послеаварийных режима.
При расчетах режимов обычно решаются следующие задачи.
определение необходимого состава оборудования электропередачи, в частности числа компенсирующих устройств и мест их установки;
обеспечение экономичности режима и наилучшего использования всех элементов оборудование электропередачи при заданном значении передаваемой мощности;
обеспечение режимной надежности электропередачи, в частности заданной пропускной способности, при нормативных коэффициентах запаса по статической апериодической устойчивости,
обеспечение требуемого качества передаваемой электроэнергии
В режиме наибольших нагрузок, когда передаваемая мощность близка к натуральной мощности или больше, одной из главных задач является определение мощности синхронных компенсаторов (СК) или статических тиристорных компенсаторов
§42.6]
РЕЖИМЫ ЛИНИЙ СВН И ИХ РАСЧЕТЫ
209
реактивной мощности (СТК), устанавливаемых в узлах электропередачи. Определение мощности СК(СТК) ведется по условиям баланса реактивных мощностей в узле электропередачи с учетом потерь реактивной мощности в автотрансформаторах при заданном или желаемом напряжении в узле Изменяя перепад напряжения, можно изменять переток реактивной мощности по линиям, примыкающим к узлу электропередачи, и, следовательно, изменять как мощность СК, так и потери мощности и энергии в линиях Поэтому задача приобретает оптимизационный характер, связанный с определением оптимального перепада напряжения
Поспеаварийный режим рассчитывается также при передаче наибольшей мощности, по здесь решается иная задача. Она состоит в обеспечении работоспособности электропередачи с минимально допустимым коэффициентом запаса по статической апериодической устойчивости А'зап > 8 % при выбранной ранее мощности компенсирующих устройств. Для решения этой задачи мощность ранее выбранных и установленных СК может быть форсирована на 20 % номинальной за счет увеличения давления водорода в их системе охлаждения.
В случае, если таким путем решить задачу не удается и коэффициент запаса остается меньше нормированных 8 %, необходимо использовать другие средства, такие как создание переключательных пунктов на наиболее длинных участках электропередачи, увеличение мощности ранее выбранных СК, применение установок продольной компенсации и других средств повышения пропускной способности.
В режиме наименьших нагрузок, когда по линиям передаются мощности много меньше натуральной, с линий СВН стекают большие потоки реактивной мощное I и, зачастую измеряемые сотнями мега-вар, и наблюдается некоторое повышение напряжения в узлах системы и в средней зоне протяженных участков линий Так, например, реактивная мощность, стекающая с одного конца линии 500 кВ длиной 400 км при передаче мощности 0,3/'нат, составляет 170—180 Мвар, для аналогичной линии 750 кВ при передаче той же мощности реактивная мощность каждого конца составит около 400 Мвар.
В этом случае возникают две проблемы — необходимость потребления избыточной реактивной мощности, чтобы не допустить перегрузки этой мощностью синхронных машин, работающих на линии (синхронных генераторов и компенсаторов), и исключения коронирования и увеличения радио-помех в середине линии.
С целью компенсации избыточной реактивной мощности, стекающей с линий СВН в режимах малых нагрузок, на подстанциях, на которые заходят эти линии, устанавливают шунтирующие реакторы (ШР) Мощность этих реакторов выбирается по
уравнению баланса реактивной мощности. Например, для генерирующих узлов необходимо учитывать реактивную мощное!ь, которую могут поглотить генераторы электростанций при допустимом снижении их возбуждения, а также местную нагрузку этих узлов
Для определения допустимой реактивной мощности, которую может потребить турбогенератор, следует воспользоваться Р-, (9-диаграммами, имеющимися для всех серийно выпускаемых машин Что же касается гидрогенераторов, то типовых Р-, Q-диаграмм для них нет, поскольку гидрогенераторы выпускаются индивидуально для каждой ГЭС В этих случаях при точных расчетах следует обратиться на завод-изготовитель При упрощенных расчетах, учитывая, что многие гидрогенераторы могут работать в режиме СК, можно воспользоваться соотношением
2*потр ~ । !x*ch
где xt(j— продольное индуктивное сопротивление генератора. В качестве базисных величин использованы номинальные мощность и напряжение машины
В нагрузочных узлах мощность 11 IP определяется с учетом реактивной мощности, потребляемой нагрузкой в данном режиме, потерь реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах, а также мощности, которую могут потребить СК, имеющиеся в узле электропередачи Эта мощность определяется но уравнению, приведенному выше
Для узловых подстанций мощных систем, куда заходят линии СВН, мощность ШР должна определяться с учетом реактивной мощности, которую может принять данная система в режимах малых нагрузок при условии, чго это не вызовет опасного повышения напряжения в ее сетях По опыту эксплуатации эта мощность составляет на одну подстанцию
для линий 330 кВ — 300—500 Мвар, для линий 500 кВ — 200—300 Мвар. для линий 750 кВ — 400—500 Мвар.
Для напряжения 330 кВ ШР не выпускаются Однако в этих сетях также может возникну ть необходимость компенсации избыточной реактивной мощности. В этих случаях целесообразно использовать ШР, предназначенные для напряжений 110 и 35 кВ, —РОД 121/Л — 33,3 Мвар и РОД 38,5/7з — 30 Мвар. Первые имеют мощность в группе 100 МВар и включаются непосредственно па шины НО кВ данной подстанции Вторые имеют мощность в группе 90 Мвар и могут включаться или на шины 35 кВ, если таковые имеются па подстанции, или непосредственно на третичную обмотку автотрансформатора, которая должна иметь напряжение 38,5 кВ и соответствующую мощность
210
ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВН
(Разд 42
Эш реакторы и их выключатели имеют меньшую стоимость, нежели реакторы более высоких напряжений Кроме того, выключатели ПО—35 кВ имени больший ресурс работы, что позволяет более оперативно включая и отключать эти реакторы. Включение реакторов 500 кВ на линии 330 кВ значительно менее экономично. Если все же принимается такое решение, то мощность ШР должна быть пересчитана на новое напряжение по выражению
ОрЗЗО = Qv ном(330/525)2
Что же касается повышения напряжения в середине линии (7ср в режиме малых нагрузок, то для достаточно длинных линий целесообразно, определив 0/ср, найти напряженность поля на поверхности провода и в случае необходимости принять меры — унеличнп, шаг расщепления или диаметр провода на iiponeiax, прилегающих к середине линии.
Режим одностороннего включения относится к особым режимам элек!ропередачи и часто явля-е1ся определяющим для нахождения мощности ШР и их расстановки
Под режимом одностороннего включения понимав 1ся режим, когда линия включена под напряжение только с одной стороны, с другой выключатель отключен. Этот режим характеризуется значительным повышением напряжения на отключенном конце и большим стоком реактивной мощности на включенном Кроме того, генераторы, связанные с такой линией, могут оказаться в режиме самовозбуждения, поскольку линия в данном случае представляет собой емкостную нагрузку, на которую работают выделенные генераторы. Все это вместе взятое вынуждает принимать меры по нормализации режима.
Напряжение на отключенном конце некомпенсированной линии определяется выражением
U2 = Lj/cosZ,
где (7| — неизменное напряжение в начале линии; X — волновая длина линии
Распределение напряжения вдоль линии определяется выражением
Ux = Ц cosXt/cosX
и предст авлено на рис. 42.10, а.
Из представленных выражений и рис 42.10, а можно видеть, что напряжение на отключенном конце линии и вдоль нее превышает напряжение в начале линии, причем тем больше, чем больше длина линии При четвертьволновой длине линии (1500 км) напряжение на конце возрастает до бесконечности (для идеализированной линии).
Рис. 42.10. Распределение напряжения по лиинн: а — без реактора для линий различной длины и без учета потерь на корону, б— при ус тановке реактора
в конце линии
Реактивная мощность, стекающая с линии.
1'1
Q\ = - у ig* в
При учете сопротивления питающей системы
(/2 =-----^т------,
cosX - — sinX
где — электрическое удаление точки включения линии от шин неизменного напряжения системы.
Необходимо отметить, что напряжение на конце линии в этом случае выше, нежели в предыдущем. Напряжение в начале линии при этом
(.j = U2 cosX
Реактивная мощность, стекающая с линии, оп- | ределяется выражением, приведенным выше при b известном U\
Режим одностороннего включения может воз- I никнуть внезапно при отключении одного из вы- I ключателей в результате ошибочных действий I устройств защиты и автоматики или обслуживаю- I
J 42.7]
ПРОПУСКНАЯ СПОСОБНОСТЬ ЭЛЕКТРОПЕРЕД 1411
211
щего персонала, а также быть плановым, например, при подготовке к синхронизации. В последнем случае заранее принимаются меры по снижению напряжения на отключенном конце. Напряжение Ui < (1,15	Для снижения напряже-
ния на отключенном конце липин и доведения его до допустимых пределов может быть использовано два способа
Первый ш них связан со снижением напряжения в начале линии за счет ретуширования возбуждения выделенного для синхронизации т оператора удаленной станнин (при синхронизации на приемном конце передачи или на промежуточной подстанции) или, в случае межсис темной связи, за счет изменения коэффициента автотрансформатора с помощью РИН, связывающего шины системы и шины, на когорые включена данная линия.
Второй способ снижения напряжения заключается в установке реактора ШР в конце линии (рис. 42.10, б) При условии равенства напряжений вначале и конце линии Г/| = U-, необходимая мощность реактора в относительных единицах на отключенном конце линии по отношению к натуральной определяе т ся как
= tg(X/2)
Второй реактор в начале линии принимается обычно такой же мощности и проверяется по балансу реактивных мощностей в точке включения.
При отсутствии реакторов входное сопротивление линии в рассматриваемом режиме
•vBx = --/zBctgX-
Если модуль тгой величины попадает в одну из зон самовозбуждения генераторов, необходимо принимать меры по устранению этого явления В качестве >аки.х мер может быть использовано включение реакторов по концам линии или при необходимости дополнительное увеличение мощности уже имеющихся Кроме того, целесообразно рассмотреть возможность параллельной работы двух генера! оров на линию с однос торонним включением. При ггом верхняя граница области самовозбуждения, определяемая продольным сопротивлением генераторов, снижается в 2 раза При этом точка, характеризующая параметры внешней цени, может выйти за границу эгой области. В этом случае необходимо проверить возможность устойчивой параллельной работы этих генераторов на емкостную нагрузку линии по критерию dX’/dX > 0.
Возможные способы подключения шунтирующих реакторов к линиям СВИ:
I Непосредственное подключение ШР к шинам подстанции или к линии Такое решение позволяет исключить выключатель, но возможно лишь вблизи крупной электростанции, способной обеспечить баланс реактивной мощности в данном узле.
2. Подключение HIP к линии через выключатель Однако,тля выключателей CBII ресурс включений-отключений 01 paiшчеп, чк> от рапичивает возможности oiiepauiBiiiTiо управления IIIP при изменении нагрузки липни
3. Подключение IIIP через искровой промежуток (ИГI), который щуп।нруеiся отключенным выключателем или его отделителем Нормально ШР от линии О1КЛЮЧСН При появлении перенапряжений на линии HI I пробнвае1ся и реактор подключается к линии, । ася волну перенапряжений Затем автоматически включатся выключатель, тщ и тируя ИП. Нижний предел пробивного напряжения ИП принимается равным |,2('ном.
4.11одключепие HIP через специальные аппараты, разработанные па базе воздушных выключателей (включатель-о1к.люча1ель), ВО-7.50 и ВО-1150 Эти аппараты предназначены для отключения только рабочих токов I ИР и не мот у i о i ключа! ь токи КЗ Часть дугогасящих коп itikiob ВО в их отключенном состоянии разомкну I а, и параллельно им включается ИП В остальном схема работает так же, как описано выше
42.7. ПРОПУСКНАЯ ( ПОСОЫКИ ГЬ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И МЕРОПРИЯТИЯ
ПО ЕЕ ПОВЫШЕНИЮ
Под пропускной способное изо >лек|ронереда-чи понимае1ся максимальная мощтюсть, которая может быть передана по пей с учетом всех возможных ограничений. К 1аким oi рапичеппям относятся допустимые значения напряжений в узлах элек|ро-передачн, коэффициенты запаса но ста!ической и динамической усгопч11вост11, натрев проводов свыше допустимого в данных климат пческих условиях, пропускная способность оборудования подстанций
Для некомпенсированной липни пропускная способнос1ь, определяемая ее >лек|ром>нпитными свойствами, находится как
__£1^2_______________"L
"Р"(1+А'зл11ИВ^~(1+Атап)7в5шЛ’ где /Сза|| — нормативный коэффициент запаса по устойчивости
Для компенсированной .чиннн пропускная способность может быть найдена как
'"Р	(1+Л' )/3	(I+/J ),'?
v 1ап' э	laii' э
Здесь Вэ — параметр эквиваленпюго четырехполюсника, замещающего всю электропередачу с учетом компенсирующих устройств.
Из этих выражений следует, что пропускная способность зависит oi напряжений по концам
212
ЗЛЕКТРОПЕРЕДА ЧН ПЕРЕМЕННОГО II ПОСТОЯННОГО ТОКА CBII
[Разд. 42
электропередачи (линии) и в конечном итоге от номинальною напряжения. Кроме того, она определяема конструкцией линии (волновым сопротивлением) и ее длиной. Для компенсированной липни она определяется также сосредоюченными сопротивлениями элементов, включенных в линию дополнительно. реакторов, установок продольной компенсации, трансформаторов, автотрансформаторов и др
Зависимость пропускной способности некомпенсированной липин от ее длины приведена на рис. 42 5.11рц увеличении длины линии ее пропускная способность снижается и достигает минимума при / = 1500 км 11ри этой длине максимальная мот-пост ь, соответствующая максимуму характеристики Р = /(&), равна натуральной При учете коэффициента запаса но статической апериодической устойчивости, равною 20 %, максимальная передаваемая мощность составляет около 0,8 натуральной 11ри дальнейшем увеличении длины линии до 3000 км пропускная способность снова возрастает, однако в л ом диапазоне длин передача активной МОШНОСН1 характеризуется резким возрастанием потоков реактивной мощности (см. рис. 42.6.6) и как следствие значительным повышением напряжения в промежуточных точках линии I (оэтому работа линии в этом диапазоне длин возможна только при наличии ретулирусмых компенсирующих устройств, рассредоточенных вдоль линии.
Для линий относительно малой длины 200— 300 км ограничением пропускной способности может служить нагрев проводов линии (см рис. 42.5). У двухцспттых протяженных линий электропередачи пропускная способность может резко снижаться в послеаварпйном режиме при отключении одной из цепей
В качестве средств повышения пропускной способности дальних электропередач могут рассматриваться
I.	Повышение номинального напряжения линии как наиболее радикальное средство. Именно поэтому вся история электроэнергетики связана с повышением поминального напряжения линий Наивысшее поминальное напряжение, достигнутое в мире, в настоящее время 1500 кВ. Эта линия была сооружена в нашей стране в конце 80-х годов. Ведутся прслпроектныс проработки липни 1800 кВ
2	Применение линий, отличающихся по своей конструкции от традиционных, так называемых компактных линий, пли линий повышенной натуральной мощности (ПНМ). Это линии с уменьшенными межфазными расстояниями и иной конструкцией фазы. Фаза имеет большее количество проводов, чем фаза традиционного исполнения, и иное пх расположение (плоская фаза, эллиптическая н др.) I (ровола расположены на достаточном расстоянии друг от друга таким образом, что их тюля
не влияют друг на друга, поэтому пропускная способность линии пропорциональна количеству проводов в фазе. Эти линии имеют значительно меньшее удельное индуктивное сопротивление, ио повышенную емкостную проводимость. В результат снижается волновое сопротивление и повышается натуральная мощность.
Например, линия 330 кВ с четырьмя проводами в фазе эллиптической конструкции имеет волновое сопротивление 156 Ом, а натуральную мощность 700 МВт на цепь (при традиционной конструкции фазы ZB = 310 Ом, Рнат = 350 МВт). В настоящее время сооружена одна такая опытно-промышленная линия 330 кВ Пеков—Новосокольники длиной 145 км.
Недостатками этих линий являются сложность конструкции (необходимость фиксации взаимного положения проводов в пролете, необходимость установки междуфазных распорок при уменьшенных междуфазных расстояниях, V-образная подвести проводов на опорах, что увеличивает расход изоляторов), а также повышает зарядную мощность линии, что влечет за собой рост мощности компенсирующих устройств В конечном итоге это приводит к увеличению капиталовложений в линию. Однако большая стоимость линии окупается увеличениемет пропускной способности.
3.	Применение установок продольной компенсации, представляющих собой конденсаторную батарею, включенную последовательно в каждую фазу линии с целью частичной компенсации индуктивного сопротивления последней. Обычно компенсируется до 50 % индуктивного сопротивления данного участка линии При большей степени конденсации возникают проблемы, связанные с внутренними перенапряжениями в У| |К, в особенное™ при токах КЗ, и с трудностями обеспечения селективност и релейной защиты линии.
Обычно УПК устанавливаются на промежуточных подстанциях или па переключательных пунктах. В ряде случаев прибегают к установке нескольких (двух-трех) У1 [К вдоль линии с целью снижения мощности каждой из УПК и более равномерного распределения напряжения по линии Возможные схемы включения УПК приведены ш рис. 42.11. Число, мощность УПК и места их установки определяются на основании технико-экономического сопоставления возможных вариантов
11оскольку У1IK компенсируют лишь часть индуктивного сопротивления, то емкость линии остается нескомпенсированной, что может привестя к повышению напряжения на УПК С целью ограничения напряжения в нормальных режимах наза-жимах УПК обычно устанавливают реакторы
Конструктивно УПК представляют собой платформу, на которой установлены конденсаторы, соединенные в группы последовательно-параллельно. Число параллельных ветвей и последовательна
§42.7]
ПРОПУСКНАЯ СПОСОБНОСТЬ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
213
Рис. 42.11. Схемы включения УПК в линию:
а—возможные схемы включения УПК на двухцепной линии, б— включение УПК на переключательном пункте, ШВ — шунтирующий выключатель; Р — шунтирующий разрядник; УУ — успокаивающее устройство
Рис. 42.12. Регулируемая УПК:
хк|—хк4 — сопротивления конденсаторной батареи;
ТК — тиристорный ключ; UK — напряжение конденсаторной батареи
включенных конденсаторов в каждой из них определяется наибольшим рабочим током фазы, заданной степенью компенсации и параметрами единичного конденсатора (его током и сопротивлением) Поскольку платформа должна быть изолирована от земли на напряжение фазы линии, используются две конструкции изоляции: подвесная и опорная В первом случае платформа подвешивается «опорным порталам на подвесных изоляторах, во втором — крепится на опорных изоляторах. В последние голы разработаны средства быстродействующего регулирования УПК с помощью тиристорных ключей, шунтирующих секции УПК, что позволяет при необходимости изменять степень компенсации в соответствии с режимом передачи (рис. 42.12).
4.	Включение синхронных компенсаторов в промежуточные точки линии Такие компенсаторы позволяют поддерживать напряжение в этих точках постоянным, не зависящим от режима передачи Тем самым электропередача как бы разделяется на ряд независимых участков с постоянными напря
жениями по их концам В этом случае пропускная способность всей передачи определив>ся длиной наиболее протяженного участка. Однако при этом требуется очень большая суммарная мощность СК Тем не менее и при конечной мощности СК, выбранной по условию баланса реактивных мощностей в узле, промежуточный СК повышает пропускную способность электропередачи.
В то же время СК имеют все недостатки, присущие вращающимся машинам, кроме того, они имеют малую инерцию. Поэтому при коротких замыканиях они могут выпасть из синхронизма с соответствующими последствиями
В последние десятилетия велись работы по созданию статических источников реактивной мощности, которые увенчались успехом, чему в немалой степени способствовало появление мощных тиристоров. в том числе и полностью управляемых Под последними понимаются iпросторы, у которых контролируется не только момеш включения, но и момент отключения. В результат этих работ созданы статические источники реактивной мощности, которые можно условно разделить на две группы
К первой группе относятся устройства, где управляемый ШР включен параллельно неуправляемой конденсаторной батарее (КБ) (рис. 42.13, а) Управление реактором осуществляется либо с помощью подмагничивания, либо с помощью тиристоров В обоих случаях достигае1ся значительно более высокое быстродействие, чем у СК Кроме того, у этих схем отсутствует необходимость синхронной работы с сетью Поэтому они обеспечивают более высокую устойчивость электропередачи, нежели СК. Изменяя соотношение мощностей ШР и КБ, а также глубину регулирования ШР, можно обеспечить работу всей схемы в режиме как генерации, так и потребления реактивной мощности
Ко второй I руине статических источников реактивной мощности относятся преобразовательные схемы с емкостным накопителем, собранные на полно-
214
ЭЛЕКТРОЙЕРЕДА ЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВН
[Разд. 42
Рис. 42.13. Статические источники реактивной мощности:
а с управляемым реактором, б — с преобразователем на полностью управляемых тиристорах (СГАТКОН); II — преобразователь
стт.ю управляемых тиристорах. Опп получили название СГАТКОН (статический конденсатор) (рис. 42 13, б) и обладают высоким быстродействием
Следует отметить, что все схемы статических источников реактивной мощности, где используются тиристоры, имеют крупный недостаток — наличие высших гармоник в фазном токе преобразователя, что требует различных мероприятий для их компенсации Однако эта проблема в настоящее время успешно решена путем введения различных схем преобразования и использования фильтров высших । трмоппк
42.8.	УПРАВЛЯЕМЫЕ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Введение внутреннего регулирования потоков мощности в электроэнергетической системе, осуществляемое за счет управления самими линиями, в отличие от внешнего, выполняемого путем воздействия на турбины генераторов, позволит улучшить экономичность работы системы и повысить ее статическую и динамическую устойчивость за счеа рационального распределения потоков мощное tn но линиям различных классов напряжения
Впервые вопрос о внутреннем регулировании был поставлен в 1967 г в нашей стране В то время эту задачу предполагалось решать с помощью быстродействующих статических источников реак-Iииной мощности В последующие годы были предложены управляемые самокомпенсирующиеся линии — двухцепные линии со сближенными фазами цепей и регулируемым углом сдвига между напряжениями этих цепей. Для этой цели служат специальные фазоноворогные устройства достаточно сложной конструкции, включенные на концах одной из пеней. Изменение угла сдвига между напряжениями цепей приводит к изменению эквивалентной индуктивности и емкости всей электропереда-
Рис. 42.14. Схемы гибких линий:
а — с введением рсакн1вной составляющей Д(7 в линию; б — с введением активной и рсакшвной составляющих АС в линию
чи и как следствие к изменению ее пропускной ело-собностн и ноюков мощности но пей.
В последние годы были предложены новые схемы статических источников реактивной мощности и новые схемы их включения в сеть Это позволяет создать так называемые гибкие линии Основой здесь является автономный инвертор напряжениям запираемых тиристорах с вс1речпо-параллельными диодами и емкое шым накопителем. Эта схема может работать в режиме как генерации, гак и потребления реактивной мощности Вели такой инвертор включается в сеть параллельно через обычный трансформатор, то его функции такие же, каку обычного синхронного компенсатора Он обеспечивает баланс реактивной мощности в узле включения, стабилизируя напряжение в нем (см рис. 42.13,6), о чем говорилось выше 11овым здесь является предложение о включении инвертора (или любого другого регулируемого источника реактивной мощности в том числе и СК) через трансформатор первична обработка которого включена в линию последовательно (рис. 42.14, а) В этом случае в линию вводится напряжение, пропорциональное ее току
&U = ±jKIx,
где / — фазный ток линии; К — степень компенсации; х — индуктивное сопротивление линии
В зависимости от режима работы инвертор! (индуктивный или емкостный) это напряжение сдвинуто на ±90° относительно тока При работе в емкостном режиме устройство в целом работает как регулируемая УПК и повышает пропускную способность линии. При работе в индуктивном режиме такой регулятор способен поглощат ь избыточную реактивную мощность, стекающую с линии
§42.9|
ВОЗДЕЙСТВИЕ ЛИНИЙ СВН НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕД\
215
На рис. 42 14, б представлен регулятор, который может вводить в линию не только реактивную, но и активную составляющую напряжения. Благодаря этому напряжение на входе в линию (/[ может изменять свой угол по от ношению к напряжению конца линии Принудительное изменение угла8 свидетельствует о возможности регулирования передаваемой мощности по данной линии
42.9.	ВОЗДЕЙСТВИЕ ЛИПНИ СВН НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
Линии СВН оказывают отрицательное воздействие на окружающую среду, причем значительно большее, чем линии 110—220 кВ, что должно учитываться при проектировании и сооружении линий СВН Эю воздействие заключается в следующем
Отвод земли под объекты электропередачи (линии, промежуточные подстанции, переключательные пункты) При этом земли, отводимые под подстанции и переключательные пункты, изымаются из оборота землепользования. Для линий из оборота изымаются только участки земли под опоры и их фундаменты. Например, площадь отчуждаемой земли пол опоры на 1 км линии составляет для линий 330 кВ — 650 м", 500 кВ — 800 м2, 750 кВ —2100 м2, 1150 кВ — 3200 м2
Кроме того, вдоль липни выделяется полоса отвода, или охранная зона, которая не изымается нзхозяйственною оборота, однако в этой тоне землепользователям необходимо соблюдать определенные правила Здесь запрещены строительные и монтажные работы, создание сютадов удобрений и топлива и т п 1 |ри работе в охранной зоне необходимо соблюдать определенные меры безопасности, связанные с наводками потенциала на автомашинах и подвижных механизмах
Временное изьятие земель, связанное с сооружением линий СВН, и ширина полосы отчуждения определяются по сот пасованию с местными органами управления в зависимости от характера местности, где сооружает ся линия СВН, и принятых методов строителыю-монт ажных работ.
Эстетическое воздействие линии СВН на окружающий ландшафт Особое внимание этому должно уделя!ься в курортных тонах, на туристических объектах, в местах массового отдыха. Решение этого вопроса может быть осуществлено следующими путями:
естественное экранирование, те прокладка трассы линии таким образом, чтобы скрыть последнюю лесом, холмами или другими естественными экранами,
маскировка (покраска) линии так, чтобы сделать ее малозаметной на фоне ландшафта;
применение более >с тс точной конструкции опор
Воздействие электрического поля Утектриче-ское поле ш рает решающую роль в воздействии линии СВН на окружающую среду Это поле создается на проводах зарядами, которые резко возрастают с ростом фазного напряжения и рабочей емкости фазы. Гак, заряд фазы линии 750 кВ в 3 раза больше, чем заряд линии 330 кВ, а на линии 1150 кВ в 1,6— 1,7 раза больше, чем па липин 750 кВ Эти заряды индуцируют в людях, живоI пых, машинах и других объектах, находящихся па земле вблизи проводов линии, токи, напряжения и заряды, которые мо>ут представлять определенную опасность для людей и животных. 11од линиями 750 и 1150 кВ образуется повышенная концентрация озона и оксидов азота, а на линиях СВН постоянною тока повышенная концентрация заряженных атропинов, оказывающих вредное влияние па живые opi апп змы
Основным фактором, определяющим значение напряженности электрического поля па расстоянии 1,8—2,0 м от поверхности земли (па высоте головы человека), является расстояние (габарит) между проводом и землей Полому наибольшая напряженность поля будет наб податься в середине пролета. Влияние конструктшп фазы, числа н диаметра проводов в пей сказывается мало
Воздействие э.иектрпчссного по тя па человека происходит в виде токов разряда, когда человек касается заземленных предметов, не затем теппых машин или иных объектов, находящихся под линией I [ри з акпх разрядах бо лее 8 9 мА moi у т появи т ься болевые ощущения и судоротн Кроме того, человек может подперт ну т ься бттолот ическому воздействию тюля при длительном пребыва1пш в нем или при напряженности этого поля превышающей допустимый уровень В связи с л им длительность пребывания человека в таком электрическом поле ограничена.
Для персонала обслуживающего подстанции и линии СВН, утверждены правила, в cooiBeier-вии с которыми пребывание персонала без защитных средств в электрическом ноле напряженностью более 5 кВ/м от рапичепо во времени при 10 кВ/м — не более 180 мин, при 25 кВ/м 5 мин Работав электрическом ноле напряженноетыо свыше 25 кВ/м разрешается только с применением средств индивидуальной защиты, жратюв и г и
В cooTBeiCTBHii с нормами напряженность поля под проводами линий CBI1 не должна превышать для населенной местности 5, ненаселенной местности 15, для труднодоступной местности 20 кВ/м При пересечении линии СВН с автомобильными дорогами напряженность электрического тюля рекомендуется не выше 10 кВ/м, для этого в ряде случаев могут быть использованы тросовые экраны Застройка вблизи линий 1150 и 750 кВ разрешается
216
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВН
[Разд. 42
н зоне, где напряженность поля не превышает 0,5 кВ/м
Как показывает опыт, эффективным средством снижения напряженности поля под линией является посадка в пространстве под проводами кустарника высотой 3—3,5 м Обладая определенной проводимостью, его ветви выносят потенциал земли на высоту кустарника и тем самым снижают напряженность ноля на поверхности земли.
42.10.	ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ, СХЕМЫ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ II ВСТАВОК ПОСТОЯННОГО ТОКА
В настоящее время постоянный ток достаточно широко используется для решения задач, связанных с передачей электроэнергии. Процесс передачи электрической энергии по линии постоянного тока пости принципиально иной характер, поскольку в лом случае отсутствуют волновые процессы, как в линии переменною тока (в установившихся режимах) Благодаря этому липни постоянною тока обладают качественно иными свойствами. Здесь прежде всего необходимо отметить отсутствие зависимости пропускной способности линии от ее длины Именно поэтому линия постоянного тока рассматривается как одно из эффективных средств передачи больших мощностей на большие расстояния, когда эта задача не может быть решена с помощью линии переменного тока.
В линии постоянного тока отсутствует зарядная мощность, характерная для линий переменного тока. Эго обстоятельство имеет большое значение для кабельных линий. В кабельных линиях переменного тока зарядная мощность ограничивает их допустимую длину и полезную передаваемую мощность из-за нагрева токоведущпх шин кабеля. В кабельных линиях постоянного тока это ограничение снимается, что позволяет делать их достаточно длинными, например, при пересечении морских проливов и других водных пространств.
Следует также отметить возможность связи с помощью звена постоянного тока двух или более электроэнергетических систем, работающих несинхронно или с различной номинальной частотой
В настоящее время техника постоянного тока в электроэнергетике развивается по двум направлениям'
сооружение электропередач постоянного тока (НИТ), предназначенных для передачи энергии на достаточно большие расстояния (в сотни и тысячи километров);
создание так называемых вставок постоянного тока (BIГГ) для связи примыкающих друг к другу систем с различными номинальными частотами или с одной номинальной частотой, но работающих несинхронно с целью обеспечения регулируе
мых перетоков мощности между ними при их полной развязке по частоте.
Таким образом, ППТ и ВИТ могут применяться для решения достаточно широкого круга задач электроэнергетики
а)	транспорта энергии оз удаленных электростанций,
б)	связи систем, работающих несинхронно или с различной номинальной частотой;
в)	пересечения больших водных пространстве помощью кабельных линий;
г)	организации глубоких кабельных вводов а города и промышленные центры;
д)	организации межгосударственных связей.
В настоящее время в мире действуют 25 ППТ и 16 ВПТ обшей мощностью 3 I ГВт. К их числу можно отнести Тихоокеанскую передачу в США, мощность двух очередей которой достигает 3200 МВт,а длина 1400 км, ИНГ Итайну в Бразилии мощностью 6300 МВт и длиной 800 км; элекгропередгну, соединяющую энергосистемы Франции и Англии, проложенную иод проливом Ла-Манш, мощностью 2000 МВт; действующую ВПТ Россия—Финляндш мощностью 1000 МВт- и целый ряд других объектов в США, Китае, Канаде, Италии, Швеции и др. Сооружаются еще 19 ППТ и ВПТ. Особо следует отметить многоподстанциониую 11ПТ, которая сооружена между Канадой и США. Она имеет длину 1486 км, включает в себя пять преобразовательных подстанций и связывает четыре энергосистемы.
Широкое распространение постоянного тока стало возможным благодаря созданию в середина 70-х годов высоковольтных тиристорных вентилей, рассчитанных на большие токи и напряжен»! Структурная схема ППТ приведена на рис. 42.15. Постоянный ток используется лишь для транспорт! энергии. Выработка и распределение электроэнергии производятся на переменном токе. Для преобразования переменного тока в постоянный на отправном конце передачи установлен преобразователь П1 (выпрямитель) и постоянного тока в переменный на приемном конце — преобразователь П2 (инвертор). В качестве преобразователей П1 и П2 используются мощные статические преобразователи. Из большого количества известных преобразовательных схем наиболее пригодной для ППТ является трехфазная мостовая схема — преобразова тельный мост.
Для увеличения передаваемой мощности путем повышения напряжения передачи, а также дм
Рис. 42.15. Структурная схема ППТ
|}42 10] ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ, СХЕМЫ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ И ВСТАВОК ПОСТОЯННОГО ЮКА
217
Ряе. 42.16. Схемы выполнении электропередач постоянного тока:
а — униполярная ППТ; б — биполярная ППГ
обеспечения 12-фазного режима преобразователей, что необходимо для компенсации токов высших гармоник, обычно прибегают к последовательному соединению отдельных мостов, включенных в сеть через трансформаторы с различными группами соединения обмоток.
Для фиксации потенциала мостов относительно земли, что необходимо для координации изоляции, одна из точек электропередачи заземляется (средняя точка передачи или один из ее полюсов) В зависимости ог места заземления и способа возврата тока различают униполярные и биполярные схемы ППТ
В униполярных схемах заземлен один из полюсов, обычно отрицательный (рис. 42 16, а) Передача имеет лишь один провод, изолированный от земли; второй провод либо отсутствует, либо заземлен с двух сторон передачи. Последнее решение обычно применяют, когда стремятся исключить растекание тока по земле, например при глубоком вводе в крупный город.
Униполярные ППТ обычно применяются для передачи относительно малых мощностей (100— 400 МВт) на небольшие расстояния Их целесообразно использовать при пересечении больших водных пространств В этом случае в качестве одного полюса используется одножильный кабель, что дает определенную экономию, роль обратного провода играет земля. Следует отметить, что некоторые передачи через водные пространства (Англия— Франция) сооружены по биполярной схеме
Биполярные ППТ применяются для передачи больших мощностей па большие расстояния В биполярных передачах заземлены средние точки обеих подстанций, а полюсы изолированы Эго позволяет разделить передачу па две независимые полу-цепи, что повышает се надежность, поскольку при повреждении одного из полюсов передача в целом нс выходит их строя и вторая нолуцень продолжав! рабо । ать с возврат ом тока через землю При равной нагрузке полуцепей ток в земле близок к нулю С целью защиты подземных сооружений (кабелей, трубопроводов) от токов в земле зочка заземления обычно выносится Ш1 рассюяние в несколько десятков километров с помощью специальной линии Па рис 42.16,6 приведена одна цепь биполярной передачи (биполь). В настоящее время некоторые мощные ППТ (например, Изайззу в Бразилии) выполняются двухцеппыми (два бпполя), что повышает их надежность.
Преобразовательные подстанции, которые представляют собой сложные доршне усзройсгва, в значительной степени определяют сзоимосзь всей передачи. При экономическом сопосзавлезши с передачей переменно! о тока равной длины 31 пропускной способноеIзз сзоимосзз, концевых подстанций ППТ оказывается сузззествеззззо выше, а стоимость линии несколько меньше за счет меньшего количества проводов, изоляторов, линейной армазуры и применения более ле, ких опор
С увеличением длины нерсдачзз сзонмосзь собственно линий постоянною и нсремспззою зока может оказаться соизмеримой со ciohmocimo концевых подстанций, в результат нею затраты на передачу ностояннозо зз переменного тока cianyi равными
Экономическая i раница эффективности применения ППТ лежзн в диапазоне 800—1000 км для передач без промежуточных о [боров мощности и 1100—1400 км для передач с промежуточными подстанциями при передаче мощностз! oi 600 до 3000 МВт. Для кабельных линий ввиду выеокоз1 стоимости кабеля эта зрапица резко снижается и составляет 70—80 км Однако э> и границы очень условны и определяются стоимостью преобразовательных подстанций и линий, т е зависят oi конъюнктуры рынка Приведенные данные справедливы лишь для транспортных передач, т.е. осуществляющих передачу электроэнергии от удаленных ис-точников.
При сооружении межсис земных связей необходимо исходить не только из экономических, но з! из технических предпосылок, учитывать тот эффект, который может дать сооружение той ззлзз иной связи. В частности, учитывать, что 1II П в отличие от линии переменного тока является i ибкззм управляемым звеном, которое обеспечивает резулнруе-мые перетоки мощностз! и способеleyei стабплиза-циз! режима связываемых систем В ряде случаев
218
нп ктропередачп переменного и постоянного тока свп
| Разд. 42
Рис. 42.17. Схема вставки постоянного тока
именно эю обстоя re и.сз по можез иметь решающее значение
Схема ВПТ от шчасюя от схемы ППТ тем, что в ней пез липни постоянного тока. Здесь выпрямитель и нппергор расположении на одной подстанции, что позволяет конструктивно объединить их в один преобразовательный блок В отличие от ППТ здесь нет необходимое!и повышать выпрямленное напряжение лля увеличения передаваемой мощности Поэтому ВПТ выполняются путем параллельного включения нескольких преобразовательных блоков, каждый из которых имеет относительно невысокое выпрямленное напряжение, что позволяет существенно упростить конструктивную часть Количество блоков определяется общей мощностью ВПТ (рис. 42 17)
42.11.	ПРЕОЫ’АЗОВАТЕ'111 М1ЕКТРОПЕРЕДАЧ II ВСТАВОК ПОСТОЯННОГО ТОКА
Преобразователи - выпрямитель зз инвертор— являются основными элементами ППТ и ВПТ, по-эюму их характеристики, в юм числе и экономические, определяют показатели всей передачи, а также режимы се рабо>ы Из большою количества известных преобразовательных схем для данных условий наиболее подходит грехфазиая мостовая схема (рис 42 18. а)
11реобразовазель связан с шинами энсрюсисте-мы через |рансформаюр, который выполняет следующие ф> НКЦ3131
а)	обеспечивает заданное выпрямленное напряжение путем выбора необходимого коэффициента трансформации;
б)	электрически разделяет сеть переменного токае фиксированными потенциалами фаз по отношению к земле и цепь постоянного тока, где потенциалы oi дельных мостов по от ношению к земле существенно различны;
Рис. 42.18. Схема преобразовательного моста: а — принципиальная схема с блоками СУРЗА, б — схема замещения, Т — силовой зрансформатор, ТН-трансформатор напряжения. / 6 — высоковольтные тиристорные вентили (нумерация лапа в порядке открыта)
6
в)	способствует снижению гоков высших гармоник в сетевом токе преобразовазелей заечетпри-менения различных групп соединения обмото! трансформаторов соседних мостов
В качестве вентилей и современных IIIГ! иВПТ используются высоковольтные mpnciopiibieвентили (ВТВ), рассчитанные на токи в coihii амнерина-пряжения в несколько сотен киловольт Эю дай возможность получить единичную мощность МОСТ! в сотни мегаватт (800 МВт и более) при выпрямленном напряжении мосза 400 кВ, что обеспечивая решение современных задач тлекгроэнергетика Конструкция ВТВ рассмотрена ниже.
Поскольку основой ВТВ являются зиристорн, открытие когорых конзролируется путем подача управляющего токового импульса в заданный момент времени, в целом весь мост и вся электропередача становятся управляемыми Управление мостом осуществляю ся е помощью системы управления (СУ) Система управления в заданный момент времени, определяемый системой авзомашческого регулирования (CAP), leiiepnpyei управляющие импульсы, псрслаез их с noiennnana земли па потенциал моста и распределяю по тиристорам
Система авзоматическозо резулнровашзя реагирует на изменение параметров режима система переменного тока (частоты, напряжения и др), а также параметров режима ППТ и поддерживает неизменным ток передачи, передаваемую мощность и друз ие величины, воздействуя па СУ и смещая момент подачи управляющих импульсов Н1 СУ также воздействуют система защиты (СЗ) и система автоматики (СА), закрывая или открыв!» управляющие импульсы при аварийных ситуация в линии или преобразователе, при выполнение
§42.11]
ПРЕОБРА ЗОВАТЕЛН ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ И ВСТАВОК ПОСТОЯННОГО ТОКА
219
АПВ и т.д. Таким образом, системы управления, регулирования, защиты и автоматики (СУРЗА) представляют собой единый управляющий комплекс, который является органической частью преобразователя. Последовательно с преобразователем в цепь постоянного тока включен реактор (обычно один на полюс с каждой стороны линии). Этот реактор выполняет ряд задач, основными из которых являются сглаживание пульсаций выпрямленного тока, возникающих при работе преобразователя, ограничение перенапряжений и скорости изменения тока линии в некоторых аварийных ситуациях. Индуктивность реактора достаточно высока и обычно близка к 1 Гн, благодаря чему в выпрямленном токе пульсации отсутствуют Кроме того, обеспечивается непрерывность тока во всех режимах работы преобразователей, в том числе и при глубоком регулировании напряжения передачи.
Характеристики преобразователя, условия работы вентилей и другого оборудования, а также требования к ним могут быть найдены на основе анализа электромагнит ных процессов в этой схеме в различных режимах ее работы
В зависимости оттока нагрузки /^высоковольтная мостовая схема может работать в одном из следующих режимов в соответствии с числом одновременно работающих вентилей:
0-1 —режим прерывистых токов;
2-3 — нормальный режим.
3 и 3-4 — перегрузочные режимы.
Для электропередач и вставок постоянного тока нормальным рабочим режимом преобразователя является режим 2-3, что обусловлено действием системы автоматического регулирования. В этом режиме попеременно работают два и три вентиля: двав межкоммутацнопном интервале, три при коммутации вентилей.
Ниже приводятся расчетные выражения для этого режима. В этих выражениях все величины (токи, напряжения, сопротивления) приведены к ступени напряжения вентильной обмотки трансформатора (рис. 42.18, б).
Выпрямленное напряжение одиночного моста выпрямителя определяется уравнением его внешней характеристики
,,	3 л/3 л	3
U . = -----------Е „ cos а - -х„ „ /
с/в	/// в	д к в <
где £гав — амплитудное значение фазной эквивалентной ЭДС передающей системы; а — угол управления вентилями выпрямителя; лк — сопротивление контура коммутации на фазу,
‘ТВ
Здесь х — эквивалентное сопротивление системы, примыкающей к шипам, где включен выпрямитель; л, в — сопротивление |рансформаюра.
Когда выпрямитель питается не от системы, а от отдельного генератора,
* J + *2
Лк В — ХТ.В +	2
где х"^ и — сверхпереходное сопротивление и сопротивление обратной носледователыюсти генератора.
Угол коммутации у определяется выражением
21 .х
,	d к в
cos (а + у) = cos а -----
J3E
шв
Этот угол — важный параметр режима н является функцией тока передачи, напряжения примыкающей системы и электрической удаленности точки включения преобразователя от эквивалентной ЭДС системы. Для преобразователя, работающего в режиме 2-3, диапазон изменения углов коммутации лежит в пределах 0 < у < 60°, и его внешняя характеристика представляет собой прямую линию
Мощность выпрямителя, отдаваемая в линию постоянного тока, и мощность инвестора, получаемая из линии
Pde = ^dJd-
Pdn = UdJd
С учетом потерь мощности в линии
^в=^и + А/’л-
Действующее значение тока фазы моста
/ = 727з/(/.У1 - (у/2л)
По этому выражению может быть определено действующее значение тока в вентильной обмотке трансформатора при соединении ее звездой. Ток, потребляемый из сети, определяется с учетом коэффициента трансформации и схемы соединения обмоток трансформатора На рис 42.19 приведены токи и напряжения, характеризующие работу преобразователя в выпрямительном режиме
При увеличении угла а напряжение па выходе моста снижается и при а = 90° -у/2 становится равным нулю (в предположении непрерывности выпрямленного тока). Это граница выпрямигсльпого режима. При дальнейшем увеличении угла управления преобразователь переходит в инверторный режим. При этом меняется полярность выходного напряжения преобразователя, иными словами, создается противоЭДС в цепи выпрямленного тока
Эта противоЭДС определяется утлом управления вентилями инвертора (1
Ud« = (373/n)£-CTIIcos(J + (3/л)/,дки.
220
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВН
[Разд. 42
Рнс. 42.19. Напряжения и юки выпрямителя (^обр.та, — максимальное значение обратного напряжения на вентиле)
Это выражение является уравнением внешней характеристики инвертора при Р = const. Угол Р называют углом опережения, поскольку он отсчитывается в сторону опережения от точки пересечения фазных ЭДС (рис. 42.20). Он связан с углом а выражением
Р= 1ЖГ- а.
Из рис 42.20 следуез. что для инвертора справедливо соосношение, определяющее связь между углами, характеризующими режим его работы при Р < 60°,
Р = у + 8,
где 8 — угол отключения тиристоров, характеризующий собой время, в течение которого напряжение на закончившем работу вентиле имеет отрицательное значение. В течение этого времени должно закончиться восстановление управляющей способности вентиля Для нормальной работы инвертора необходимо выполнение условия
Рнс. 42.20. Напряжения и токи инвертора
> ^ДОП-
где 8ДОГ] — минимально допустимое значение угла отключения. Для современных мощных тиристоров 8ДОГ] = 4—5°. Однако для ВТВ, учитывая в» можные разбросы, ее принимают равной 15—18“
Невыполнение этого условия приводит к ам-рнйному процессу, который называется опрокидыванием инвертора и при котором мощность инвертора падает до нуля
Связь угла 8 с другими параметрами режим определяется выражением
х « 2/Л"
COSO = cost) н-----
Отсюда следует, что при неизменном угле Р угол 8 уменьшается при увеличении тока ncpeaaui или при снижении напряжения приемной системы, например при коротких замыканиях в сети Кроме
§4211]
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ If ВСТАВОК ПОСТОЯННОГО ТОКА
221
того, причиной опрокидывания инвертора может быть так называемый скачок фазы —скачкообразное смешение точки пересечения фазных напряжений на шинах инвертора в сторону опережения при несимметричных коротких замыканиях Отсюда необходимость поддержания неизменным угла от ключения вентилей инвертора, для чего последний оснащается специальным регулятором, который изменяет угол Р при изменении параметров режима преобразователя таким образом, чтобы обеспечить выполнение условия
5= 15—18° = const
Уравнение внешней характеристики инвертора при постоянстве угла 5 имеет вид
„ 3^Ети к 3, UdH =------cos 5 - -1.x
14 И	г 4 К. И
Следует отметить, что значение Ети для регулируемого инвертора имеет иное значение, нежели для нере!улируемого, необходимое значение достигается выбором соответствующего коэффициента трансформации
При совместно работающих выпрямителе и инверторе ток в линии определяется выражением
_ (3^/n)(g„,Bcosa-E)H[1cosP)
'd~ Лл + (3/л)(лкв+лки)
где Ял — сопротивление линии
Воздействуя на системы управления вентилями выпрямителя и инвертора, можно изменять углы а и Р и тем самым регулировать гок и передаваемую мошность
Анализ электромагнитных процессов позволяет также найти параметры характеризующие режим работы вентилей, и на этой основе сформули ровать требования к ним
Среднее значение тока вентиля за период частоты сети
/ср = //3
При работе преобразователя па вентиль в нормальном режиме действует напряжение сложной формы содержащее постоянную и переменную составляющие (см. рис 42 19, 42 20)
Максимальное значение напряжения, воздействующего на вентиль в этом режиме в непроводящую часть периода, принимается равным
^'втах =
Первоначальный скачок восстанавливающегося напряжения на вентиле, закончившем работу,
“ск = ^^e,„Bsln(« + Y).
где— коэффициент демпфирования, определяемый высокочастотными колебаниями, возникаю
щими при выключении вентилей из-за наличия собственных емкостей оборудования (обычно принимают ка= 1,2—1,3)
Следует отметить, что определение воздействующих напряжений и токов, определяющих конструкцию ВТВ производится с учетом аварийных процессов в преобразоваiеле 1 дипичпая мощность моста определяется главным образом параметрами используемых вентилей Конструкция ВТВ, существующих в настоящее время, иозволяез получить мощность мосза в несколько сот мезаватт Энергетические характеристики одиомостовото преобразователя определяюзся формой тока, потребляемого нм из сети, а также значениями углов управления и коммутации
Из рис 42 19 и 42 20 видно, что преобразователи потребляю! из сети ток явно несииусоидалыюй формы, содержащий вышние 1армппики При этом из-за наличия углов управления и коммутации первая гармоника сдвинута в стропу о1ставапияо! эквивалентной ЭДС системы, что свпде|ельствус'1 о потреблении преобразовашлем реак|ивиой мощное i и и з сети.
Амплитуда юка основной гармоники
/Я1| = (2л/3/л)/(/
Полная мощное ib преобразова 1еля определяе!-ся выражением
5 = Jp^+ О' + Г .
где /’| и (2| — cooihcictbciiiio акцизная и реактив ная мощность но основной iармонике, Г— мот иоегь искажения, определяемая наличием высших гармоник в токе преобразова!сля
Угол сдвига между первыми гармониками тока и напряжения определяемся выражениями
<Р| - а + у/2 для выпрямителя при « > 10°,
2
<Pl ~ а + -у для выпрямителя при а< 10°;
<р, — 180 (6 + у/2) для инвертора
При значениях узлов, характеризующих режим работы преобразователя, которые обычно встречаются в практике, реактивная мощность потребляемая преобразователем, дост пгает значений
Ql = (0,4—0,5)/’ для выпрямителя.
Q\ = (0,5—0,6)Р для инвертора
Столь высокие значения потребляемой реактивной мощности требуют применения компенсирующих устройств что отражается на стоимости преобразовательной подстанции В качестве компенсирующих устройств могут бы и. использованы синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов, фильтры токов высших гармоник, которые
222
Э.ЧЕКГРОПЕГЕЧАЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ЮКА СНП
(Разд 42
па основной чае юте яв шются источниками реактивной мощное гп
Обычно 40 50 "о реактивной мощности, потребляемой преобразовательпой подстанцией, компенсируется за счет фильтров выещнх гармоник, остальные за счет синхронных компенсаторов иди СТК п батарей конденсаторов. Одиночный преобразовательный мост потребляет из сети песину-соидальпый ток, содержащий гармоники ряда
//  60 1,
тдеА - 1, 2, 3, 4.
Гоки высших гармоник зависят от унтов управления п комму гании, с которыми работает преобразователь Однако в первом приближении можно Припять
где /| = 0.78/(| - лейст вуюшее значение тока первой т армоппкн
1окп высших гармоник, проникая в сеть, вызывают ряд отрицательных последствий, к числу которых можно отпесгп увеличение потерь энергии в сети, помехи лпппям телефонной связи и автоматики, старение изоляции тлектрических машин. Серьезную опасность может представлять резонанс напряжений или токов возникающий в сети на частоте какой-либо гармоники, что может привести к выходу оборудования из строя. Отсюда необходимость компенсации токов высших гармоник и предогврашепне их выхода в сеть.
Для компенсации т армоппк, имеющих наибольшую амплитуду (5-я п 7-я), используется 12-фаз-ш.тй режим работы преобразователей. При этом каждая пара соединенных последовательно мостов включается через трансформаторы с различными группами соединений обмоток— Y/Y-I2 и Y/A-l1
При работе в 12-фазном режиме преобразователь генерирует в сеть т армопики ряда
н = 12А- ± 1
С целью компенсации осывшихся тармоппк на шины переменного тока преобразовательной подстанции, как правило, включаются резонансные фильтры для 11-й и 13-й гармоник, а также широкополосный фильтр па более высокие частоты. В ряде случаев включаются также фильтры для 5-й и 7-й гармоник В силу указанных обт гоятельств 12-фаз-пый режим является основным режимом преобразовательных подстанций ППТ п ВИТ
В то же время в связи с тем, что установка фильтров для высших гармоник является обязательным условием, взаимным влиянием соседних мостов можно пренебречь и расчет нормального режима вести по уравнениям 6-фазного режима преобразования
42.12. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ II ВСТАВОК
ПОСТОЯННОЮ ТОКА, СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ
Одним из основных элементов ППТ являютст вентили. Прогресс в области полупроводниковой техники позволил создать конструкции мощных ВТВ, значительно увеличивших надежность ПШ и готовность ее к работе по сравнению с применявшимися рапсе ртутными вептплямп
При создании 131В используют модульный принцип, в соответствии с которым В ТВ собирается из одинаковых взаимозаменяемых ыементов, что упрощает его пзтотовлепие и ремонт, а также повышает надежность Основным конструктивным элементом ВТВ является модуль, представляющий собой, по существу, самостоятельный ттеитильсо своими системами управления и сш иализации, но рассчитанный на мепыпес напряжение, чем ВТВ. Модули соединяются последовательно и размещаются в специальной изолирующей конструкции, являющейся одновременно каркасом Предусматривается быстрая замена элементов, вышедших из строя
Каждый модуль содержит ряд одинаковых взаимозаменяемых тиристорных ячеек, соединенных последовательно В тиристорную ячейку входят собственно тиристор, блок управления и все вспомот агелызые элементы, обеспечивающие равномерное распределение напряжения между тиристорами в модуле, ограничивающие скорость изменения тока тирис тора и значение напряжения м нем. Для распределения напряжения между ячейками применяются резисгпвно-емкостпыс делители, а для защиты от перенапряжений — встречно включенные лавинные диолы
Общее количество тиристоров ВТВ и их параметры выбираются таким образом, чтобы выходи строя 10—15 % тиристоров пе приводил к потере работоспособности ВТВ За исправностью тиристоров осуществляется непрерывный автоматический контроль. Если количество неисправных тиристоров превышает допустимое, ВТВ выводит из работы для замены неисправных элементов
Необходимость обеспечения 12-фазпого режима преобразования приводит к тому, что два последовательно включенных моста образую г единый неразделимый блок. В этом случае ВТВ копезрукпо-но включает в себя все тиристоры и вспомогательные элементы, присоединенные к одной фазе такого блока. Эго упрощает конструкцию преобразовательной подстанции и уменьшает ее габаритные размеры. Одна из конструкций ВТВ для 12-фазното преобразователя по упомянутой выше схеме приведем на рис 42.21
§42.12] ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ И ВСТАВОК ПОСТОЯННОГО ТОК1
223
Рнс. 42.21. Конструктивная схема высоковольтного тиристорного вентиля:
/ — ВТВ; 2 — система водяного охлаждения тиристоров; 3— система управления и регулирования преобразовательного моста; 4 — индивидуальная система
управления и контроля тиристоров ВТВ
Потери мощности в вентилях моста относительно невелики и составляют 0,5—0,7 % мощно-стипреобразовательного моста. Однако при значительной мощности моста (в несколько сот мегаватт) зга потери в абсолютных единицах весьма значительны, что требует интенсивного охлаждения тиристоров. Для охлаждения могут быть использованы воздух (принудительный обдув), трансформаторное масло, деионизированная вода. В практике мрубежных ППТ используются различные типы охлаждения ВТВ. Однако в большинстве случаев используется вода, которая имеет ряд преимуществ перед другими хладагентами — высокая теплоемкость, пожаробезопасность, отсутствие токсичности.
Конструкции модуля и тиристорной ячейки выполняются таким образом, что тиристоры и другие тепловыделяющие элементы (резисторы) крепятся на поверхностях, охлаждаемых циркулирующей юлой. Предусматриваются автоматические системы, контролирующие качество воды. При примене-нииводяного или воздушного охлаждения ВТВ устанавливают в закрытых помещениях.
На некоторых ПИТ (например, Кабора—Басса в Южной Африке) используются ВТВ открытой установки В этом случае тиристоры размещены в баке, наполненном трансформаторным маслом, который устанавливается па открытой подстанции Следует учесть, что здесь невозможно использовать модульный принцип конструирования ВТВ В то же время это позволяет отказаться от сооружения вентильных залов и систем приго товления деионизированной воды, что сказывается на экономических показателях подстанции В настоящее время в мировой практике сооружения П1Г1 и ВПТ преимущество получили ВТВ с водяным охлаждением и модульным принципом изготовления Ведутся работы по созданию таких ВТВ наружной установки
ВТВ оснащены двумя каналами для передачи информации. По одному из них с потенциала земли на потенциал вентиля передаются управляющие импульсы, определяющие моменты открытия тиристоров, по другому с вентиля па потенциал земли — информация об исправности тиристоров При эгом информация о моментах открытия тиристоров должна передаваться с высокой точностью, так как допустимый разброс в открытии не должен превышать долей градуса. В то же время эта информация передается в условиях сильнейших электромагнитных помех, определяемых коммутациями вентилей Поэтому для создания помехоустойчивого канала используется световолоконпая оптика, а информация передается в виде световых импульсов Одновременно при этом достаточно просто решается вопрос изоляции блоков системы управления на потенциале вентиля от ее блоков на потенциале земли
Управление режимом работы моста осуществляется с помощью системы импульсного управления. Эта система представляет собой комплекс устройств, которые генерируют управляющие импульсы, создают необходимый сдвиг по фазе относительно питающего напряжения в соответствии с сигналами, поступающими от системы автоматического регулирования, обеспечивают передачу импульсов на потенциал моста, распределение нх между вентилями и отдельными тиристорами. Воздействуя на систему управления, можно практически безынерционно изменять передаваемую мощность и ее направление.
Система управления вентилями в общем случае состоит из устройства генерации первичных импульсов, устройства, обеспечивающего фазовый сдвиг импульсов, канала передачи импульсов на потенциал ВТВ, устройства формирования импульсов на потенциале ВТВ, устройства распределения импульсов по тиристорам. В настоящее время предложены различные системы управления вентилями Выбор той или иной схемы зависи т от конкретных условий
224
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВЧ
[Разд. 41
Современные ППТ оснащены системой автоматического регулирования, которая автоматически поддерживает режим передачи при изменении внешних условий. Система регулирования состоит из двух сошавляющих: первичной, осуществляющей быстродействующее регулирование, и вторичной с несколько большим временем действия.
В систему первичного регулирования входят регулятор тока, регулятор угла отключения и регулятор минимального тока. Регулятор тока устанавливается на выпрямителе Этот регулятор реагирует па разность двух токов — тока в линии и тока усишки и, воздействуя на систему управления, изменяет угол а । аким образом, чтобы эту разность свеет к пулю. Благодаря этому ток в линии поддерживается равным току уставки Поэтому даже при КЗ ток линии не превышает тока уставки, а ППТ не подпитывает КЗ в связываемых системах.
Регулятор утла отключения, устанавливаемый па инверторе, поддерживает неизменным угол 5. Этот регулятор реагирует или наток передачи и напряжение приемной сети (компаундирование инвертора), или непосредственно на угол отключения вентилей п изменяет угол Р таким образом, чтобы сохранить неизменным угол 5. Закон регулирования определяется уравнением
cosS = cosP 4-(2/Ли/Тз
Уравнение внешней характеристики регулируемого инвертора имеет вид
,, з л/з	3,
Ud« = — F№HCOS5-“7Ab-
Инвертор помимо угла отключения оснащен также регулятором минимального тока (РМТ), который не позволяет току передачи снизиться ниже тока его уставки при снижении ЭДС выпрямителя, вызванном аварией в передающей системе.
Внешние характеристики преобразователей, оснащенных упомянутыми регуляторами, приведена па рис 42.22. Уставка РМТ обычно меньше уставки регулятора тока (РТ) приблизительно на 10 % п изменяется одновременно с ней, для чего требуется специальный телеканал связи между выпрямителем и инвертором.
Таким образом, ток линии оказывается как бы зажатым между уставками двух регуляторов, благодаря чему при различных повреждениях в передаче или в связываемых системах он остается равным заданному значению, не превышающему номинальный ток. Рабочая точка передачи характеризуется пересечением внешних характеристик выпрямителя и инвертора.
В систему вторичного регулирования входят регулятор мощности, регулятор напряжения и регулятор угла зажигания. Регулятор мощности поддерживает неизменной передаваемую мощность или
Рис. 42.22. Внешние характеристики преобразив телей, оснащенных pei уляторами
регулирует ее в соответствии с заданным графит] воздействуя на устройство уставки регуляторам Регулятор напряжения предназначен для поддери] ния наибольшего допустимого напряжения перед чи с целью снижения потерь мощности Онустани-леи на инверторе и воздействует па РПН преобра» вательных трансформаторов Регулятор угла за> гания устанавливается на выпрямителе. Его задаче! является поддержание начального значения nJ С/-0 = 5—10°, задаваемого регулятором тока с цели сохранения баланса реактивной мощности Halin' нах выпрямителя. В некоторых режимах при воздействии, например, регулятора мощности угол (J может отклоняться от заданного значения, чтопрв-1 водит к изменению реактивной мощности, потрем ляемой выпрямителем. Этот регулятор реагирует! изменение угла а0 и воздействует па РПН транс-1 форматоров выпрямителя, чтобы привести угол(J к заданному значению
42.13. ВОЗДУШНЫЕ II КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ I ППТ, ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ПОДСТАНЦП
Габариты и конструкции воздушных лилаН ППТ определяются уровнем внутренних верим пряжений и длиной гирлянд изоляторов ,
Уровень внутренних перенапряжений ornocJ тельно земли в ППТ благодаря быстродейству»! щим системам управления, автоматики и соврем»! ным оксидно-нинковым ограничителям перенапрв-1 жений снижен до 1,7 напряжения полюса.
Длина гирлянды зависит от распределения»| пряжения по изоляторам. В отличие от передач»! ременного тока в ППТ распределение напряжет! по изоляторам определяется их сопротивлении! утечки, а не собственными емкостями. Благода) я этому распределение напряжения по гирлянде см хих чистых изоляторов более равномерно, чем вя линиях переменного тока. В то же время загрязнЛ ние поверхности изоляторов и их увлажнениепрЛ водят к тому, что эта равномерность нарушается
842,13]
что може ров или п проявляв! и вблизи требует [ ДЛИНЫ 11} опыта пре пути утеч чистой су загрязнен тока — сс
В рез; линии пос ременной если учес (вместо т] мерный pi
Прово ются, как ШИХ ТО КОЕ ния потер провода. ] дов, нх м; той же ме ка, на осн( лений. От определяй конетруки
Для л> земленног стоечные илн опорь провода д Меньшее изоляторе са опоры л ше, чем не напряжен! сказанное на 20—25 ‘ ременного лярной н б
Для ка использов; масляной маслонапо с алюмнш
Уело ви
ЯННОМ ток ном, так кг зывается б выше про прочность на постоян менном.У ке, отсутст тате чего с
8-760
§42 131 ВОЗДУШНЫЕ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ППТ. ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ПОДСТАНЦИИ 225
что может вызвать частичное перекрытие изоляторов или перекрытие всей гирлянды. Особенно это проявляется в районах с загрязненной атмосферой и вблизи морских побережий. Это обстоятельство требует существенного увеличения допустимой длины пути утечки. На основании имеющегося опыта проектирования и эксплуатации ППТ длина пути утечки принимается 26 м/МВ для районов с чистой сухой атмосферой и 36 м/МВ для районов с загрязненной атмосферой Для линий переменного тока — соответственно 18 и 13 м/МВ.
В результате длина гирлянды изоляторов для линии постоянного тока больше, чем для линии переменного тока того же класса напряжения. Однако если учесть, что па линии ППТ всего две гирлянды (вместо трех на линии переменного тока), то суммарный расход изоляторов оказывается меньше.
Провода на линиях постоянного тока применяются, как правило, сталеалюминиевые. Из-за больших токов нагрузок, а также необходимости снижения потерь на корону применяются расщепленные провода Конструкция полюса (количество проводов, их марка, шаг расщепления) определяется но той же методике, что и для линий переменного тока, на основании гехнико-экономических сопоставлений. Отличия заключаются лишь в уравнениях, определяющих рабочую емкость полюса из-за иной конструкции опор линии.
Для линий постоянного тока, работающих с заземленной средней точкой, применяются или одностоечные свободностоящие металлические опоры, или опоры на оттяжках. На опоре подвешиваются провода двух полюсов и молниезащитиые троссы Меньшее количество проводов линии и гирлянд изоляторов приводит к снижению массы опор. Мас-саопоры линии постоянного тока на 40—50 % меньше чем на линии переменного тока того же класса напряжения и равной пропускной способности. Все сказанное приводит к снижению стоимости линии на20—25 % по сравнению со стоимостью линии переменного тока. Промежуточные опоры для униполярной и биполярной линий показаны на рис. 42.23
Для кабельных линий постоянного тока могут использоваться одножильные кабели с бумажно-масляной изоляцией и вязкой пропиткой, а также маслонаполненные и газонаполненные кабели с алюминиевой или медной жилой.
Условия работы кабельной изоляции на постоянном токе более благоприятны, чем на переменном, так как в этом случае более нагруженной оказывается бумага, электрическая прочность которой выше прочности масла. Поэтому электрическая прочность кабеля с бумажно-масляной изоляцией на постоянном токе в 2—3 раза выше, чем на переменном. У кабеля, работающего на постоянном токе, отсутствуют диэлектрические потери, в результате чего старение его изоляции происходит значи-
Рис. 42.23. Конструкция опор воздушных линий ППТ:
а — промежуточная опора на оттяжках биполярной линии 1500 кВ; б— униполярная свободностоящая промежуточная опора 530 кВ
тельно медленнее. Отсюда существенное увеличение срока его службы В то же время рабочая температура жилы кабеля должна быть снижена до 50 °C против 70 °C у кабеля на переменном токе, ч го требует снижения плотности тока. Это объясняется распределением напряженности поля в изоляции.
8 760
226
ЭЛЕКТРОН ЕР ЕДА 411 ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СВН
[Разд. 42
Напряженность поля в прогретом кабеле возрастает в слоях, прилегающих к его оболочке, которые обычно имеют больше дефектов, в результате чего увеличивается вероятность пробоя. В ряде зарубежных I II IT при пересечении водных пространств используются масло- и газонаполненные кабели.
Схема и компоновка подстанции ППГ зависит oi количества преобразовательных мостов, которое, в свою очередь, зависит от мощности и напряжения передачи или вставки постоянного тока Количество мостов на преобразовательных подстанциях определяется мощностью и напряжением ППТ. Как правило, количество мостов принимается четным для обеспечения 12-фазного режима преобразования Все мосты соединены последовательно. Для очень мощных ППТ может применяться после-дова1ельно-параллельное включение мостов.
11отенниал мостов возрастает по мере удаления их от заземленной точки. Помимо постоянного напряжения на оборудование моста воздействует также напряжение со стороны вентильной обмотки трансформатора Изоляция моста должна быть рассчитана па воздействие этих напряжений, а также на возможные перенапряжения в различных аномальных режимах работы. Для защиты от возможных перенапряжений в силовых цепях моста устанавливаются разрядники Следует отметить, что вопросы изоляции, перенапряжений и защиты от них для современных ППТ имеют первостепенное иеачепие.
11одстанция современной ППТ представляет собой здания, где размещены вентильные залы, комплексы СУРЗА, пульт управления и другие помещения, а также открытые распределительные устройства (ОРУ) переменного и постоянного тока. В ОРУ
переменного тока размещены преобразовательные трансформаторы, фильтры токов высших гармони, устройства компенсации реактивной мощности в необходимая коммутационная аппаратура.
В ОРУ постоянного тока устанавливаются линейные реакторы, фильтры гармоник постоянного тока, коммутационная аппаратура — разъединители и шунтирующие аппараты, предназначенные для шунтирования вышедшего из работы преобра-
Рис. 42.24. Компоновка вентильного зала ППТ:
/ — ВТВ; 2 — система водяною охлаждения; 3 — блоки СУРЗА, 4 — система кондиционирования
воздуха
17,5 м
Рнс. 42.25. Компоновка вентильного зала ВИТ:
/ — трансформатор выпрямителя; 2 — ВТВ выпрямителя, 3 — В ГВ инвертора; 4 — трансформатор инверторе
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
227
зевательного блока Линейных выключателей постоянного тока ист, их роль выполняют ВТВ. Один нз возможных вариантов компоновки вентильного зала ППТ приведен па рис. 42 24
План ВПТ иной, поскольку там отсутствует ОРУ постоянного тока, по имеются два ОРУ переменного тока со стороны связываемых систем. Преобразовательные трансформаторы устанавливаются вплотную к зданию вентильного зала с той и другой стороны, н выводы их вентильных обмоток проходят сквозь стены и присоединяются к ошиновке мостов (рис. 42.25). Внутри зала установлены мосты выпрямителя и инвертора со всем необходимым оборудованием. Сглаживающий реактор между выпрямителем и инвертором устанавливается так же, как трансформаторы Благодаря этому получается весьма компактная конструкция ВПТ.
В настоящее время ведущие фирмы работают над созданием комплекса оборудования ВПТ в модульном исполнении с ВТВ наружной установки, что позволит отказаться от сооружения вентильных залов и существенно снизить стоимость ВПТ.
Для управления режимом передачи, а также для контроля исправности оборудования, в частности ВТВ, в современных ППТ широко применяется вычислительная техника. Связь между выпрямительной и инверторной подстанциями, необходимая для целей оперативного управления, а также для систем защиты и регулирования, осуществляется по проводным каналам и по радиорелейным линиям.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
42.1.	Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения / Под ред Т.Н. Александрова и Л.Л. Петерсона. Л.: Энергоатомиздат, 1983.
42.2	Электрические системы. Т. 111. Передача энергии переменным и постоянным током высокого напряжения / Под ред. В.А. Веникова М.: Высшая школа, 1972.
42.3.	Веников В.А., Рыжов 10.11. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока. Учебное пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1985.
42.4.	Электрические системы. Электрические сети / Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева. М.: Высшая школа, 1998
42.5.	Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985
42.6.	Зелнченко А.С., Смирнов Б.Н. Проектирование механической части воздушных линий сверхвысокого напряжения. М.. Энергоатомиздат, 1981.
42.7.	Александров Г.П. Установки сверхвысокого напряжения и охрана окружающей среды. Л.: Эвср-гоатомиздат, 1989.
42.8.	Дальние электропередачи в примерах / Под ред. Ю.П. Рыжова. М.: Изд-во МЭИ, 1994.
42.9.	Соколов Н.И., Соколова Р.Н. Некоторые особенности режимов дальних линий электропередачи И Электричество. 1997. № 11. С. 16—20.
42.10.	Алексаггдров Г.П. Новые средства передачи электроэнергии в энергосистемах. Л.: Изд-во ЛГУ, 1987.
42	11 Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях / Под ред. В.А Строева. М. Высшая школа, 1999.
42.12.	Поссе А.В. Схемы и режимы электропередач постоянного тока. Л.. Энергия, 1973.
42	13. Электропередачи и вставки постоянного тока и статические тирисгорные компенсаторы / Под ред. В.В. Худякова. М.: Энергоатомиздат, 1993.
42.14.	Передача энергии постоянным током / Под ред. И.М Бортника и А.В Поссе. М.: Энергоагомиз-дат, 1985.
42.15.	Ивакин В.Н., Ковалев В.Д., Худяков В.В. Гибкие электропередачи переменного тока И Электротехника. 1996. № 8. С. 16—21.
42.16.	Кочкин В.И., Шакарян 1О.Г. Режимы работы управляемых линий электропередачи И Электричество. 1997. № 9. С. 2—8.
Раздел 43
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
СОДЕРЖАНИЕ
43.1
43.2
43 3
43.4
Структура и режимы работы электрических сетей энергосистем 228 Структура электрических сетей (228).
Графики нагрузки линий и трансформаторов (231). Загрузка элементов сети (233). Уровни напряжения (234) Потери электроэнергии (235). Проектирование электрических сетей энергосистем ..................... 236
Организация и стадийность проектирования (236). Принципы построения схем электрической сети (237).
Размещение и схемы присоединения к сети понижающих ПС (238) Выбор номинального напряжения электрической сети (239).
Выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий (240)
Компенсация реактивной мощности в сетях энергосистем (245)
Расчетные схемы сетей и параметры входящих в них элементов	248
Схемы замещения линий (248).
Схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов (250).
Характеристики нагрузки (254). Расчетные схемы разомкнутых и простейших замкнутых сетей...... 255
Расчеты режимов разомкнутых сетей (255). Расчеты режимов замкнутых сетей (256). Упрощающие преобразования схем замещения (258).
43.5.	Расчет режимов сетей большой сложности	...	260
Прямой метод расчета сети (260).
Использование узловых уравнений (261) Использование контурных уравнений (261). Итерационные способы решения узлового уравнения (262)
43.6.	Оптимизационные модели для выбора оптимальной конфигурации сети 2Й
43.7	Регулирование напряжения в электрических сетях	2Й
43.8.	Расчет надежности систем шектроэнертети-ческих и электроснабжения .............2#
Общие положения и допущения (266) Метод анализа вероятностей состояния системы (функциональная надежность) (272). Расчет балансовой надежности ОЭС (274). Определение показателей надежности схем относительно конкретных объектов ЭЭС (276) Расчет надежности при экстремальных ситуациях (оценка живучести) (286). Расчет ущерба от перерывов электроснабжения (287).
Экономическая оценка уровня надежности объектов ЭЭС (288). Метод корректировки тарифа на электроэнергию по уровню надежности (294) Список литературы .	291
43.1. СТРУКТУРА И РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
СТРУКТУРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Передача электроэнергии от электростанций электроэнергетических систем (ЭЭС) и ее распределение по территории осуществляются по электрическим сетям общего пользования
Суммарная протяженность только линий электропередачи напряжением ПО кВ и выше уже превысила 360 тыс км (табл 43.1), а протяженность эксплуатируемых линий напряжением 20 кВ и ниже, образующих сеть общего пользованиями сельской местности и в городах, достигла 3,5 млн км.
Установленная трансформаторная мощностыи понижающих подстанциях (ПС) сетей общей пользования составляет 3 кВ  А па 1 кВт устаю-ленной мощности электростанций, притом в среднем равными долями между ПС напряжение! 110 (150) кВ и ниже и подстанциями 220 кВ и выше Относительно небольшая суммарная установленная мощность ПС НО кВ и ниже в сетях общей) пользования обусловлена гем, что значительна часть (так называемые «абонентские» ПС) эксплуь тируется другими ведомствами Так, мощностьПС напряжением 110 кВ составляет немногим боли половины общей по стране, а трансформаторнш пунктов 6—20/0,4 кВ около 10 %.
§« 1]
СТРУКТУРА И РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
229
Таблица 43 1
Напряжение, кВ	Протяженность в одноцепном исчислении		Примечание
	гыс км	%	
750	4,3	0 5	Включая 475 км ВЛ 800 кВ постоянного тока
500	34,1	3,8	Включая 550 км ВЛ 400 кВ
330	26,9	4,0	—
220	110,8	12,6	—
110-150	364,9	41.4	—
35	336,9	38,3	—
Итого	878.3	100.7	—
Сети напряжениями 110/35/6—10/0,4 кВ применяются практически во всех энергосистемах страны Сети более высокого напряжения имеют определенное районирование:
в объединенной энергетической системе (ОЭС) Юга, Северо-Запада и западной части ОЭС Центра развивается система напряжений 750/330 кВ (в этих объединениях имеется ряд линий 220 кВ);
в восточной части ОЭС Центра, в ОЭС Средней Волги, Урала, Сибири развивается система 500/220 кВ,
в ОЭС Северного Кавказа значительное развитие получили сети 220 и 330 кВ
Отдельные линии 150 кВ имеются в Кольской «Челябинской ЭЭС
Напряжение 750 кВ до 1985 г являлось наивысшим для сетей переменного тока
На линиях 750 кВ применяются две конструкции фазы четыре провода сечением 400—600 мм2 или
7
пять проводов сечением 240—400 мм" Наибольшая протяженность существующей линии 750 кВ между двумя ПС составляет 525 км. Автотрансформаторы 750 кВ — однофазные с двумя сочетаниями напряжений обмоток ВН и СН 750/330 кВ мощностью 1000МВ-А втрехфазпой группе 3x333 и 750/500 кВ мощностью 1250 МВ • А в группе 3x417. Применяется прямое присоединение к сети 750 кВ крупных генераторов АЭС путем установки блочных двухобмоточных трансформаторов 750 кВ.
Сеть напряжением 500 кВ является основной сетью значительной части Единой энергетической системы (ЕЭС) РФ Широко применяются блочные
двухобмоточные трансформаторы 500 кВ для прямого присоединения крупных генераторов к сети На напряжении 500 кВ выдается в энергосистему большая часть мощности (млн кВт) крупнейших в стране ГЭС Саяно-Шушенской (6.4) Красноярской (6,0), Братской (4,5), Усть-Илимской (3,6), Волжских (2,3 и 2,5) и ряда мошных ГРЭС Эки-бастузской-1 (4,0), Рефтинской (3,8) Костромской (3,6), Сургугской-1 (3,3), Рязанской (2,8), Троицкой (2,5), Запиской, Кармановской Ириклин-ской и Ермаковской (по 2,4) На линиях 500 кВ применяется фаза из трех проводов сечением 300, 400, 500 мм2 (имеются случаи использования фазы из двух проводов) Максимальная длина линии между двумя НС около 400 км
На ПС 500 кВ устанавливаются однофазные автотрансформаторы (АТ) 500/220/1IH мощностью 801 и 501 МВ • А в трехфазной группе и трехфазные 500/110/НН мощностью 250 МВ-А Мощность АТ 500/220 кВ составляет более 80 % общей мощности АТ напряжением 500 кВ Имеются АТ с сочетанием напряжений 500/330 кВ мощностью 501 МВ • А в группе, предназначенные для редких случаев организации непосредственной связи сетей напряжением 500 и 330 кВ
Сети 330 кВ получили широкое распространение в ОЭС Юга и Северо-Запада, на долю которых приходится около 80 % общей про1яженности линий этого напряжения Линии 330 кВ выполняют функции основных межсистемпых связей также в ОЭС Северного Кавказа В ОЭС Юга, Северо-Запада, а также в западных районах ОЭС Центра сеть 330 кВ выполняет и распределигельные функции На линиях 330 кВ, как правило, применяется фаза из двух проводов сечением 300, 400, 500 мм2 Имеются линии и с другими конструкциями фазы из двух 2	2
проводов по 240 мм , из трех проводов по 150 мм , 2
из двух проводов по 600 мм и с одиночными проводами сечением 500 мм2 Максимальная протяженность линии между двумя ПС около 300 км На ПС 330 кВ применяются трехфазные АТ с тремя типами сочетаний напряжений, кВ
330/220/НН мощностью 250 МВ-А (имеются группы АТ 400 МВ • А),
330/150/НН мощностью 250 (240) МВ • А.
330/110/НН мощностью 125 (120) и 200 МВ • А (имеется несколько АТ 60 МВ • А)
Третий тип преобладает — свыше 60 % общей мощности, АТ для связи сетей 330 и 220 кВ составляют менее 15 % общей мощности. Средняя мощ
230
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд 45
ность АТ 330 кВ на ПС составляет около 200 МВ • А Как правило, на НС работает один-два АТ 330 кВ, однако существенно и количество ПС с тремя и более АТ Обмотка напряжением 6—10— 35 кВ используется для питания нагрузок и для присоединения компенсирующих уст ройств
Сетевые объекты напряжением 220 кВ имеются практически во всех ЭЭС страны, однако в зоне применения напряжения 330 кВ в ОЭС Юга, Северо-Запада и Центра их расположение ограничено. Сети 220 кВ выполняют в основном распределительные, но в ряде энергосистем и системообразующие функции Более 30 % (по протяженности) линий 220 кВ строятся двухцепными (применение двухцепных опор на линиях более высоких напряжений ограничено специальными случаями) Длина линии между двумя подстанциями обычно 100—150 км Как правило, на линии подвешивается один провод в фазе сечением 240—300—400— 500 мм2, имеются отдельные линии с фазой из двух проводов и с одним проводом сечением 600 мм2 Суммарная длина кабельных линий 220 кВ составляет около 100 км На ПС 220 кВ (их общее количество около 900) работает более 1600 т рансформаторов и АТ единичной мощностью от 20 до 200 МВ - А с сочетаниями напряжений' 220/110/НН, 220/35/НН, 220/27/НН и 220/НН кВ Около 80 % трансформаторной мощности 220 кВ составляют АТ 220/110/НН мощностью 125 (120) МВ-А Широко применяются и более мелкие единицы — АТ 63 МВ • А и трансформаторы 20 (25), 30 (32) и 40 (40,5) МВ • А Как правило, на ПС установлены два трансформатора (или АТ)
Существенное влияние на режим работы прилегающей сети оказывает применение на АТ 330 и 220 кВ обмотки напряжением 35 кВ Трехобмотч-ные АТ имеют схему соединения обмоток Д/Д/Д, и в сети 35 кВ, присоединенной к таким АТ, появляется сдвш фаз в 30° по отношению к вторичному напряжению 110 кВ В го же время на трехобмоточных трансформаторах 110/35/6 — 10 кВ, также имеющих схему соединений а/Д/Д. фазового сдвига между напряжениями 110 и 35 кВ (а следовательно, и между напряжениями 220 и 35 кВ) нет В итоге участки сети 35 кВ, присоединенные к АТ 330/110/35 и 220/110/35 кВ, должны работать изолированно от остальной сети 35 кВ.
Сети 110 кВ применяются во всех ЭС страны в основном как распределительные Около 15 % (по протяженности) линий 110 кВ выполнены двухцеп
ными Максимальная длина линии между двум подстанциями около 130 км Как правило, неволь зуются провода сечением от 70 до 240 мм2, имеют-ся случаи использования сечений 300,400, 500мм! Наиболее распространены сечения 120, 150, 185 мм2 — около 75 % общей протяженности Суммарная длина кабельных линий ПО кВ составят примерно 500 км На ПС 110 кВ (их общее количество по стране более 12 тыс ) устанавливают трехобмоточные трансформаторы с сочетанием напряжений 110/35(20)/6 — 10 и 110/27/6 — 10 кВ (для электроснабжения железных дорог, элеирн-фицируемых на переменном юке) и двухобмоточ-ные 110/6 — 10 кВ Имеется ряд трансформатора 110/0,4 кВ Более половины общей мощности составляют трансформаторы 110/6 — 10 кВ 11аибо-лее распространены трансформаторы мошносп» от 10 до 40 МВ • А — около 75 %, применяютсятаь же трансформаторы мощностью 60 МВ • А и выше, Доля трансформаторов мощностью до 10 МВ-А составляет около 8 %
Обеспеченность сетей средствами регулирок» ния режима характеризуется степенью оснащенности АТ устройствами регулирования напряженке под нагрузкой (РПН) и объемом имеющихся компенсирующих устройств
Оснащенность АТ устройствами PI1II н режим использования этих устройств
Высшее напряжение АТ, кВ 750	Из общего количества имеют РПН, % 100	Имеющиеся устройства РПН используются, %	
		ежесуточно	1 раз в неделю и реже 100
500(400)	90	80	60
330	90	55	30
220	80	35	40
Устройства РП11 имеются у 80 % всех АТ иагре-жением 220 кВ и выше, причем почти половинаи них используется ежесуточно.
В ряде ЭЭС регулировочные трансформаторн для продольного регулирования напряжение (по модулю) включаются со смещением фаз для получения продолыю-поперечпой добавочной ЭДС под углом 60° к вектору основного напряжение. На ПС 750 кВ ОЭС Юга и Северо-Запада установлены специальные трансформаторы для поперечного регулирования напряжения включенные в нейтраль главных АТ В электрических сетях страны установлены устройства компенсации реие-
НИ]
СТРУКТУРА И РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
231
тивной мошнос гн (60 млн квар), в том числе синхронные компенсаторы — СК (11 млн квар) и батареи конденсаторов — БК (49 млн квар) Удельная обеспеченность компенсирующими устройствами составляет 0,22 квар на 1 кВт установленной мощности электростанций. Синхронные компенсаторы установлены в основном на ПС ЭЭС, наиболее распространенными являются СК мощностью 50 Мвар, имеются также СК мощностью 75, 37,5,30 и 15 Мвар, введены первые образцы мощностью 100 и 160 Мвар
Кроме обычных шунтовых батарей, предназначенных для компенсации реактивных нагрузок, имеется несколько крупных уникальных БК специального назначения' установки продольной компенсации на ПС 500 кВ (г Арзамас), шунтовые батареи для обеспечения потребности в реактивной мощности преобразовательных ПС электропередачи постоянного тока Волгоград — Донбасс и вставки постоянно! о тока РФ — Финляндия (г Выборг)
Для компенсации избыточной реактивной мощности линий сверхвысокого напряжения используются реакторы мощностью 900 (3x300) Мвар напряжением 1150 кВ, 330 (3x110) Мвар напряжением 750 кВ, 180 (3x60) Мвар напряжением 500 кВ, а также ряд типов трехфазных реакторов на напряжение 6— НО кВ, используемых для компенсации избыточной реактивной мощности протяженных ВЛ ПО и 220 кВ
Создан тип компенсирующего устройства комплексного назначения — статический компенсатор реактивной мощности (СТК), представляющий собой сочетание батарей шунтовых конденсаторов и реакторов с тиристорным ключом, обеспечивающим безынерционное регулирование во всем диапазоне: от мощности, генерируемой батареей, до мощности, потребляемой реактором
ГРАФИКИ НАГРУЗКИ ЛИНИЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
Характер изменения потоков активной мощности по отдельным элементам сети определяется тремя основными факторами:
графиками нагрузки потребителей в отдельных узлах сети;
режимами рабо гы электростанций,
условиями обмена мощностью рассматриваемой ЭЭС с соседними
В общем случае потоки активной мощности по сети энергосистемы являются сложной функцией всех трех перечисленных факторов Лишь условно для выбора характерных режимов и их анализа в сложной сети можно выделять участки или отдель
ные линии и трансформаторы, для которых влияние одного фактора является преобладающим:
сеть, питающую близкие но режиму потребления узлы;
линии выдачи мощности электростанций;
системообразующие линии — к ним могут относиться как межсистемные связи более высокого иерархического уровня, >ак и внутрисистемные элементы.
В пределах территории одной ЭЭС встречаются узлы с самым разнообразным составом потребителей и как следствие с различными графиками нагрузки (рис 43 1). Графики обменных потоков мощности по линиям электропередачи могут резко отличаться от графиков нагрузки (рис. 43.2). Обменные потоки мощности между энергосистемами также имеют разнообразные графики, харакзер которых определяется различием в струкзуре элек-тропотреблеиия и в режимах работы электростанций! (рис 43.3) Суточный график нагрузки отдельного элемента сети — линии или трансформатора — может либо иметь конфигурацию, совпадающую с одним из приведенных примеров, либо представ-
Рис. 43.1. Примеры суточных графиков нагрузки ПС: а — преобладание непрерывных промышленных производив; б — большой удельный вес коммунальнобытового потребления
Рнс. 43.2. Примеры суточных графиков обменных потоков мощное эн между энергосистемами
232
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕГИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 43
Рис. 43.3. Характерные суточные графики нагрузки электростанций различных типов:
а — ТЭЦ; 6 — ГРЭС; в — ГЭС; г — ГАЭС
Рис. 43.4. Примеры годовых графиков по продолжительности нагрузок ПС
пять собой сложную комбинацию любого их сочетания
Годовые графики нагрузки элементов сети по продолжительности также являются сложной функцией соответствующих графиков нагрузки, электростанции или межсистемной связи, однако по природе своей они значительно менее разнообразны (рис. 43.4). Основной показатель годового
графика — число часов использования максимум активной мощности 7amax для активной мощности по линии определяется так же, как и для нагрузи системы (как частное от деления количества энергии на максимум обменных потоков мощности.
На формирование потоков реактивной мощности кроме факторов определяющих характер потоков активной мощности, значительное влияние оказывают потери реактивной мощности, зарядка мощность линий напряжением 220 кВ и выше, возможность работы генераторов электростанции и синхронных компенсаторов в режимах как производства, так и потребления реактивной мощности, уровни напряжения в узлах сети.
Время наступления максимумов в суточных графиках активной и реактивной составляющих нагрузки может отличаться (и иногда довольно существенно), но в большинстве практических зала этими различиями пренебрегают. Годовое число часов использования максимума реактивной составляющей нагрузки похребителей 7”р тах можно определить по соотношению 7" тах/7ап|ах, которое можно принимать равным 0.8—0,9. а при большой степени компенсации — 0,6—0,7
Потери реактивной мощности в трансформаторах составляют в среднем 30—40 % реактивной составляющей нагрузки потребителей на шинах 6-10 кВ и (так же как потери активной мощности)состоят из потерь холостого хода Д(?х, не зависящих от нагрузки, и потерь при коротком замыкании (КЗ) Д(?к, пропорциональных квадрату зах рузки трансформатора Влияние этих двух сосхавляющих потерь на годовой график перетока реактивной мощности по питающей трансформатор сети противоположное' первая увеличивает х одовое число чаи» использования максимума перетока реактивной мощности, вторая — уменьшает. Площадь годовой графика потерь реактивной мощности в трансформаторе определяется как
8760
J Д0Т d/= деч-8760 + ДСктр, о
гдеТр — время похерь реактивной мощности, определяемое в функции 7р111ах перетока через трансформатор
Для практических расчетов можно считать, что 7jnax перетока реактивной мощности за счет трансформации не изменяется
Влияние потерь в линиях электропередачи их график перетока реактивной мощности более сложно и приводит к существенным изменениям этот графика
В линиях 35—110 кВ потери реактивной мощности при максимуме нагрузки относительно невелики (10—20 % реактивной составляющей нагруз
§43.1]
СТРУКТУРА И РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
233
ки потребителей на шинах этих линий). Однако в течение года соотношение между потерями реактивной мощности и зарядной мощностью резко меняется. Площадь годового графика потерь реактивной мощности в линии определяшся как
8760
1 (дел - дес) d/ = дептр - дос • 87бо, о
где Qn — потери в реактивном сопротивлении линии; Qc — зарядная мощность линии.
При Д(2П = Qc и обычном для сетей 35—100 кВ значении тр = 3000—4000 ч вторая составляющая в 2—3 раза больше первой. Таким образом, при протекании потока реактивной мощности по линиям 35—НО кВ максимальное значение этого потока практически не изменяется, а головой график существенно разуплот няется.
В целом для сетей 35—НО кВ 7’тах перетоков реактивной мощности на 20—40 % меньше, чем для перетоков активной мощности. Эти соотношения можно распространять и на сети 220 кВ, не содержащие протяженных линий.
Для отдельной линии любого напряжения изменения нагрузки от нуля до максимума приводят к изменению ее баланса реактивной мощности. При увеличении загрузки линии примерно до половины натуральной мощности избыток реактивной мощности меняется незначительно.
При загрузке больше натуральной мощности в линии имеет место дефицит реактивной мощности, резко возрастающий с увеличением перетока. Так, при потоке мощности по линии 750 кВ длиной 400 км в 2700—2800 МВт она будет потреблять 700—800 Мвар. Однако время загрузки сетей возникающими при этом потоками реактивной мощности в годовом разрезе очень мало, так как снижение нагрузки линии 750 кВ только на 10 % высвобождает примерно 300 Мвар и резко изменяет условия работы прилегающей сети. К таким же резким изменениям потоков реактивной мощности в сетях сверхвысокого напряжения приводит включение (отключение) реакторов большой мощности: 330 Мвар в сети 750 кВ, 900 Мвар в сети 1150 кВ. Поэтому выявление закономерностей в графиках перетоков реактивной мощности по линиям электропередачи крайне затруднительно.
ЗАГРУЗКА ЭЛЕМЕНТОВ СЕТИ
Для линий напряжением 750—500 кВ пропускная способность определяется условиями устойчивости, для линий 110 кВ — допустимым нагревом проводов. Для линий 330—220 кВ определяющим может быть как первое условие, так и второе. Для
действующих протяженных загруженных линий условием, ограничивающим иерсгок мощности, можег быть допустимое снижение напряжения на шинах приемной ПС Однако такое ограничение сравнительно легко ликвидируется установкой компенсирующих устройств, и поэтому его нельзя считать характерным для перспективных сетей
Длительно допустимый по нагреву ток для провода данной марки и сечения легко определяется по справочным таблицам и практически не зависит от особенностей конкретной линии электропередачи, а предел передаваемой мощности по устойчивости существенно зависит от конкретных условий схемы сети, распределения мощностей между электро
станциями и т.д. и может довольно резко отличат ься для двух линий с одинаковыми параметрами. Поэтому, если при определении загрузки конкретной линии, как правило, используется допустимый по нагреву ток или предел устойчивости, для сравнительного анализа загрузки отдельных элементов больших схем можно применять косвенные показатели использования пропускной способности линий: плотность тока или нагрузку линии в долях натуральной мощности.
Наибольшие и средневзвешенные по сетям страны значения плотности тока в проводах линий электропередачи напряжением 750—110 кВ по отчетным данным были следующие:
Напряжение, кВ
2
Плотность тока, А/мм
наибольшая
средневзвешенная
(по протяженности)
750	500	330	220	НО
1,0	1,5	2,0	3.0	3,5
0.5	0,6	0.9	1.1	1,2
Примерно 95 % общей протяженности линий 500 кВ работает с плот ностью тока до 0,6 А/мм2 В сети 330 кВ 85 % линий имеют плотность тока не менее 1 А/мм2. В сети 220 кВ доля таких линий существенно меньше — около 70 %. Следует иметь в виду, что наименее загружены протяженные линии. Так, по сети 330 кВ более 30 % всей мощности, а по сети 220 кВ более 40 % передается при плотности тока более 1 А/мм2, т.е. на уровне или более той нормированной экономической плотности тока, по которой выбирались сечения проводов при проектировании этих линий.
В сетях 110—220 кВ плотность тока нередко достигает допустимой по нагреву. При этом учитывается, что регламентируемый справочниками длительно допустимый ток соответствует температуре окружающего воздуха +20 °C и отсутствию ветра, а в действительности в период прохождения максимума в большинстве энергосистем условия охлаждения проводов оказываются более благоприятными.
234
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд 4]
Наибольшие фактические загрузки линий, выраженные в долях натуральной мощности PHsr характеризуются следующими значениями по ступеням напряжения:
UKaM, кВ	750	500	330	220	НО
Р/Р„ат,	1,0	1,5	2,5	3,0	4,0
Загрузка трансформаторов и АГ характеризуется отношением их наибольшей загрузки к номинальной мощности. Для АТ напряжением 500, 330 и 220 кВ средневзвешенные по стране коэффициенты загрузки близки и составляют около 55 %, некоторые наиболее загруженные АТ работают с перегрузкой в 5—10 %.
Имеющиеся источники реактивной мощности в среднем используются примерно на 70 %. Для ряда генераторов, выдающих мощность на большие расстояния по линиям напряжением 330 кВ и выше, полное использование реактивной мощности экономически нецелесообразно (стоимость потерь электроэнергии, связанных с дальней передачей реактивной мощности, выше, чем затраты на установку и эксплуатацию дополнительных компенсирующих устройств на приемных ПС), а во многих случаях и технически невозможно из-за появления недопустимых перепадов напряжения. Неполное использование реактивной мощности остальных генераторов и компенсирующих устройств объясняется рядом технических причин, связанных с конструктивными недостатками ПС в целом или отдельных видов оборудования, неудовлетворительным эксплуатационным состоянием, строительно-монтажными недоделками, а также ограничениями по допустимым токам генераторов, недостаточной мощностью трансформаторов, сниженными уровнями изоляции отдельных элементов схемы и т.п. При принятом порядке проектирования шунтовые батареи конденсаторов рассчитываются на наибольшее допустимое напряжение данной ступени с некоторым запасом, т е. на напряжение, примерно на 20 % превышающее номинальное, а устанавливаются на подстанциях, где фактические уровни напряжения на 10—20 % ниже номинального. В итоге батарея с паспортной установленной мощностью 55,7 Мвар генерирует только 35—40 Мвар, т е. используется на 60—70 %.
Большинство элементов сети имеет максимальную нагрузку при прохождении годового максимума нагрузки энергосистем — чаще всего в 18—19 ч рабочего дня в середине недели последней декады декабря (в некоторых энергосистемах в 10—11 ч), когда возникают потоки мощности, связанные с наибольшим потреблением электроэнергии и наиболее полном использовании мощности элек-зростанций. Однако по многим линиям электропередачи и АТ нагрузка достигает максимальных значений в других характерных режимах:
при дневном снижении нагрузки в зимние сутки, когда полностью останавливаются пиковые электростанции (ГЭС, газотурбинные установки), а нагрузка прилегающих к ним потребителей незначительно отличается от максимальной (па 10—15 %),
в минимум нагрузки зимних суток (1—3 ч ночи), когда возникают потоки, связанные с появлением местных избытков мощности в районе расположения электростанций с недостаточной регулирующей способностью (из-за недопустимости разгрузки, например, АЭС, угольных эисрюблоковниже 70 %, при снижении нагрузки потребителей прилегающего района на 50 %), и потоки для заряда аккумулирующих установок;
в максимум нагрузки летних суток, когда возникают потоки, связанные с выводом в капитальный ремонт мощных агрегатов на элек, рост акциях в зонах с малым сезонным снижением нагрузки;
при авариях и ремонтах крупных элемента электростанций и сетей.
Для устранения имеющихся нершрузок могут быть предложены следующие мероприятия'
ввод новых линий и трансформаторов;
замена проводов (нрнмсняс гея на линиях напряжением НО кВ и ниже) пли включаемых последовательно с линией элементов (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и др ),
замена трансформаторов и АТ;
повышение пределов устойчивое!и применением специальных средств управления н нрошвоава-рийнон автоматики.
УРОВНИ НАПРЯЖЕНИЯ
Средние данные об уровнях напряжения по всем объектам и по каждому классу номинального напряжения в сети общего назначения приведены в табл. 43.2 отдельно по всей сети в целом и по опорным точкам сети — шинам электростанций и ИС более высокого напряжения
При средних по сети в целом напряжениях на уровне номинальных напряжения в опорных точ-
Таблица 43.2
Нормированное напряжение			Фактическое среднее значение напряжения			
номинал ь-ное, кВ	наибольшее рабочее		Сеть в целом		Опорные гочкн	
	кВ	% Ц.ОМ	кВ	% '4>м	кВ	
500	525	105	490	98,0	505	101,0
330	363	по	335	101,6	345	104,5
220	252	115	223	101,3	230	104,5
НО	126	115	112	102,0	115	104,5
§43 1]
СТРУКТУРА И РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
235
Рис. 43.5. Распределение количества узлов по диапазонам фактических напряжений в развитой сети ПО кВ
ках были значительно ниже допустимых значений В отдельных удаленных точках сети снижение напряжения достигает 20 % в сетях 330—220—110 кВ и 6—8 % в сетях 500 кВ Характерная кривая распределения общего числа точек сети ПО кВ крупной энергосистемы по диапазону фактических напряжений дана на рис. 43.5 При таких низких уровнях напряжения требуется принимать меры по их повышению Амплитуда отклонений напряжения в одних и тех же точках сетей всех ступеней напряжения в течение суток достигает 12—15 %, что также не соответствует нормативам, применяемым при проектировании новых сетей Основные мероприятия но улучшению режима напряжений:
установка новых компенсирующих устройств — синхронных компенсаторов, батарей, конденсаторов, реакторов,
установка новых средств регулирования напряжения,
повышение использования действующих источников реактивной мощности — генераторов электростанций, компенсирующих устройств, действующих устройств регулирования на электростанциях и ПС,
реконструкция участков сети, ограничивающих возможности повышения напряжения.
При разработке мероприятий необходимо стремиться к следующему
чтобы в опорных точках сети в часы максимума напряжение отличалось от наибольшего рабочего не более чем на 2,5 %;
на шинах высшего напряжения наиболее удаленных понижающих ПС в часы максимума поддерживалось такое напряжение, при котором на вторичной стороне АТ напряжение было не ниже 1 05 номинального;
на крупных электростанциях полностью использовался допустимый диапазон регулирования напряжения с помощью генераторов,
в районах с большим размахом суточных отклонений напряжения имелась возможность перевода генераторов и синхронных компенсаторов в режим потребления реактивной мощности, а также возможность ежесуточного отключения реакторов (для операций по присоединению и oico-единению реакторов напряжением 500 кВ и ниже используются обычные выключатели, а напряжением 750 кВ применяется специальный аппарат «включатель-отключатель»)
ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Плановый показатель потерь электроэнергии в сетях определяет ся в процентах количества электроэнергии, поступившей в сеть данной ЭЭС, которое, в свою очередь, определяется количеством электроэнергии, отпускаемой с шип электростанций энергосистемы, плюс приобретенной у электростанций других ведомств, плюс сальдо обмена электроэнергией с другими ЭЭС (разность между суммарной годовой выдачей электроэнергии в другие системы и суммарным получением за тот же период) Отчетные значения этого показателя по отдельным ЭЭС лежат в пределах от 4—5 до 14—15 % В целом по электрическим сетям общего пользования доля потерь электроэнергии уже длительное время находится примерно па одном уровне — 9—9,4 %
Учитывая, что абсолютные потери электроэнергии в сетях ЭЭС составляют более 100 млрд кВт - ч, следует отметить, что сам термин «потери» уже неточно передает технический смысл этого показателя
Объективно потери представляют собой необходимый технологический расход электроэнергии в ЭЭС, связанный с ее передачей и распределением по электрическим сетям Поэтому в настоящее время вместо «потерь» начал применяться термин «технологический расход на передачу электроэнергии»
В структуре потерь по элементам сети основная часть потерь приходится на линии электропередачи — примерно 65 %, из них около 5 % составляют потери на корону Потери в трансформаторах составляют около 30 % суммарных потерь в сети данной ступени напряжения, около половины из них — потери в стали, потери в остальных элементах сети (в реакторах, генераторах, работающих в режиме синхронного компенсатора, компенсирующих устройствах, измерительных приборах, трансформаторах тока и напряжения) незначительны и могут быть оценены в 3 % В потери включается также расход электроэнергии на собственные нужды ПС — около 2 %
Примерно !4 общих потерь составляют потери, практически не зависящие от нагрузки, гак называемые условно-постоянные, и 34 — условно-переменные потери
236
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 43
Из общих потерь техническому анализу поддается только часть, называемая техническими потерями, остальные (примерно 10 %), так называемые коммерческие потери, связаны с несовершенством системы учета электроэнергии.
Во всех эксплуатационных подразделениях регулярно разрабатываются и осуществляются мероприятия но снижению потерь, которые могут быть разделены натри группы:
режимные — обеспечение оптимальной загрузки генераторов и синхронных компенсаторов реактивной мощностью, своевременное переключение устройств РПН и трансформаторов поперечного регулирования напряжения, отключение реакторов в режимах больших нагрузок, выбор оптимальных точек деления сети;
организационные — сокращение сроков ремонта основного оборудования и совмещение ремонтов последовательно включенных элементов, ремонт линий под напряжением, временное использование недос троенных объектов (например, участка линии как источника реактивной мощности), совершенствование учета электроэнергии, сокращение расхода электроэнергии на собственные нужды ПС, контроль за использованием компенсирующих устройству потребителей, контроль за использованием источников реактивной мощности в энергосистеме и выполнением графика напряжения на объектах, внедрение новых программ для анализа режимов и их оптимизация с помощью ЭВМ;
строительство и реконструкция объектов — ввод новых компенсирующих устройств, замена проводов на линиях электропередачи, замена трансформаторов и АТ, перемещение действующих синхронных компенсаторов и батарей конденсаторов на ПС с наиболее низким напряжением, реконструктивные работы но устранению ограничений в повышении располагаемой реактивной мощности действующих источников и уровней напряжения, автоматизация регулирования напряжения.
Годовой эффект от внедрения первых двух групп мероприятий по снижению потерь по стране в целом составляет 1—2 % общих потерь, по отдельным ЭЭС он может достигать 5—6 %.
В отличие от первых двух групп мероприятия третьей группы требуют значительных затрат материально-технических ресурсов и большого времени на подготовку и реализацию. В отчетных материалах в эту группу мероприятий обычно включаются и вводы новых энергетических объектов, хотя эти объекты специально для снижения потерь не предусматриваются, а целесообразность их сооружения определяется необходимостью увеличения пропускной способности сети, повышения надежности ее работы и качества реализуемой электроэнергии.
43.2.	ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Электрическая сеть ЭЭС состоит из основной и распределительной Основная сеть ЭЭС обеспечивает связь между электростанциями и передачу мощности от них в районы потребления электроэнергии Электропередачи в составе основной сети, осуществляющие функции формирования и объединения ЭЭС, представляют собой системообразующие связи.
Распределительная сеть ЭЭС обеспечивает передачу электроэнергии ог ПС основной сети и шт электростанций к потребителям.
Задачами проектирования развития электрических сетей являются: выбор напряжения и схемы сетей; определение мест размещения новых ПС; предварительный выбор схем электрических соединений электростанций и ПС; определение сечений проводов линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов па ПС; выбор способов регулирования напряжения и распределеиш мощностей в сетях; определение типа, мощности и размещения компенсирующих устройств; разработка мероприятий по ограничению токов КЗ; определение обьема капиталовложений и очередности сооружения сетевых объектов.
ОРГАНИЗАЦИЯ И СТАДИЙНОСТЬ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Проектирование развития электрических сетей ЭЭС осуществляется в иерархической последовательности. На уровне проектрования ЕЭС обосновывается развитие системообразующих связей ЕЭС, включающих в себя мсжсистемные связи между ОЭС и наиболее важные магистрали внутри отдельных ОЭС, загрузка которых определяется режимом работы ЕЭС в целом
На уровне объединенных ЭЭС осуществляется обоснование развития системообразующих связей ОЭС, включающих сети для выдачи мощности крупных межрайонных электростанций, межснс-темные связи между ЭЭС и наиболее важные внутренние связи энергосистем, загрузка которых определяется режимом работы ОЭС в целом
На уровне районных ЭЭС осуществляется обоснование развития остальной части основных сетей энергосистем, а также распределительных сетей напряжением 110 кВ и выше
Более подробная разработка распределительных сетей ведется при выполнении схем развития сетей сельских районов, городов, отдельных сетевых районов крупных ЭЭС, а также схем внешнего электроснабжения электрифицированных участия железных дорог, магистральных пефте- и газопроводов, отдельных энергоемких объектов народного хозяйства и др.
§43 2]
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
237
В процессе проектирования осуществляется взаимный обмен информацией и увязка решений по развитию электрических сетей различных уровней.
Схемы развития Единой, объединенных, районных энергосистем и распределительных электрических сетей относятся к так называемым «внеста-дийным» проектным работам.
Выполнение «впестадийных» работ по распределительным электрическим сетям определяется намеченными сроками строительства объектов народного хозяйства (промышленные предприятия, иефте- и газопроводы), электрификации участков железных дорог, разработки генеральных планов развития городов и др.
Стадийное проектирование объектов электрических сетей должно осуществляться на основе технико-экономических обоснований (ТЭО) или технико-экономических расчетов (ТОР), подтверждающих экономическую целесообразность и хозяйственную необходимость их проектирования и строительства. Для электросетевых объектов напряжением 1150 кВ постоянного тока выполняются ТЭО, для объектов 500—750 кВ, а также отдельных электросетевых объектов 110—330 кВ, сооружаемых в особо сложных условиях, выполняются ТЭР. Наряду с определением экономической целесообразности строительства электросетевого объекта в ТЭР принимаются основные технические решения, приводятся материалы предварительных согласований трасс ВЛ и площадок ПС с основными центральными организациями, а также устанавливается сметная стоимость сооружения объекта. Определенные в ТЭО (ТЭР) расчетные показатели (мощность, протяженность, стоимость строительства) на последующих стадиях проектирования не должны быть ухудшены (а стоимости — превышены). При строительстве, намечаемом по очередям, в ТЭО (ТЭР) выделяются показатели первой очереди строительства. Основные технико-экономические показатели, определенные в составе ТЭО (ТЭР), используются для составления задания на проектирование.
Количество стадий проектирования, состав, оформление задания на проектирование, согласование и утверждение проектов и сметной документации регламентируются «Инструкцией о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений» (СНиП.1.02.01—85). Как правило, проектирование линий электропередачи и подстанций выполняется одностадийно, путем разработки рабочего проекта Проектирование в две стадии — проект и рабочая документация — допускается для крупных электросетевых объектов, в случаях применения новых образцов основного оборудования, сложных строительных решений и при особо сложных условиях строительства.
ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Выбор схемы и параметров сетей производится на перспективу 5—10 лет При решении вопроса целесообразности введения высшего напряжения в сетях следует рассматривать период, соответствующий полному использованию пропускной способности линий более высокого напряжения.
При проектировании основных сетей ЭЭС следует обеспечивать.
требуемую пропускную способность и надежность;
экономичность развития и функционирования сети с учетом рационального сочетания сооружаемых электрических сетей с действующими при обеспечении оптимальных уровней токов КЗ и потерь энергии;
возможность сохранения принятых решений по развитию сети при небольших отклонениях балансов мошности узлов от планируемых,
возможность выполнения релейной защиты, противоаварийпой и режимной автоматики.
Схема и параметры основных сетей ЭЭС должны удовлетворять следующим требованиям к суммарной пропускной способности и надежности в каждом рассматриваемом сечении этих селей
а)	передача расчетных длительных потоков мощности должна обеспечиваться при полной схеме сети и, как правило, при отключении одного из элементов сети (одной цени линии электропередачи или одного трансформатора) при нормативных уровнях напряжения и запасах устойчивости. В процессе роста нагрузки сети допускается неполное резервирование отдельных узлов, дефицит которых, образующийся после отключения любого одного нз элементов сети, в длительных режимах (с учетом использования резервных источников) не превышает 500 МВт при резервировании узлов, питающихся на напряжении 750 кВ, 300 MBi — на 500 кВ, 200 МВт — 330 кВ и 100 МВ г— на 220 кВ (при условии сохранения питания наиболее ответственных потребителей) При последующем росте нагрузки таких узлов сооружение линий или ПС, рассчитанных на полное резервирование питания узла в длительных режимах, является обязательным;
б)	передача расчетных максимальных потоков мощности должна обеспечиваться при полной схеме сети при нормативных уровнях напряжения и запаса устойчивости.
В случаях, когда потоки мощности в каком-то сечении основной сети за пределами расчетного года уменьшаются, требования к их пропускной способности и надежности могут быть временно снижены (на 1—3 года).
Целесообразность усиления основной сети при временном увеличении расчетного потока должна
238
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
| Разд. 4]
быть обоснована экономически путем сопоставления затрат на усиление сети с достигаемым при этом снижением математического ожидания ущерба от недоотпуска энергии за весь период
Между двумя узлами основной сети по одной трассе следует сооружать, как правило, не более двух линий электропередачи одного напряжения. При необходимости дополнительного усиления сети следует рассматривать целесообразность сооружения линий по другим направлениям или выполнение электропередачи на более высоком напряжении.
При выборе схемы присоединения электростанций и ПС к основной сети ЭЭС все большее значение приобретает «системный фактор», т.е. одновременное сохранение или обеспечение необходимой надежности и живучести основной сети в целом.
Схемы присоединения крупных электростанций должны обеспечивать возможность выдачи к узловым пунктам основной сети всей располагаемой мощности станции (за вычетом нагрузки собственных нужд и выдачи мощности в распределительную сеть) в любой период суток или года при работе всех отходящих линий. При отключении одной из отходящих линий, как правило, должна быть обеспечена выдача всей мощности станции в часы максимальной нагрузки системы В отдельных случаях в указанном режиме допускается ограничение выдачи мощности в основную сеть в размерах, не превышающих мощности наиболее крупного блока Схема присоединения к энергосистеме крупной АЭС должна обеспечивать на всех стадиях сооружения АЭС выдачу полной введенной мощности и сохранение устойчивости ее работы в ЭЭС без воздействия системной противоаварийпой автоматики при отключении любой отходящей линии или трансформатора связи.
При проектировании распределительных сетей ЭЭС следует обеспечивать:
комплексное электроснабжение всех потребителей в зоне действия электрических сетей независимо от их ведомственной принадлежности,
максимальное использование существующих сетей с учетом их возможной! реконструкции;
надежность электроснабжения электроприемников в соответствии с ПУЭ при обеспечении нормируемого качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ;
возможность сохранения принятых решений но развитию сети при небольших отклонениях нагрузок от планируемых;
экономичность развития и функционирования сети при обеспечении оптимальных токов КЗ и потерь энергии;
возможность выполнения релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики.
В районах с малым охватом территории сетями при близких значениях гехнико-экономических по
казателей вариантов развития сети следует от> вать предпочтение сооружению линии распределительных сетей по новым трассам Следует избегал строительства малоза! ружейных линии, используемых только во время отключения элементов сети.
Питание ПС распределительной сети в перспективе следует предусматривать, как правили по двум цепям; при этом отключение одной цепи не должно приводить к ограничению потребителей. В отдельных случаях допускает ся ограничение потребителей при обеспечении резервирований электроприемников первой категории. При отсутствии данных по нагрузке первой категории рекомендуется принимать ее значение в размере 10—15 % общей нагрузки ПС
При питании ПС электроприемпиками перво! категории применение двух одноконных лини! вместо одной двухцепной допускается при наличии обоснований
Временное использование ВЛ основной и распределительной сетей на номинальном напряжении более низкой ступени допускается, если длительность эксплуатации на низком напряжении не превышает 5 лет
Протяженность намечаемых линий при отсутствии точных данных принимается на 15—20% больше прямой липни. В районах городской и промышленной застройки, а также в случаях сложного прохождения трассы длину линии следует принимать с учетом конкретных условий.
При развитии основных и распределительных сетей должны учитываться требования охраны окружающей среды
РАЗМЕЩЕНИЕ И СХЕМЫ ПРИСОЕДИНЕНИЯ К СЕТИ ПОНИЖАЮЩИХ НС
Место размещения ПС выбирается вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог и железнодорожных станций для подвоза тяжеловесного оборудования и материалов, населенных пунктов, в которых возможно размещение жилых домов эксплуатационного персонала, существующих инженерных сетей (водопровода, канализации, связи и др ). ПС должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования землях (расположение на орошаемых, осушенных и пахотных землях допускается только в исключительных случаях при наличии технико-экономических обоснований), на незаселенной или занятой кустарниками и малоценными насаждениями территории; по возможности вве зон интенсивных природных (морское побережье, засоленная почва и др.) и промышленных загрязнений; на незатопляемых местах и участках, не под
8*3.2]
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
239
верженных размывам, оползням, обвалам, осыпям, камнепадам, лавинам и др.: на площадках, рельеф которых не требует трудоемких и больших планировочных работ, дорогостоящих оснований и фундаментов зданий и сооружений; на безопасном расстоянии от складов взрывча>ых и горючесмазочных материалов, нефтепроводов, газопроводов, радиостанций, телевышек, каменных карьеров, разрабатываемых с помощью взрывов, определяемом соответствующими нормами и правилами. Важным требованием прн размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ.
Главная схема электрических соединений ПС выбирается на основании схемы развития ЭЭС или схемы электроснабжения района и должна:
обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей ПС в соответствии с категориями электроприемников и надежность транзита мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах;
учитывать перспективу развития ПС;
допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;
учитывать требования противоаварийной автоматики;
обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений;
обеспечивать наглядность, простоту, экономичность и автоматичность восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации (осуществляется средствами автоматики без вмешательства персонала).
ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Выбор номинальных напряжений линий электропередачи и ПС производится в проекте по схеме развития электрической сети в целом и при проектировании конкретных объектов; как правило, номинальные напряжения указываются в числе исходных данных в задании на проектирование. Области применения отдельных номинальных напряжений электрических сетей, установленных действующим стандартом, регламентированы по технико-экономическим соображениям
Технико-экономическое сравнение по выбору напряжения участка сети должно производиться путем сопоставления вариантов в пределах шкалы, принятой в данной ОЭС.
Выбор наивыгоднейшего напряжения может быть предварительно произведен по формуле
и =---------и>00------
эк 7500//. + 2500//’
где L — длина линии, км, Р — передаваемая мощность, МВт.
Формула дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне напряжений 35—1150 кВ Полученные области применения стандартных номинальных напряжений в зависимости oi мощности и дальности электропередачи приведены на рис. 43.6 и в табл 43.3.
Рис. 43.6. Области применения электрических сетей разных номинальных напряжении. Указаны границы равпоэкономнчиости:
/ — 1150 и 500 кВ; 2 — 500 и 220 кВ, 3 — 220 и ПО кВ; 4— ПО и 35 кВ, 5 — 750 и 330 кВ, 6 — 330 и 150 кВ; 7 — 150 и 35 кВ
Таблица 43.3. Пропускная способность электропередачи ПО—1150 кВ
Напряжение линии, кВ	Натуральная мощность, МВт, при волновом сопротивлении. Ом			Передаваемая МОЩНОСТЬ на одну цепь, МВг	Длина передачи, км
	400	300—314	250—275		
по	30	—	—	25—50	50—150
220	120	160	—	100—200	150—250
330	270	350	—	300—400	200—300
500	600	—	900	700—900	800—1200
750	—	—	2100	1800—2200	1200—2000
1150	—	—	5200	4000—6000	2500—3000
240
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
| Разд. 43
ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДНИКОВ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
Критерием для выбора сечения проводников воздушных и кабельных линий является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников производится не сопоставительным технико-экономическим расчетом в каждом конкретном случае, а по нормируемым обобщенным показателям
В качестве такого показателя при проектировании как кабельных линий, зак и воздушных линий (ВЛ) 35—500 кВ в течение многих лет использовалась экономическая плотность тока
Более правильно нормировать не экономическую плотность тока, а экономические токовые интервалы каждой марки провода для ВЛ разных напряжений При этом в зависимости от принципов, закладываемых при унификации опор, зона одних марок проводов расширяется, других — сокращается Экономические токовые интервалы разрабатываются одновременно с конструкторскими работами по оптимальной унификации линий в увязке с конкретными задачами электросетевого строительства и суммарным расходом проводникового материала.
Сечение проводников, выбранное по нормированным значениям экономических токовых интервалов, далее проверяется на соответствие другим условиям (короне на линии, уровню радиопомех, допустимой длительной токовой нагрузке по нагреву, потерям и отклонениям напряжения, термической с гойкости при токах КЗ)
Выбор сечения проводников по экономическим токовым интервалам Суммарное сечение проводников ВЛ принимается по табл. 43.4, 43.5 в зависимости от расчетного тока /р, напряжения, материала и ценности опор, района по гололедно-сги и региона страны
Расчетными для выбора экономического сечения проводов являются
для линий основной сети — расчетные длительные потоки мощности,
для линий распределительной сети — совмещенный максимум нагрузки подстанций, присоединенных к данной линии, при прохождении максимума энергосистемы.
При определении расчетного тока не следует учитывать увеличения тока при авариях или ремонтах в каких-либо элементах сети
Значение /р определяется по выражению
/р = /5а,аг,
где /5 — ток линии на пятом году ее эксплуатации; а, — коэффициент, учитывающий изменение тока
по годам эксплуатации. Введение коэффициентаа( учитывает фактор разновременности затрат в технико-экономических расчетах Расчетное выражение для а, имеет вид:
где Ен п — нормативный коэффициент приведения разновременных затрат, равный 0,08; it = /,//5— отношение тока ВЛ /-го года к току пятого года эксплуатации; Т— последний год расчетного периода Для ВЛ 500—750 кВ продолжительность расчетного периода рекомендуется принимать нс менее 10 лет.
Формула для определения используется при наличии информации об изменении нагрузки погодам эксплуатации. При известной нагрузке ВЛ 330—750 кВ только по этапам (первый, пятый, десятый годы эксплуатации) а, определяется по выражению
а, = >/о, 15 + 0,13(<, + 0,3)2 + 0,55(<1о + 0,07)2, где и <| Q — расчет ные токи ВЛ соответственно первого и десятого года эксплуатации, отнесенные к току пятого года
На рис. 43.7 приведены значения а, в зависимости от /| и Г|0, определенные по этому выражению
В практических расчетах а, изменяется в пределах от 0,6 до 1,65. При пользовании формулой или кривыми рис. 43.7 rm принимается не более 2, адля
Рис. 43.7. Кривые поправок к расчетному току для выбора экономических сечений проводников с учетом изменении нагрузки во времени
§43.2]
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
241
Таблица 43.4. Экономические токовые интервалы для выбора сечений проводников ВЛ европейской части страны и Дальнего Востока
ВЛ ПО кВ
Материал опор	Район по гололеду (ПУЭ)	2 Нагрузка на одну цепь, А (одноцепная/двухцеппая), при сечении проводов, мм					
		70	95	120	150	185	240
		До 30	—	31 — 100	101—135	136—150	151—285
		До 50	51—65	66—125	126—180	—	181—255
	II III		—	До 85	86—130	131—135	136—285
Железобетон			До 55	56—105 До 65	106—135 66—70	71—155	136—255 156—285
				До 100	101—115	116—120	121—255
	IV			—	До 125	126—150	151—285
				До 100	101—ПО	III —120	121—255
		—	До 90		91 — 150		151—285
		До 35	36—85		86—155		156—255
	11 III		До 60		61 — 130		131—285
Сталь			До 60	—	61 — 145 До 95	96—105	146—255 106—285
			До 20	21—35	36—120	—	121—255
	IV		До 20	—	21—55	56—135	136—285
			До 35	36—45	—	46—145	146—255
ВЛ 220 и 330 кВ
Материал опор	Район по	Нагрузка на одну цепь, А (одноценная/двухцеппая), при сечении проводов, мм2						
	гололеду (ПУЭ)	ВЛ 220 кВ				ВЛ 330 кВ		
		240	300	400	500	2x300	2x400	2х50и
		До 165	166—240	241—310	311—700*	До 425	426—550	551—870
		До 205	206—220	221—285	286—480			
	11 III	До 165	166—240	241—310	311—700*	До 425 До 390	426—550 391—555	551—870 556—870
Железобетон		До 205 До 175	206—220 176—225	221—285 226—305	286—480 306—700*			
		—	До 215	216—285	286—480			
	IV	До 190	191—280	281—360	361—700*	До 270	271—600	601—870
		До 125	126—260	261—280	281—480			
		До 135	136—240	241—340	341—700*	До 575		576—870
		До 135	136—275	276—305	306—480			
	II III	До 135	136—225	226—340	341—700*	До 515 206—465	516—545 466—510	546—870 511—870
Сталь		До 140 До 145 До 135	141—260 146—190 136—230	261—305 191—295 321—315	306—480 296—700* 316—480			
	IV	До 135	136—190	191—265	266—700*	До 380	381—540	541—870
		До 140	141 — 195	196—325	326—480			
* Верхняя граница токового интервала двухцепной ВЛ соответствует допустимому току при условии отключения одной цепи.
Примечание. Продолжительность использования максимальной нагрузки 7’м принималась, для ВЛ ПО— ВО кВ Тк = 5000 ч, 500—750 кВ Тк = 6000 ч
242
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 4]
Табл иц а 43.5 Экономические токовые интервалы для выбора сечений проводников ВЛ Сибирт
ВЛ НО кВ
Материал опор	Район по гололеду (ПУЭ)	Нагрузка на одну цепь, А (одноцепная/двухцеииая), при сечении проводов, мм2					
		70	95	120	150	185	240
		До 40	—	41—135	136—170	171—210	21 1—385*
		До 70	71—85	86—175	176—180	—	181—305
	11		—	До 155	116—175	176—185	186—385*
			До 70	71—145	146—180	—	181-305
Железобетон	III			До 95	—	96—210	211—385*
							
				До 140	141 — 155	156—160	161—305
	IV			—	До 175	176—205	206—385*
				До 140	141—150	151—165	166—305
							
			До 120		121—180	181—230	231—385*
			56—115		116—215	—	216—305
	II		До 75		76—180		181—385*
			До 85		86—200		201—305
Сталь							
	III		—	—	До 130	131 — 140	141—385*
			До 35	36—40	41—165	—	166—305
	IV		До 35	—	36—80	81 — 185	186—385*
			До 50	51—60	—	61—200	201—305
ВЛ 220 и 500 кВ
Материал опор	Район по гололеду (ПУЭ)	Нагрузка на одну цепь, А (олнонепная/двухцепиая), при сечении проводов, мм2							
		240	300	400	500	3x300	3x400		3x500
		До 240	241—370	371—450	451—800*	До 930	931—	1615	1616—2090
		До 270							
			271—330	331—415	416—480				
	11	До 240	241—370	371—450	451—800*	До 930	931—	1615	1616—2090
		До 270	271—330	331—415	416—480				
									
Железобетон	III		266—340	341—445	446—800*	До 930	931—	1615	16 1 6—2090
		До 265							
		До 190	191—330	331—415	416—480				
									
	IV	До 280	281—430*	431—510	511—800*	До 945	946—	1615	1646—2090
		До 190	191—345	346—400	401—480				
									
		До 210	211—370*	371—485*	486—800*	До 1180	1181-	-1565	1566—2090
		До 205							
			206—345	346—415	416—480				
	11	До 210	211—350*	351—485*	486—800*	До 1180	1181-	-1565	1566—2090
		До 205	206—345	346—415	416—480				
									
Сталь	III		211—300	301—435	436—800*	До 1180	1181-	-1600	1601—2090
		До 210							
		До 205	206—330	331—400	401—480				
									
	IV	До 210	211—300	301—380*	381—800*	До 1180	1181—	-1540	1541—2090
		До 205	206—320	321—415	416—480				
									
* Верхняя граница токового интервала двухцепиой ВЛ соответствует допустимому току при условии отключения одной цепи
Примечание Продолжительность использования максимальной нагрузки Тм принималась- для ВЛ 110-330 кВ 7М = 5000 ч, 500—750 кВ Ти = 6000 ч.
§43.2]ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
243
ВЛ 330, 5 00—75 0 кВ длиной более 200 и 500 км соответственно — не более 1
Для ВЛ 110—220 кВ принимается а, = 1,05, что соответствует математическому ожиданию указанного значения в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки; at— коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии 7',, и ее значение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом А'м). Значение Кы принимается равным отношению нагрузки линии в час максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линии. Усредненные значения коэффициента сс7 принимаются поданным табл. 43.6.
Для линий с максимумом нагрузки летом или в часы снижения нагрузки ЭЭС (при Кы < 0,5) значение /5 соответствует максимальному току ВЛ, а коэффициент aY принимается по следующим данным:
При
Т < 3000 ч d nidX
При
Га max > 3000 4
Европейская часть		
России	0.3	0,4
Сибирь	0,5	0,7
Дальний Восток	0,2	0,3
При пользовании нормированными значениями экономических токовых интервалов необходимо также руководствоваться следующим Приведенные значения относятся только к проектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузки существующих На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных линий или заменой проводников проводниками больших сечений допускается плотность тока до 2 А/мм2.
При расчетном токе одной цепи, превышающем верхнюю границу использования максимального сечения проводников ВЛ, следует рассматривать варианты усиления сети
Для линии с промежуточными отборами мощности выбор сечения производится по расчетной
нагрузке соответствующею участка При этом для смежных участков допускается принимать одинаковое сечение (по более протяженному участку), если их нагрузки находятся в соседних экономических интервалах
Сечение проводов ВЛ на ответвлениях длиной до 2 км, сооружаемых одновременно с основной линией, принимается таким же, как па основной
При выполнении заходов действующих ВЛ на ПС (электростанции) сечение проводника выбирается по экономическим токовым интервалам. Как правило, выбранное сечение должно быть пе меньше, чем на основной липни
Для ВЛ напряжением 110 и 220 кВ основной сети, сооружаемых на территории крупнейших городов, как правило, рекомендуется применять сече-2 ния проводников 240 и 400 мм соответственно.
Для сети напряжением до 1000 В, рассчитываемых по потере напряжения, сборных шип электроустановок всех напряжений, сетей временных сооружений со сроком службы 3—5 лет, а также спецпере-ходов выбор сечения ио экономическим токовым интервалам не производится
Проверка по условиям короны проводится для ВЛ напряжением 35 кВ и выше, прокладываемых по трассам с отметками выше 1000 м над уровнем моря При более низких отметках проверка по условиям короны и уровню радиопомех не производится, если количество проводников в фате и их диаметр равны или больше значений, приведенных в табл. 43.7
Данные для ВЛ 330 кВ соответствуют расстояниям между проводниками в фазе 400—600 мм. Увеличение числа проводников в фазе и расстояния между ними в фазе сверх указанных значений допускается только при наличии гехнико-экономиче-ских обоснований.
Условия проверки по допустимой токовой нагрузки по нагреву:
^р.н — ^дотг
Таблица 43.6. Усредненные значения коэффициента аг для ВЛ ПО—750 кВ
Напряжение линии, кВ		7	ч ‘ а max’					
		2000	3000	4000	5000	6000	более 6000
	1,0	0,7	0,8	0,9	1,0	1,1	1,3
110—330	0,8	0,8	0,9	1,0	1,2	1,4	1,6
	0,6	1,0	1,1	1,3	1,5	1,8	2,2
	1,0	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0	1,1
500—750	0,8	0,7	0,8	0,9	1,0	1,2	1,4
	0,6	0,8	0,9	1,1	1,4	1,6	1,9
Таблица 43.7 Минимальные течения и диаметры проводников по условиям короны
Номинальное напряжение, кВ	Количест во проводников в фазе, шт	Диамегр проводника, мм	Сечение стале-аллю мин нового проводника, мм2
по	1	11,4	70/11
150	1	15,2	120/19
220	1	21,6	240/39
330	2	21,6	240/39
	3	17,1	150/24
500	3	24,0	300/39. 300/66
750	4	29,1	400/93
	5	22,4	240/56
244
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд, 4J
где /р н — расчетный ток для проверки проводников и кабелей по нагреву, являющийся средней токовой нагрузкой за 0,5 ч (расчетными режимами могут быть нормальные или аварийные режимы, а также периоды ремонтов других элементов сети, возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин и т п ), /доп — допустимый длительный ток нагрузки с учетом поправочных коэффициентов иа условия прокладки и температуру окружающей среды.
Проверка по допустимым потерям и отклонениям напряжения. Такой проверке не подлежат липни электропередачи напряжением 35 кВ и выше, так как повышение уровня напряжения увеличением сечения проводников таких линий по сравнению с применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически не оправдывается Проектируемая сеть 6—10—20 кВ подлежи! проверке на максимальную потерю напряжения от центра питания до удаленной ПС Допустимые потери напряжения в сети устанавливаются с учетом расчета сети НН на допустимые отклонения напряжения Увеличение сечения проводников па питающих линиях 6—10—20 кВ по условиям потери напряжения допускается при наличии технико-экономического обоснования по сравнению с применением на отдельных удаленных ПС трансформаторов с РПН Сеть 6—10 кВ, идущая к приемникам электроэнергии этого напряжения, проверяется на допустимые отклонения напряжения.
Сети напряжением до 1000 В подлежат проверке на допустимые отклонения напряжения у потребителей Отклонения напряжения для этих сетей являются определяющими при выборе сечения проводников. В расчетах городских сетей до 1000 В допускается исходить из заданной допустимой потери напряжения от шин НН трансформаторной подстанции (ТП) до наиболее удаленного электро-приемника, считая ее равной 5—6 %. При этом доля потери напряжения, приходящаяся на внутридомовые магистрали и групповую сеть квартир, может приниматься в пределах 1—2,5 % в зависимости от лажпости жилых домов.
Выбор сечения кабельных линий выполняется по нормативной плотности тока в зависимости от конструкции кабеля, числа часов использования максимальной нагрузки и региона страны (габл 43.8). Выбранное сечение должно быть проверено по допустимой длительной нагрузке в соот-ВС1СТВНИ с принятыми условиями прокладки кабельной линии, а также по допустимым потерям и отклонениям напряжения.
Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву и по допустимым потерям и отклонениям напряжения для кабельных линий производится аналогично воздушным линиям
Проверке по термической стойкости при токах КЗ подлежат кабельные линии, сборные шины, шинопроводы. Проверке не подлежат провода воз
душных линий, а также кабельных линий, защищаемых плавкими предохранителями. Температура нагрева проверяемых проводников, током КЗ должна быть не выше следующих предельно допус
тимых значений, °C
Алюминиевая часть сталеалюминиевых проволов и алюминиевые шины.	200
Кабели до 10 кВ включительно с бумажной пропитанной изоляцией	200
То же с поливинилхлоридной или резиновой изоляцией .	ISO
То же с полиэтиленовой изоляцией	120
Кабели 20—220 кВ	125
Предельные значения установившегося тока КЗ /оо, соответствующего термической стойкости кабелей 10 кВ, приведены на рис. 43 8
Таблица 43 8. Экономическая плотность тока для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией, А/мм2
Район страны	Продол житель пост ь испол ьзования максимальной нагрузки, ч		
	1000—3000	3000—5000	более 5000
Европейская часть Дальний Восток, Сибирь	1,6 1,8	1,4 1,6	1,2 1,5
Рис. 43.8. Термическая стойкость кабелей 6—10 кВ сечением 95—240 мм (<фнкт определяется временем действия релейной зашиты н срабатывания приводов выключателей)
§43.2]
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
245
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЕТЯХ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Потребителями реактивной мощности в ЭЭС являются электроприемники промышленных предприятий, электрифицированный железнодорожный и городской транспорт, электроприемники сельскохозяйственных производств, а также маломощная нагрузка населенных мест Широкое применение различных бытовых приборов и люминесцентных светильников привело к увеличению реактивной мощности нагрузки коммунально-бытовых потребителей.
Реактивная мощность нагрузки определяется на основании данных о значениях активной мощности нагрузки и cos <р. Естественные cos <р промышленных предприятий определяются по данным специализированных проектных институтов. При отсутствии таких данных можно воспользоваться ориентировочными значениями по отраслям промышленности, приведенными ниже'
Предприятия	cos гр
Тяжелого машиностроения	0,73
Станкостроения	0,68
Инстру ментальн ые	0,69
Шарикоподшипниковые	0,83
По производству подъемно-транспортных	
машин	0,75
Автотракторные	0,79
По производству сельскохозяйственных	
машии	0,79
Приборосгроения	0,79
Авторемонтные	0,65
Вагоноремонтные	0,69
По производству электротехнического	
оборудования	0,82
Металлообрабатывающие	0,87
Органической химии	0,75—0,8
По производству резинотехнических	
изделий	. 0,65—0,7
Анилн некрасочные	0,7
По производству искусственных волокон	
(капроновое, хордное. штапельное	
производство)	0,7—0,75
Нефтеперерабатывающий завод	0,9
Горнорудные	0,65—0,7
Металлургические	
без термической сварки	0,7
с термической сваркой	0,85
При разработке схем развития электрических сетей на перспективу реактивные нагрузки на шинах 6—10 кВ ПС ПО кВ и выше должны приниматься с учетом:
обеспечения допустимых уровней напряжения в расчетных режимах работы сети;
требований «Инструкции по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях» (СПО Союзтехэнерго, М , 1981).
Первое из указанных условий определяется техническими ограничениями (уровни напряжения, пропускная способность сети в нормальных и послеаварийных режимах) и учитывается при проведении электрических расчетов сети В расчетах рекомендуется принимать коэффициент реактивной мощности tg <р на шинах ПС 6—10 кВ на основании отчетных данных, но не выше 0,4, т е. такого значения, которое реально обеспечивается уже в настоящее время При выполнении расчетов стационарных режимов рекомендуется руководствоваться следующим
в питающих пунктах сети наибольшие расчетные напряжения при отсутствии более точных данных следует принимать ниже максимальных рабочих по ГОСТ на 1 % для сетей 500 и 750 кВ и на 2,5 % для сетей напряжением 330 кВ и ниже;
на шинах понижающих ПС в режимах максимальной нагрузки рекомендуются такие уровни напряжения, при которых на вторичной стороне трансформаторов с учетом использования РПН напряжение будет не ниже 1,05 номинального, а в послеаварийных режимах — номинального;
в режиме максимальной нагрузки напряжение на шинах ВН ПС 35—220 кВ, как правило, не должно превышать номинальное напряжение сети более чем на 5 %, более высокое напряжение на стороне ВН трансформаторов допускается при условии, что на шипах 6—10 кВ не будет превышено номинальное,
в расчетах распределительных сетей напряжение на шинах CI I и НН опорных ПС при отсутствии исходных данных рекомендуется принимал, равным: для режима максимальных нагрузок 1,05 номинального, а для режима минимальных нагрузок номинальному напряжению сети
При этом необходимо учитьгвать использование имеющихся возможностей регулирования напряжения:
изменением реактивной мощности, вырабатываемой генераторами и синхронными компенсаторами, включая перевод их в режим потребления реактивной мощности;
включением (отключением) шунтовых реакторов и батарей конденсаторов
Второе условие предполагает установку в сети дополнительных компенсирующих устройств (КУ) сверх необходимых по балансу реактивной мощности и обосновывается экономическими соображениями, т.е если затраты на установку и эксплуатацию КУ перекрываются экономией за счет достигаемого при этом снижеггия потерь электроэнергии в сети Мощность КУ, когорьге целесообрагно установить по экономическим соображениям, как пра-
246
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 4]
tg<P 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1
0
25	50	75	100 /, км О
25	50	75	100 /, км О
Рис. 43.9. Обобщенные расчетные кривые для определения оптимального tg ф для европейской части РФ: т — время наибольших потерь; L — удаленность центра питания (ЦП) (220—330 кВ) or источника питания 500—750 кВ; /— удаленность подстанции ПО кВ от ЦП; — допустимая по нагреву передаваемая мощность, МВ  A; -S’,, — нагрузка головного участка ВЛ, МВ • А
вило, превышает мощность КУ, необходимую по техническим ограничениям.
При перспективном проектировании ЭЭС, характеризующемся относительно большой погрешностью и неопределенностью исходной информации, получили распространение более упрощенные методы определения значений реактивной мощности, передаваемой по сети на шины ПС. Используемые в этих случаях рекомендации полностью соответствуют основным положениям и принципам упомянутой выше Инструкции и вместе с тем обеспечивают условия для принятия в проектах развития энергосистем и электрических сетей решений, гарантирующих сохранение в ЭЭС баланса реактивной мощности при нормативных уровнях напряжения в расчетных режимах независимо от фактической реализации предложений по оптимальной степени компенсации реактивных нагрузок у потребителей
Определение экономически обоснованных коэффициентов реактивной мощности tg <р на шинах
ПС при перспективном проектировании ведется с использованием обобщенных показателей (рис. 43.9—43.11). Они дифференцированы дляеа-ропейской части, Сибири и вое точной части страта из-за разных значений замыкающих затрат на электроэнергию и удельных показателей стоимости KY
Порядок выполнения расчеюв сводится к следующему:
I Для рассматриваемой сети выполняются расчеты потокораспределепия мощностей в нормальном и послеаварийпых режимах в час максимумам-грузки. При этом исходное значение 1g <р на шина 6—10 кВ ПС 110 кВ принимается на основании анализа отчетных или проектных данных, но не выше 0,4 В расчетах учитываются также существующие, сооружаемые и реально запланированные КУ Поре-зультатам упомянутых расчетов выявляется минимально необходимая мощность КУ, устанавливаемых на ПС напряжением 110 кВ и выше, обеспечивающая нормативные уровни напряжения в сети»
543 21
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
247
Рис. 43.10. То же, что на рис. 43.9, для Вос очных районов
всех расчетных режимах Полученная мощность соответствует требованиям технических ограничений.
2. Оптимальное значение tg <р на шинах 6—10 кВ рассматриваемой ПС 110 кВ определяется по расчетным кривым, для чего следует предварительно определить
удаленность рассматриваемой ПС 110 кВ от ЦП 220—330 кВ (/);
удаленность ЦП от электростанции или ПС 500—750 кВ (£);
загрузку головного участка ВЛ НО кВ, к которой присоединена ПС.
3 При радиальной схеме сети определение показателей по удаленности и гагрузке не требует специальных пояснений
При определении оптимального tg <р для ПС ПО кВ в замкнутой сети рекомендуется принимать значения / и £ в соответствии с потокораспределеии-ем мощностей в нормальном режиме При этом, если в ЦП установлены синхронные компенсаторы или батареи конденсаторов, они условно приравниваются к ВЛ 220—330 кВ протяженностью £ = 0. Для ЦП, получающего мощность по нескольким ВЛ 220— 330 кВ, эквивалентную удаленность от источника питания £ рекомендуется определять как средне
арифметическое значение длин нпзагощпх ВЛ 220— 330 кВ (включая вствь КУ с I ~ 0), но каждой из которых к рассматриваемому ЦП прзззекаез не менее 30 % суммарной реактивной мощности нагрузки Ц11
Для ПС ПО кВ, находящейся в зочке потокораз-де л а реактивных мощностей, предварительно определяется tg <р' и tg <р" oiдельно для потоков мощности по каждой питающей ВЛ 110 кВ, а затем для суммарной нагрузки ПС находится его средневзвешенное значение
tg фсв = (Р 'tg ф' + ""tg Ф ") /Д
где Р' и Р" — потоки акцизной мощности, поступающие на ПС по соответствующим ВЛ 110 кВ, Р = Р' + Р" — суммарная активная нагрузка НС
При распределении суммарной мощности ттаме-ченных к установке КУ между сетями разных напряжений следуе г исходи з ь и з з ого, ч з о ita 11С ] >аспреде-лительной сети напряжением 35 кВ и выше, как правило, должны устанавливаться батареи конденсаторов, а на ПС основной сети при необходимости использования КУ для повышения устойчивости тлек-тропередачи или осуществления злубокозо регулирования напряжения — синхронные компенсаторы
248
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд, 4]
Рис. 43.11. То же, что на
рис. 43.9, для Сибири
Для сетей 35—150 кВ с короткими линиями, в которых могут быть допущены значительные потоки реактивной мощности без больших перепадов напряжений, могут оказаться целесообразными отказ от установки КУ и сосредоточение их на опорных ПС напряжением 220 кВ и выше.
43.3.	РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ СЕТЕЙ И ПАРАМЕТРЫ ВХОДЯЩИХ В НИХ
ЭЛЕМЕНТОВ
СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЛИНИЙ
В расчетах режимов электрических сетей каждая фаза ВЛ обычно представляется П-образной схемой замещения (рис. 43.12,о). Параметры этой схемы замещения при длине ВЛ до 300 км определяются выражениями
r = rol\ x=xol; g = gtj, b = bol, где г0, х0, g0, Ьо — сопротивления, Ом/км, и проводимости, См/км; I — длина линии, км; г0 находится в зависимости от температуры t проводника по со-
Рие. 43.12. Схемы замещения линий
противлению при г0 2о 20 °C, приведенному в соответствии с ГОСТ 938-80 в табл 43.9:
/-0	2011 + 0,004(/ 20 °C)]
Индуктивное сопротивление х0 и емкостна проводимость Ьо для ВЛ с расщепленными проводами'
Л	0,0157
х0 = 0,1445 Ig^ + —;
7,58	-6
*0 = — 10
1g
843.3]
РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ СЕТЕЙ И ПАРАМЕТРЫ ВХОДЯЩИХ В НИХ ЭЛЕМЕНТОВ
249
Таблица 43.9. Сопротивления в проводимости ВЛ с нерасщепленпыми проводами
Сечение про- 2 водника, м	/'q 2Qi Ом/км, при 20 °C	Поминальное напряжение (_/ном, кВ					
		35		по		220	
		х0, Ом/км	йр  10 6, См/км	х0, Ом/км	 10 6, См/км	Хр, Ом/км	Z>0  10 6, См/км
35/6,2	0,773	0,438	2,59	—	—	—	—
50/8	0,592	0,429	2,65	—	—	—	—
70/11	0,420	0.418	2,72	0,441	2,57	—	—
95/16	0,299	0,408	2,79	0,430	2,64	—	—
95/15	0,314	0,408	2,79	0,430	2,64	—	—
120/19	0,245	0,400	2.85	0,423	2,69	—	—
150/24	0,194	0,393	2.90	0.415	2,74	—	—
185/29	0,159	—	—	0,409	2,78	—	
205/27	0,140	—	—	0,406	2,80	—	—
240/32	0,118	—	—	0,401	2,84	0,430	2,64
300/39	0,096	—	—	—	—	0,424	2,68
400/51	0,073	—	—	—	—	0,415	2,74
450/56	0,067	—	—	—	—	0,412	2,76
где£>Ср — среднегеометрическое расстояние между фазами; Яэ —эквивалентный радиус расщепленного провода.
Зависимость Оср(Ц,ом) приведена ниже:
Номинальное налряже-
"«Цюм-КВ 	35 ПО 150 220 330 500
°ср’м-	3,5	5 6.5	8	11	14
Эквивалентный радиус расщепленного провода

где п — число проводов расщепленной фазы; R — радиус проводника; р — радиус расщепления,
______а
Р 2sin(n/n) ’
а — расстояние между п проводами в фазе.
Для некоторых значений п значения эквивалентного радиуса приведены ниже:
8
Таблица 43.10. Сопротивления и проводимое)и ВЛ с расщепленными проводами (па фату)
Сечение провода, 2 мм	Число проводников в фаге	г0 20-Ом/км, при 20 °C	Ц.ом = 330 “В	
			Ом/км	Ь- 10“6, См/км
240/32	2	0,059	0,329	3,41
300/39	2	0,048	0,326	3.44
330/43	3	0,029	—	—
	2	0,036	0,321	3,49
400/51	3	0,024	—	—
	4	0,018	—	
Зарядная мощность зависит от напряжения, емкостной проводимости и длины линии
(Эг= U2b = U \/.
Средние значения ее на 1 км (удельные с;с) при
U= 1,05(7НОМ для ВЛ 35—330 кВ приведены ниже:
йэ.... //(нерасще- Дра ЛКа
^Ка -52
пленный
провод)
^НОМ'
10 2, Мвар
35 ПО 220 330
0,37 3,6	14	41
Активная проводимость g0 определяется максимальными либо среднегодовыми потерями на корону А/’кор, кВт/км, и номинальным напряжением линии 1/ном, кВ-
А^кор/^ном
Значения х0, Ьо, а также г0 ,0 для некоторых сечений проводников приведены в табл. 43.9 и 43.10.
Зарядной мощностью ВЛ напряжением 35 кВ и ниже в расчетах обычно пренебрегают.
При длине ВЛ свыше 300 км сопротивления и проводимости П-образной схемы замещения получают путем умножения их па поправочные коэффициенты Кг Кх, К(- соответственно для активною и индуктивного сопротивлений и емкостной проводимости. Если длина ВЛ не превышает 1000 км,
250
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд 43
Таблица 43.11. Сопротивление и зарядная мощность кабелей с бумажной изоляцией и вя1кой пропиткой
Сечение ЖИЛЫ, мм"	Го, Ом/км		Номинальное напряжение t/|I0M, кВ							
			6		10		20		35	
	Медь	Алюминий	Ом/км	9< 'о, квар/км	*0> Ом/км	9со> квар/км	Ом/км	Ч( ’О’ квар/км	хъ Ом/км	4с0’ j квар/км
10	1,84	3,1	0,110	2,3	—	—	—	—	—	—
16	1,15	1,94	0,102	2,6	0,113	5,9	—	.—	—	—
25	0,74	1,24	0,091	4,1	0,099	8,6	0,135	24,8	—	—
35	0,52	0,89	0,087	4,6	0,095	10,7	0,129	27,6	—	—
50	0,37	0,62	0,083	5.2	0,09	11,7	0,119	31,8	—	—
70	0,26	0,443	0,080	6,6	0,086	13,5	0.116	35,9	0,137	86
95	0,194	0,326	0,078	8,7	0,083	15,6	0.110	40.0	0.126	95
120	0.153	0,258	0,076	9,5	0,081	16.9	0,107	42,8	0,120	99
150	0,122	0,206	0,074	10,4	0,079	18,3	0,104	47,0	0,116	112
185	0,099	0,167	0,073	11,7	0,077	20,0	0,101	51,0	0.113	115
240	0,077	0,129	0,071	13,0	0,075	21,5	—	—	—	—
то эти поправочные коэффициент! могут быть вычислены по упрощенным формулам.
В ряде случаев ВЛ напряжением 500 кВ и выше представляю 1ся в расчетах не П-обратной схемой замещения, а пассивным симметричным четырехполюсником с коне 1 ап вами А, В, С, D [рис. 43.12,6]. Константы четырехполюсника связаны с параметрами 11-образпон схемы замещения выражениями:
/1 = 0=1 г Z372
В = Z,
С= У(1 + ZT/4),
где Z = r+jx, У =g + jb.
В большинстве расчетов сетей ПО—330 кВ могут быть использованы П-образные схемы замещения в виде, указанном па рис 43.12, в. Кабельные липни также представляются П-образиой схемой замещения. Они имеют большие значения емкостной проводимости, нежели воздушные. В табл 43.11 указаны сопротивления т0 и хр, а также зарядная мощность 0 для кабелей с бумажной изоляцией п с вязкой пропиткой. В табл. 43.12 представлены аналогичные данные для маслонаполненных кабелей с медными жилами. Параметры схемы замещения кабельных линий длиной до 50 км определяются умножением данных табл. 43.11 и 43.12 па длину. При больших длинах необходимо вводить поправочные коэффициенты Кг, Кх, Кс. Активная проводимость ^учитывается для кабельных липин 110 кВ п выше по значению реактивной проводимости b п tg S
g=6tg6.
Таблица 43.12 Сопротивление н зарядная мощность маслонаполненных кабелей с медным!
жиламн
Сечение жилы, 2 ММ	Ом/км	Номинальное напряжение 6/ кВ			
		НО		220	
		Ом/км	Чсъ Мвар/км	*()> Ом/км	9СО’ Мвар/км
150	0,122	0,200	1,18	0,160	3,60
185	0,099	0,195	1,21	0.155	3,65
240	0,077	0,190	1,25	0,152	3,78
270	0,068	0,185	1,27	0.147	3,85
300	0,061	0.180	1,30	0,145	3,93
350	0,051	0,175	1,33	0,140	4,07
400	0,046	0,170	1,36	0,135	4 20
425	0,042	0,165	1,37	0.132	4,26
500	0,037	0,160	1,42	0.128	4,45
550	0,032	0,155	1,45	0,124	4,60
625	0.029	0,150	1.50	0,120	4,77
700	0.026	0.145	1.55	0,116	4,92
800	0.022	0.140	1,60	0,112	5,03
Значение tg S берется по данным заводов-изготои-телей и находится в пределах 0,003—0,006.
СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
Схемы замещения двух- и трсхобмоточнш трансформаторов представлены па рис 4313 и 43 14. Для двухобмоточпых трансформаторов га-
§43.3]
РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ СЕТЕЙ И ПАРАМЕТРЫ ВХОДЯЩИХ В НИХ ЭЛЕМЕНТОВ
251
Рис. 43.13. Схема замещения двухобмоточного трансформатора
ВН и СН одинаковы и равны номинальной. В этом случае активное сопротивление каждой из обмоток
ВН-СН 2
ДРк	'Л,ом |0-3
2S2
НОМ
Активное сопротивление обмотки НН определяется по соотношению мощностей
НН г
ВН гт
ном
/«НН >
Рис. 43.14. Схема замещения трехобмоточного трансформатора
где SHp| — мощность обмотки НН.
До определения индуктивного сопротивления схемы замещения трехобмоточного трансформатора по каталожным данным находят напряжения КЗ каждого луча схемы:
вн-сн ВН-СН ,,С11- нн
,,ВН U К% + U к% ~ L к%
'ук% -	2
раметры схемы замещения гт, Ом; хт, Ом; gT, См;
ip См; Л(?х, квар:
^Хом'10'3 г = -----------
т	s2
ном
2
_ икУ«
’Т“ 100 «ном '
А2х
НОМ
СН _ ВН—СН	ВН
и к% - и к% “ и к% ;
НН _ ВН- НН	ВН
U к% - и к% - U к% '
После того как найдены эти значения, индуктивные сопротивления лучей схемы замещения рис. 43.14 определяются по формулам, приведенным для двухобмоточного трансформатора. Активная и индуктивная проводимости трехобмоточпого трансформатора определяются так же, как для двухо бмото ч но го
При определении Д(?х однофазных грапсфор-маторов, соединенных в трехфазную группу, в качестве 5„ом берется мощность трехфазной группы, т.е. утроенная мощность однофазного трансформатора. Точно так же ДАХ, соответствующие каталожным данным однофазного трансформатора, в схеме замещения рис. 43.13 утраиваются. Схема замещения АТ принимается такой же, как для трехобмоточного трансформатора [43.15]. Поэтому параметры схемы замещения АТ определяются по тем же формулам. Отличие состоит в необходимости в некоторых случаях предварительного приведения к номинальной мощности каталожных значений напряжений КЗ и потерь КЗ, отнесенных к мощности обмотки НН АТ. Это приведение производится по выражениям'
ВН—НН	,,,ВН—НН,
ик	= и К	/<х;
где ДА. и ДА, в кВт; ДО в квар; в кВ; S„„„ вМВ-А.
Для трехобмоточных трансформаторов каталожные данные обычно содержат одно значение . „ВН—СН
потерь КЗ Дгк , причем мощности обмоток
СН—НИ	, „СН—НН,
иК	= и К	/а -
д ВН—НН д ,ВН НН , 2
А^м	=д^м	/а ;
д „СН—НН д „,СН-НН . 2
А^м	=ЬРм	/а >
где коэффициент а = .5’цН /£ном характеризует отно-
шение мощности обмотки НН к номинальной могц-
252
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 4]
Таблица 43.13. Трехфазиые двухобмоточные трансформаторы 35 кВ
Тип	^ном» МВ-А	Цюм- кВ		Ом	хт, Ом	д<?х, квар
		ВН	НН			
тм,	1	35	3,15; 6,3;	14,2	79,6	15
ТМН			10,5; 11			
'ГМ,	1,6	35	3,15; 6,3;	7,89	49,8	22,4
TM1I			10,5; 11			
тм.	2,5	35	3,15; 6,3;	4,6	31,8	27,5
тмн			10,5; 11			
тм.	4	35	3,15; 6,3;	2,56	23,0	40
тмн			10,5; 11			
тм.	6,3	35	3,15; 6,3;	1,43	14,6	37,8
тмн			10,5; 11			
тд	10	38,5	6,3; 10,5	0,96	11,1	80
тд	16	38,5	6,3; 10,5	0,52	7,41	96
тд	40	38,5	6,3; 10,5	0,15	3,15	160
тдц	80	38,5	6,3; 10,5	0,06	1,76	240
ности АТ; штрихом обозначены величины, отнесенные к мощности обмотки НН, без штриха — величины. отнесенные к номинальной мощности; , ,ВН—СН . „ПНСИ
U 11 А/ м приведению не подлежат, так как в опытах КЗ они даны но отношению к номинальной мощности.
В табл. 43.13 —43.22 приведены параметры схемы замещения трансформаторов н АТ 35—330 кВ Сопротивления /т и хт в этих таблицах приведены к номинальному напряжению обмотки ВН.
Потери активной и реактивной мощностей Д/’т и Д(?т в и параллельно работающих трансформаторах:
д/,к S2
т П -2	*
° ном
д„ 1 f4% s2
д^ = й^^ + "дс?-° ном
где S' — нагрузка ПС, на которой установлены трансформаторы; SHOM — номинальная мощность каждого из них; Д(7Х принимается по данным табл. 43.13 — 43.22.
Потери энергии в п параллельно включенных трансформаторах
Ят= ЛДРх-8760 + 1дРк(5н6/5|1ом)2
где 5нб — наибольшая нагрузка ПС; т — время
потерь.
Таблица 43.14. Трехфазные трех обмоточные трансформаторы 35 кВ
Тип	V НОМ’ МВ-А	гт, Ом			хт, Ом			Aft. квар
		ВН	СН	НИ	ВН	СП	НН	
ТМТН	6,3	0,85	0,85	0,85	0	15,5	15,5	75,6
ГДТН	10	0,51	0,51	0,51	П.8	0	10.5	100
ТМТН	16	0,30	0,30	0,30	7,38	0	6,54	152
Таблица 43 15 Трехфазные двухобмоточные трансформаторы НО кВ
Тип	V ‘-'ном-' МВ-А	(7.юМ- кВ		Ом	*Т’ Ом	Aft. шр
		ВН	НН			
ТМН	2,5	ПО	6,6; 11	42,6	508	37,5
ТМН	6,3	115	6,6; 11	16	220	50,4
тдн	10	115	6,6; 11	7,9	139	70
тдн	16	115	6,6; 11	4,4	86,8	112
ТДН, ТРДН	25	115	6,3—6,6; 10,5; 6,3— 10,5; 38,5	2,54	55,5	175
тдн, ТРДН	32	115	6,3—6,6; 10,5; 6,3— 10,5; 38,5	1,32	34,7	260
ТД	40	121	3,15; 6,3; 10,5	1,46	38,4	260
тдцн, ТРДЦН	63	115	6,3—6,6; 10,5; 6,3— 10,5; 38,5	0,82	22	378
тдцн, ТРДЦН	80	115	10,5; 6,3— Ю,5; 38,5	0,64	17,4	480
тдц	80	121	3,15; 6,3, 10,5; 13,8	0,71	19,2	480
ТРДЦН	125	115	10,5	0,34	Н,1	687
ТДЦ	125	121	10,5; 13,8	0,37	12,3	687
тдц	200	121	13,8; 15,75; 18	0,2	7,7	1000
ТДЦ	250	121	15,75	0.15	6,1	1250
тдц	400	121	20	0,08	3,84	1800
Таблипа 43.16 1рехфазные трехобмоточные трансформаторы ПО кВ
Тип	V ‘-’ном* МВ-А	гт, Ом			хт. Ом			Aft. квар
		ВН	СН	НН	ВН	СН	НН	
ТМТН	6,3	9,7	9,7	9,7	226	0	131	75,6
тдтн	10	5	5	5	142	0	82,6	ПО
тдтн	16	2,5	2,5	2,5	88,8	0	51,7	160
тдтн	25	1,5	1,5	1,5	56,9	0	35,7	225
тдтн	40	0.9	0.9	0,9	35,5	0	22,3	320
тдтн	63	0,5	0,5	0,5	22	0	14,7	441
тдтн	80	0,4	0,4	0,4	18,6	0	12	480
азд. 43
§43.3]РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ СЕТЕЙ И ПАРАМЕТРЫ ВХОДЯЩИХ В НИХ ЭЛЕМЕНТОВ 253
ные	Таблица 43.17. Трехфазиые двухобмоточиые	Таблица 43.20. Трехфазные трехобмоточные трансформаторы 150 кВ	трансформаторы и авю!рапсформагоры 220 кВ																				
ДСх. квар	Тип	v НОМ’ МВ-А	Цюм- кВ				Ом			Ом		Д<?Х’ Тип квар	V НОМ’ МВ-А	гт, Ом			х,. Ом				ДСХ, квар
			ВН		НН									ВН	СН	1111	ВН		СН	НН	
75,6 100 152 ные Aft-квар 37,5 50,4 70 112 175 260 260 378 480 480 687 687 1000 1250 1800 ые ^х, свар '5,6 ПО 160 >25 120 141 180	тмн тдн ТРДН ТРДН тдц тдц тдц	4 16 32 63 125 250 400	158 158 158 158 165 165 165		6,6; 11 6,6; 11 6,3—6,6; 10,5—10,5; 10,5—6.3 6,3—6,Ь; 10,5—10,5; 10,5—6,3 13,8; 10,5 10,5; 13,8; 15,75 20		54,6 8,60 3,53 1,48 0,66 0,28 0,16			655 172 81,9 41,6 24 12 7,5		48	ТДТН 128	АТДТН 224	ТДТН ТДЦТН 409	АТДТН АТДТН АТДЦТН 625	АТДЦТН 1250	АТДЦТН АТДЦТН 2000	25 32 40 63 63 100 125 160 200 250	5,71 3,74 3.97 2,13 1,43 0,69 0,49 0,39 0,28 0,22	5,71 3,74 3,97 2,13 1,43 0,69 0,49 0,39 0,28 0,22	5.71 7,49 3,97 2,13 2,86 1,37 0,98 0,78 0.57 0,44	275 198 165 109 101 60,8 48,7 38,0 30,4 24,3		0 0 0 0 0 0 0 0 0 0	148 364 126 92 193 103 82.5 67,8 54,2 43,4	300 192 440 630 315 500 625 800 1000 1250
													на 43.21. Трехфазиые двухобмоточиые трансформаторы 330 кВ								
	Таблица 43.18. Трехфазиые трехобмоточ трансформаторы н автотрансформаторы 1!											Табл и ные ;о кВ									
													V НОМ’ МВ-А	Ц.ом- кВ				Ом		Ом	дсх, квар
	Тип	V НОМ’ МВ-А		Ом			хт, Ом					д4?х,	Тип квар									
														ВН	НН						
				ВН	СН	НН	ВН		СН		НН										
	ТДТН ТДТН тдтн Тдтн АТДЦТР	16 25 40 63 100		4,6 2,9 1,4 0,9	4,68 2,9 1 1,44 0,9	4,68 2,9 1,44 0,9	175 112 70,2 44,5		0 0 0 0		105 67,4 42,1 26,'	160	трдн 225 320	ТДН 441	ТРДН	32 32 63 63 125 125 200 200 250 400 630 1000 1250	330 330 330 330 347 330 347 330 347 347 347 347 347	6,3—6,6, 6,3—10.5; 10,5 38,5 6,3—6,3; 6,3—10,5; 10,5 38,5 10,5, 13,8 10,5 13,8; 15,75, 18 10,5 13,8. 15,75 15,75, 20 15,75; 20; 24 24 24			18,1 18,1 7,27 7,27 2,77 2,93 1,68 1,16 0,61 0,39 0,26		374 374 190 190 106 95.8 66,2 53 33,1 21 13,8	272 272 441 441 625 625 900 1125 1600 2205 4000
	Таблица 43.19. Трехфазиые двухобмоточиые трансформаторы 220 кВ	ТДН ТПП																				
	Тип	V ном’ МВ-А		Цюм. кВ				Г.^ Ом		Ом		ДСХ,	ТРДЦН квар	ТДЦ									
				ВН	НН																
	ТРДН ТРДЦН ТДЦ ТРДЦН тдц ТРДЦН тдц тдц тдц тц	32 63 80 100 125 160 200 250 400 630		230 230 242 230 242 230 242 242 242 242	6,6; 11; 6,6—11; 38,5 6,6; 11; 6,6—11; 38,5 6,3; 10,5; 13,5 11; 38,5 10,5; 13,8 П; 38,5 13,8; 15,75; 18 13,8, 15,75 13,8; 15,75 15,75; 20			8,63 4 2,93 1,9 1,42 1,08 0,85 0,61 0,32 0,19		198 100 80,5 63,5 51,5 39,7 32,2 25,8 16,1 11,6		288 ТРДЦН тдц 504	тдц тц 480	ТЦ ТЦ									
												700 &	Таблица 43.22. Трехфазиые ЛТ 330 кВ									
												960 900	Тип	V ° НОМ’ МВ-А	ц, Ом			хг, Ом				Afx, квар
														ВН	СН	НН	ВН		СН	НН	
												,125	АТДЦТН 1600	АТДЦТН 2205	АТДЦТН	63 125 200	3,8 1,3 0,8	3,8 1,3 0,8	7,7 2,6 2,0	177 100 58		0 0 0	376 205 127	378 625 1000
254
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд 43
ХАРАКТЕРИС ГИКИ НАГРУЗКИ
Обобщенные статические характеристики нагрузки могут быть представлены [43.6] в виде
где Рй, Qo, 2/0 — активная и реактивная мощности и напряжение узла нагрузки в исходном режиме; — номинальное значение частоты, ним
Обычно принимается ар = 0, т.е. линейная зависимость активной мощности нагрузки от напряжения Коэффициенты Ьр, Ср и dp в зависимости от характеристики узла нагрузки можно взять из табл 43.23 Коэффициенты Uq, b(), Cq и d() берутся в зависимости oi cos <р из табл. 43.24.
Значения регулирующего эффекта нагрузки вблизи режима с номинальным напряжением и номинальной частотой
(дР/д 1Г)ц= fi , №Q /	,
НОМ	НОм
(dP/df) ,	; (дО/Of) f
'	'HOM	'	'HOM
представлены в табл. 43.25 и 43.26
Средние статические характеристики примерно соответствуют следующему составу нагрузки, %
Крупные асинхронные двигатели	15
Мелкие асинхронные двигатели	35
Крупные синхронные двигатели	9
Печи и ртутиые выпрямители	11
Освещение и бьиовая iiai рузка	22
Потери в се(ях	8
Таблица 43.23. Значения коэффициентов Ьр,срч dP
Характер узла на грузки	Статические характеристики нагрузки								
	поло!не		средние		крутые				
		СГ	6/.	СР	ЬР	С;>	поло- гие	средние	крутые
Преобладают крупные промышленные предприятия	0,3	0,7	0.6	0,4	0,9	0,1	1,о	1,3	1,6
В среднем	0.4	0.6	0,9	0.1	1.4	0.4	0.5	1,0	1,5
Крупных предприятий нет	0,9	0,1	1,2	-0,2	1,5	-0,5	0,4	0,7	1,0
Таблица 43.24. Злачен ни коэффициентов с-q, c!q
Статические характерце нагрузки			COS Ф		
			0,83— 0,87	0,88— 0,90	0,91-0,93
			10	11,9	14,1
	1 lojioi ие	CQ	- 18 9	-21,8 10.9	-26,2 13,1
		аС>	9,6	11,4	13,5
По напряжению	Средние	bQ> сС>	- 15.3 6,7	- 18,5 8,1	-22,2 9,7
		aQ	10	11,9	14,1
	Крутые	ЬС> CQ	- 14,4 5,4	17,4 6,5	-21 7,9
	Пологие	dQ	-0,5	-0,7	-1
По частоте	Средние	d<J	- 1,1	- 1,5	-2
	Крутые	dU	- 1,7	-2,3	-3
Таблица 43.25. Регулирующий эффект активно! мощности нагрузки
Статические характеристики нагрузки
Характер узла нагрузки	пологие	средние	крутые	пологие	средние	крутые
		dP/dC			dP/df	
Преобладают крупные промышленные предприятия	о,3	0,6	0.9	1,0	1,3	1,6
В среднем	0,4	0,9	1,4	0,5	1,0	1,5
Крупных предприятий нет	0,9	1,2	1,5	0,4	0.7	1,0
Таблица 43.26 Регулирующий эффект реактивной мощности нагрузки
COS ф	Статические характеристики на1рузкн					
	пологие	средине	крутые	гюли- 1 ие	средние	крутые
	dQIdU			dC/d/		
0,83—0,87	2	3,9	5,6	-0,5	-1,1	-1,7
0,88—0,90	2	4,3	6.4	-0,7	- 1,5	-2,3
0,91—0,93	2	4,8	7,2	- 1.0	-2,0	-3,0
§43.4]
РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ РАЗОМКНУТЫХ И ПРОСТЕЙШИХ ЗАМКНУТЫХ СЕТЕЙ
255
Упрощенно можно считать, что активная мощность нагрузки не зависит от изменения напряжения (Р = const), а реактивная пропорциональна квадрату напряжения (л = const). В ряде случаев принимают, что не только активная, но и реактивная мощность нагрузки не зависит от напряжения (Р = const, Q = const).
43.4.	РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ РАЗОМКНУТЫХ И ПРОСТЕЙШИХ замкнутых сетей
где ДЦ, и 8(.;и — продольная и поперечная составляющие:
^U„=(P„rr, + Qr,x„}IUn, bUn = (P„x„-Qnr„)IUn,
а также потери мощности
Расчетная мощность ПС 5 ч (рис. 43.15) представляет собой мощность нагрузки с учетом потерь мощности в трансформаторах и зарядной мощности линий
После этого определяется мощность в конце
предыдущего (л - 1 )-го участка
где
^расч “	+ Д/’т+уД£?т jQ С\ jQc2'
s"n-x = д„ + д^+7де„+ s,
2^1 Qf\ = ^номУ ’
Т Ьг Q(2=
РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ РАЗОМКНУТЫХ СЕТЕЙ
и таким же образом находятся падение напряжения и потери мощности на (л - 1 )-м участке и т.д.
«Расчет по данным начала» отличается от «расчета по данным конца» тем, что в первом случае задается напряжение не в конце линии, а в начале IJA Этот расчет выполняется в два этапа. На пер-
«Расчет по данным конца» имеет целью определение напряжения UA и потока мощности в начале линии SA по заданным напряжению Un и нагрузке Sn в конце (рис. 43.16). Расчет выполняется по участкам сети, начиная с последнего л-го. На этом участке определяются падение напряжения
4,-1 =	+	+
вом этапе находят только потери мощности по тем же формулам, принимая, чго во всех узлах нагрузки напряжение равно номинальному <7НОМ. Первый этап заканчивается определением мощности головного участка S'A и SA . На втором этапе по найденным на первом этапе значениям потоков moiuhoi ти определяются падения напряжения по участкам, начиная с первого (см. рис. 43.16):
ц = У(^-дц)2 + б(/;,
где
г 11 _ V Г 1
'= ".
«Расчет по данным начала» заканчивается определением напряжения Un.
В местных сетях потери мощности и поперечная составляющая падения напряжения не учитываются и потери напряжения определяются по но-
-JAQc
Рмс. 43.15. Определение расчетной мощности ПС:
АРК, EQ* — потери активной и реактивной мощности при холостом ходе трансформатора
Рнс. 43.16. Расчет режима разомкнутой сети


256
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд 43
минальному напряжению. Суммарная потеря напряжения в мест ной сети с двумя участками в соответствии с обозначениями рис 43.17
Д{/ = —КР,/'! + P2r2) + (Cl*! + @2Х2>1 
17 ном
Суммарная потеря напряжения в местной сети с п участками определяется выражением
1 ( п	”
&и= — S	£ <?,*,
L НОМ 4=1	1= I
Метод систематизированного подбора является графоаналитическим и применяется при необходимости более строгого учета нелинейности характеристик в расчетах разомкнутых сетей, нагрузки, зависимости потерь на корону от напряжения промежуточных дочек линии и з.д
Расчет этим методом режима сети, показанной на рис. 43.18, а и имеющий в узловых точках 1 и 2 на1рузку, заданную статическими характеристиками по напряжению, проводится для разных значений напряжения U2 в следующем порядке. Задают
t/2(i)- Находят по статистическим характеристика рп2{\)=Яи) и £?н2(Т) =	Определяют
„	2 bJ.
Q <2(1) - ГУ2(1) 2 ’
S'' = Р"2 (1)+7С'2(!) = р„2( |) +7С?н2(1) —-/<?С2(|р ^2(1) = Д 2(1) + Д^2(1)+-^Д£>2(|); ^1(1) = ^2(1) + Д^2(1) +76fA(|)
По напряжению 17ц|) и статическим характеристикам определяютРн1([) = /((7) и C,H|(|)=/(lj, затем Q'c2 , С(-| , затем .V'j и, наконец, напряжение IJА (। j После этого расчет повторяют для других значений Й7(2), изд. и по кривым рис. 43.18, б находят искомые напряжена! (7j и (/7 1 riVK	X иск
Рнс. 43.17. Определение потери напряжения в местных сетях
РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ ЗАМКНУТЫХ СЕТЕЙ
Кольцевая схема с одним питательным пунктоя и тремя нагрузками, взятая в качестве примера (рис 43.19, а), разрезается по шине А Потокорас-пределение в такой схеме находится в два этапа На первом этапе расчет проводится без учета потерь мощности Сначала определяются потом мощности на головных участках по следующая формулам
Рис. 43.18. Расчет режима разомкнутой сети методом систематизированного подбора
Рис. 43.19. Расчет режима кольцевой сети с одно! точкой потокораздсла
§43.4]РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ РАЗОМКНУТЫХ И ПРОСТЕЙШИХ ЗАМКНУТЫХ СЕТЕЙ	257
где 1АА. = 7.а , + Z12 + Z23 +	, а затем с помо-
щью первого закона Кирхгофа и на других участках.
Проверкой правильности проделанных расчетов служит выполнение условия
+ Ъд, - S| + S2 + ,S3 .
При одинаковых сечениях на всех участках вместо сопротивлений подставляются соответствующие длины
На втором этапе приближенно учитываются потери мощности на участках сети. Расчет начинается от точки потокораздела ▼ (рис. 43.19, б). При
этом найденные на первом этапе значения SA и
S'l j принимаются за исходные, а потери мощности определяются по номинальному напряжению сети. Например, для участка I—2 (см рис. 43 19, а)
«расщепления сети». Он заключается в том, что сеть разбивается на две самостоятельные: одна с реактивными сопротивлениями и активными нагрузками и вторая с активными сопротивлениями и реактивными нагрузками. По первой схеме — с реактивными сопротивлениями находится нотокораспределение активной мощности, по второй — с активными сопротивлениями — потокораспределение реактивной мощности Найденные потоки суммируют друг с другом, получая распределение полных мощностей. Погрешность метода «расщепления сети» тем меньшая, чем более однородной, т.е. имеющей одинаковое отношение r/х, является сет ь. Для расчета сети с двусторонним питанием при различающихся напряжениях на концах применяется принцип наложения (рис 43.21) Потоки мощности на головных участках без учета потерь составят:
	• ,3А ~ (jB ^1(^2 + 2?з) + ^2-3
- иА 7	+	7
—АВ	—АВ
U ном
Р12 + ^12
Д<?12 “	2	*12 ’
U
НОМ
$В -
ии- йд slzl + y2(Z, +z2)
----+---------7---------
—AB	—AB
где Zflji = Zj + Z2 + Z3
мощность в начале участка 2—3 (рис 43.19, б) ‘^23 = 812 + ^^12 +-/А£?12 + 82 
Далее находят потери мощности на участке 2—3, мощность в начале участка А'—3 и т.д. Аналогично проводится расчет для случая, когда точки потокораздела для активной и реактивной мощностей не совпадают (рис 43.20, а). Для наглядности можно представить, что сеть распадаез ся на два участка, питающихся от точек А и А', и в конце участков включены нагрузки S'| и S'2 (43.20,6)
Если представить нагрузки в сети с двусторонним питанием постоянными сопротивлениями, то потоки мощности по принципу наложения [43 2] составят:
р\ ~ 13 \У\\Slnall + {7i(72>'l2sin(6_a12);
0, = С/11 cosoCj] - H)H2y12cos(6-a|2);
Р2 = ^2^11 Slna22 " Ц и2У\2 sin(8 + “12)’
S'i - +J(Qi2 + дС?1г);
S 2 ~ Р23 + Д^12 +2(?23
Приближенные расчеты потокораспределения в замкнутых сетах могут производиться по методу
С?2 = ^2^11 COS“22 ~ Ц 1^12 COS<8 + “12)
Здесь положительные направления потоков мощности отвечают указанным на рис. 43.22 (уц, У12> У22 — собственная и взаимная проводимость схемы замещения):
Рве. 43.20. Расчет режима кольцевой сети с двумя точками потокораздела
Рис. 43.21. Сеть с двусторонним питанием
Рис. 43.22. Положительные направления потоков мощности
9 760
258
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд.4)
Рнс. 43.23. Определение собственных н взаимных проводимостей
1’п =	=>'iiz-4'ii;
— 12 ~ у - У12^~У12 ' -22 ~ 7 “ У22^~^22 ; — 12	—22
*11	*12
Vn = arctg — ; Vp = arctg — ;
rll ‘	*12
. *22
= arctg — ;
r22
Иц 90°-фц; CC|2 - 90° - xg|2; «22 ~ 90° — (|/22
Собственные и взаимные проводимости могут определяться в общем случае методом единичных токов При этом ветви всех источников, кроме одного, соединяются с обратным проводом, в одной из ветвей задаются единичным током и путем простейших расчетов находят получающиеся при этом напряжения в точках присоединения источников Деля гоки ветвей т и п на напряжение в узле т, получают значения искомых проводимостей:
Упт= ’п^т-	= ^^т-
Для сети с двусторонним питанием, показанной на рис. 43.23, расчет выполняют в такой последовательности-
С5 = А—2 = —2 ’ 15 = 'А 7 ^5 = Z2/Z5;
/3 = /5 + /7 = Z2/Z5 + 1 ;
z2 + z5
^3 -	+ 'з?3 - z2 + Z3
—5
и т.д.
В конце расчета
-12 - ^i z А _ ^1 ’ -н _ ^1 7 А
Для определения У17 узел / соединяется с обратным проводом, в этой ветви задаются единичным током 11 = 1, и расчет повторяется. В результате находяз
Равенство 2 = 2?| може г служить проверю! правильности проделанных расчетов
Для сети с двусторонним питанием, сводящей! либо к Т-образной схеме замещения (рис 43.24,о), либо к П-образной (рис. 43.24, б), значения собственных и взаимных проводимостей следующие:
для Т-образной схемы
для П-образной схемы
-12 - -^21 - у  -II — 12
-10 + —12
— 10—12
'-22 -
—20 + —12
—20—12
Выражения для Р и Q могут быть распространены на сети с любым числом источников питания. Дл сети с п источниками питания активная и реактивна мощности, отдаваемые /-источником в сеть равны
2	"
Р, = sma/;+ £ U^jPij sin(8y-ay);
7=)	j*,
2	"
Q,= u,y„ cosa„- X ultJJyli cos^lra>jl /=1 j * i
УПРОЩАЮЩИЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ
Применяются следующие преобразования схем замещения
замена нескольких источников ЭДС, присоединенных к одному узлу (рис. 43.25), одним
Illi	I
§4341 РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ РАЗОМКНУТЫХ И ПРОСТЕЙШИХ ЗАМКНУТЫХ СЕТЕЙ 259
И -1 О Й JJ А -1 О ?2 В
одним
Рис. 43.27. Преобразование звезды в треугольник
перенос нагрузки S = SA + из точки О	б)
вточки Л и В (рис. 43.26, а). Z2  s^ = z,+z2s’ «’г,»?/' перенос нагрузок SA и	| S^ +	= S'] из точек А и В в точку О (рис. 43.26, б): S„ Zj = (Z1+Z2). ”. ; SA + SB Z2 = (Z, + Z2)-.	- ; SA + SB преобразование звезды в треугольник и обратно (рис. 43.27): z12 = Zi + Z2 + Z}Z2/Z3- Z13 = Zj + z3 + ZjZ3/Z2; Z23 = Z2 + Z3 + Z2Z3/Zj ; z _	—12—13	. z _	— 12—23	. -l —12 + -13 + -23	2	—12 + -13 + -23 7 _	—13—23 3 z12 + z.3 + z23	Рис. 43.28. Универсальные преобразования схемы замещения Универсальные преобразования схем замещения могут быть показаны на примере схемы на рис. 43.28, а, в которой необходимо преобразовать часть схемы с двумя источниками напряжения левее узла примыкания / в схему, содержащую только один источник. При этом режим остальной части схемы правее узла 1 не должен измениться, а мощность эквивалентного источника должна равняться сумме мощностей источников в преобразованной части схемы S = S' + S. э	а	Ь Получаются два значения напряжения эквива-лентного источника:	, служащее для опреде- ления мощности в ветви примыкания / эквивалентной схемы рис. 43.28, б, и Ср , служащее для определения мощности в ветви эквивалентного источника: f>‘1) = 7L(f>1i1i+ ад„); -Чэ ^3) = fWh+ адн)> ^1э где значение	может быть взято произвольно
260
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 4}
Проводимость ветви эквивалентного источника
1	2	2
I, = -7731^1 -гп+ ^11^п,п -(Ц( )
- (с/] (7П + ц [7ц) У] ц ]
Собственная проводимость ветви примыкания в эквивалентной схеме замещения принимается такой же, как и в исходной схеме замещения
г(э) - Y — 11 “ - II 
Преобразованная часть схемы может быть представлена в виде П-образной схемы замещения с параметрами
^1э=,/71э; г10 = 1ц-11э;
Ло = Ээ-21э.
43.5. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ СЕТЕЙ БОЛЬШОЙ СЛОЖНОСТИ
ПРЯМОЙ МЕТОД РАСЧЕТА СЕТИ
В прямом методе расчета используются уравнения состояния сети:
Mi=j; NljBZ=EK,
где М — первая матрица соединений, или матрица соединений в узлах. Строки этой матрицы соответствуют узлам схемы, кроме балансирующего, столбцы — ветвям схемы. Элементы матрицы представляют собой +1, если ток ветви выходит из данного узла и -1, если ток входит в данный узел. Если ветвь не связана с данным узлом, то соответствующий элемент матрицы М равен нулю; N — вторая матрица соединений, или матрица соединений в контурах. Строки этой матрицы соответствуют независимым контурам схемы, а столбцы, так же как и в матрице М , отвечают ветвям схемы. Если направление тока в ветви совпадает с направлением обхода контура, то соответствующий элемент матрицы равен +1, если направление тока противоположно направлению обхода, то соответствующий элемент равен -I. Если же ветвь не входит в рассматриваемый контур, то соответствующий элемент матрицы N равен нулю. До составления матриц М и N необходимо выбрать положительные направления токов в ветвях и обходов в незави-
симых контурах; I — столбцовая матрица токов в т ветвях,
J — столбцовая матрица задающих токов вл-1 узлах,
j 1
J =	,
1
за положительное направление задающего тон принимается его направление к узлу; 1,!в3 -столбцовая матрица падений напряжений в сопротивлениях ветвей ,
Ек — матрица контурных ЭДС
Число независимых контуров к и число узлов; связаны с числом ветвей b в схемах замещения соотношением
b = к + у - Е
Токи в ветвях находим с помощью уравнении состояния сети:
где
Z]	о	о	...	о
о	z2	о	...	о
о	о	z3	...	о
О	о	о	...	zffl
— квадратная матрица сопротивлений ветвей.
Здесь и ниже под напряжениями и ЭДС подразумеваются их фазные значения.
§43.5]
РАСЧЕТ РЕЖИМОВ СЕТЕЙ БОЛЬШОЙ СЛОЖНОСТИ
261
В том случае, когда сама схема не содержит магнитно-связанных ветвей, матрица Z^ имеет только диагональные элементы, равные сопротивлениям т ветвей. Если же в схеме имеются магнитно-связанные ветви, то соответствующие элементы матрицы, находящиеся на пересечении этих ветвей, должны содержать сопротивления взаимоиндукции этих ветвей.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ УЗЛОВЫХ УРАВНЕНИЙ
Узловые уравнения могут быть записаны через матрицу узловых проводимостей Yy и матрицу узловых сопротивлений 7у:
Yy = j - MZ~'Ё
ИЛИ
йд = zJ -zmzb'e,
где ид = 1у - Ио —матрица-столбец разности напряжений в п - 1 узлах 17у по соотношению к напряжению базисного узла Ц,; Е — матрица-столбец ЭДС в ветвях; Y — квадратная матрица узловых проводимостей, в общем случае
Y = М/.-'м'.
Здесь М' — транспонированная матрица М', представляющая собой первую матрицу соединений, но записанная для случая, когда базисный и балансирующий узлы в схеме замещения не совпадают. Матрица М', так же как и матрица М , для схемы с совпадающими балансирующим и базисным узлами является прямоугольной. Отличие состоит в том, что в матрице М отсутствует строка, отвечающая балансирующему (совпадающему с базисным) узлу, а в матрице М' отсутствует строка, отвечающая базисному узлу. Если базисный и балансирующий узлы совпадают, то вместо М' употребляется матрица М,. Матрица Z называется матрицей узловых сопротивлений и является обратной матрицей по отношению к Y:
Д1 — 12 -13
-21 —22 —23
-31 —32 -33
Узлы балансирующего узла
Узлы базисного узла
По главной диагонали матрицы Y находятся элементы _Ец , и т.д., представляющие собой собственные проводимости узла или сумму проводимостей всех ветвей, связанных с данным узлом. Например, j = J] + Y2 + ... Остальные элементы этой матрицы представляют собой проводимости ветвей между соответствующими узлами, взятые с обратными знаками
Напряжения в узлах и токи в ветвях определяются при отсутствии ЭДС в ветвях и несовпадении балансирующего и базисного узлов
и = ZJ + и0 ;
i
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОНТУРНЫХ УРАВНЕНИЙ
Контурные уравнения с использованием матрицы сопротивлений имеют вид
ZJ к = Ек- NZ
Здесь ZK— квадратная матрица контурных сопротивлений,
ZK = NZBN,;
Ма — подматрица первой матрицы соединений М, характеризующая связь ветвей дерева с ее узлами, М = МаМ р; М р —также подматрица магрицы М, показывающая связь между хордами схемы и ее узлами. При составлении матрицы М сначала записываются столбцы, отвечающие ветвям, образующим дерево схемы, а затем ветвям, являющимся ее
хордами; I — матрица контурных токов.
Токи в ветвях
Z = Y"1
При несовпадении балансирующего узла с базисным
Ikl
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд 4J
ИТЕРАЦИОННЫЕ СПОСОБЫ РЕШЕНИЯ УЗЛОВОГО УРАВНЕНИЯ
Простая итерация Напряжения в узлах на итерации п
где при отсутствии ЭДС в ветвях матрица поправок
АЙ‘'') = 1|1/Ц1Д(3 +Yil0-YU<0))
Здесь II1 / Ц|д = 7-д — диагональная матрица, обратная по отношению к матрице узловых проводимостей, у которой отсутствуют все элементы, кроме диагональных. Другими словами, элементами матрицы 7-д являются образ ные значения узловых проводимостей, находящихся на главной диагонали матрицы ¥ Итерационный расчет заканчивается наЛ-й итерации, если
где е — малое наперед заданное значение, определяющее точность расчета.
После окончания расчета находят токи в ветвях.
Ускоренная итерация, или итерация по Зей-дезвю. Этот метод отличается, как правило, лучшей сходимостью, нежели простая итерация. В нем найденные поправки к узловому напряжению какого-либо узла сразу используются в остальных узловых уравнениях.
Метод ускоренной итерации можно показать на примере схемы, имеющей четыре узла, из которых последний является балансирующим и базисным, и ЭДС в ветвях отсутствуют.
Узловые уравнения для такой схемы
-11 -12 -13
—21 -^22 —23
1з1 —32 1зЗ
Й, - й0
Й2 - Йо
Й3 - Йо
Л Л
Л
Нулевые приближения узловых напряжений принимаются равными Й^0), Й^, Й|°^
Поправка к напряжению узла I
А й<” = Р', - а,2 й<°> - а,3 й<°> - й<°>, где
₽'1 - у I ^1 + (1|| + 1|2 + 11з) f^ol ; 211
-12 = -12/1ц;	-|3=-13/-Ц-
Скорректированное напряжение узла I
Ad) Л(°) . Л(|) U] = С| + А С| .
Поправка к напряжению узла 2
А й(2” = Р'2 - а2| й'” - а21 й(3°> - й(2°>, где
₽2 = 7~1 Л + (-Г21+-Г22 +123W-222
— 21 = -2\/-22 ’	-23 = -23/-22
Скорректированное напряжение узла 2
й<’) = Й^ + ДЙ^’
Поправка к напряжению узла 3
л/Д’)-к'	„ /’А’) „ АО
Д — Р ^31 \	°^32 ^2 —	’
где
Р 3 = у-1 Л + (131 + —32 + 1зз) Ц)1 ’ '.33
-31 - -31 /-33 ’	— 32 - —327—33
Скорректированное напряжение узла 3
ЛП) Л(°> . Л Г,1-' с3 = и3 + Д (73
Найденные скорректированные значения напряжений узлов служат исходными данными дм следующей итерации и т.д.
Метод Ньютона — Рафсоиа. Метод Ньютона-Рафсона применяется для решения систем нелинейных уравнений. Суть метода заключается в последовательной замене системы нелинейных уравнений некоторой системой линейных уравнении В узловые уравнения после разделения действительной и мнимой частей вводят вместо задающш токов узловые (задающие) мощности Р и Q:
,, pUy + Qu"y .
,2	1 ’
(t^') +(а;г
, 2	2
((/') +(а;й
Здесь одним штрихом обозначены действительные составляющие, а двумя — мнимые После этого узловые уравнения представляют в виде нелинейной системы
/(йу) = о,
где
} 43.6] ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ МОДЕЛИ ДЛЯ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ
263
Задаваясь начальным приближением /(Ёу°’) и линеаризируя в згой точке систему, получаем линейную систему уравнений о гносителыю поправок:
/(1’у0))+/'(1'у0,)Д11у0) = 0,
где Д1’у0) = Uy - Uy0) — поправка; /'(Чу0>) — матрица Якоби для точки начального приближения.
Система решается любым из известных методов, например методом Зейделя 11осле получения поправок находят новые значения узловых напряжений, которые снова принимают за исходные, и т.д.
Метол разрезании контуров. Определение узловых напряжений можно производить по токам в хордах направленного графа схемы замещения сети. Одним из способов определения токов в хордах является метод разрезания контуров. Расчеты выполняются итеративным путем Сначала, предполагая, что токи во всех хордах схемы равны ну-
лю: J = J , находят узловые напряжения
< = М’'ЛаМа J
где Zaa — матрица сопротивлений ветвей дерева;
Еа — матрица ЭДС в ветвях дерева.
Находят напряжения па хордах
1>вр = ы₽Д0)
и токи в хордах
1 р ~ ^рр(ь вр ~ ьр)-
где Zpp — матрица сопротивлений хорд; Ер — ЭДС в хордах.
Далее выполняется следующая итерация:
j'(l) = J + j^1’ = J - Mpi j,1’;
I’Cp = MpA0;
1 p ' = -pp( I'bP - Ёр) и т.д.
43.6. ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ МОДЕЛИ ДЛЯ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ
КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ
При поиске оптимальной конфигурации электрической сети используются два типа математических моделей, облегчающих труд проектировщика:
I) оценочные модели, которые служат для определения технико-экономических показателей заданного проектировщиком варианта сети В таких моделях определяются потокораспределение, капи
тальные затраты, потери электроэнергии, значения приведенных затрат;
2) оптимизационные модели, которые для заданных исходных условий позволяют в пределах принятых допущений найти оптимальный вариант конфигурации сети в соответствии с принятым критерием оптимальности. В качестве такого критерия обычно служит минимум приведенных затрат на создание и эксплуатацию электрической сети
Ниже рассматриваются только оптимизационные модели для выбора конфигурации электрической сети. При выборе схем надо считаться с целочисленностью некоторых параметров (число цепей, число трансформаторов на подстанциях и т.д.), с дискретностью части искомых величин (сечение проводов, мощность трансформаторов, экономические показатели сетевых объектов и т.д ). При проектировании сети надо учитывать динамику роста нагрузки потребителей и увеличения мощности электрических станций. Большие трудности возникают при необходимости учета требований к пропускной способности линий электропередачи, поскольку она зависит от схемы в целом и от параметров режима. Достаточно сложно учитывать надежность энергоснабжения потребителей при поиске конфигурации сети. При выборе вариантов сети должны быть рассмотрены разнообразные нормальные и послеаварийные режимы.
Из-за необходимости учета такого большого количества разнообразных факторов, влияющих на выбор оптимального варианта, а также высокой размерности задачи, рассматриваемой при реальном проектировании сетей ЭЭС, в настоящее время оказалось невозможно создать оптимизационную модель, в которой достаточно строго были бы отражены перечисленные выше факторы и которая позволила бы найти оптимальную сеть достаточно большой размерности.
В настоящее время разработаны упрощенные оптимизационные модели, осуществляющие оптимизацию конфигурации сети с рядом упрощений. Рассмотрим некоторые из них.
При ряде упрощений для поиска конфигурации сети может быть применен метод решения транспортной задачи линейного программирования [43 7].
Пусть имеется т источников с мощностями Pf, Р2, • ••, Рт и и потребителей, которым требуется на-грузка Рн|, Ри2, В качестве стоимости передачи единицы потока Р можно принять либо расстояние между источником i и потребителемJ, либо коэффициенты су, найденные при аппроксимации функции затрат на сооружение линии при известном сечении провода в виде прямой, выходящей из начала координат:
3 — с Р
И у
264
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 4]
В таком случае задача формулируется следующим образом. Найти сеть, соответствующую минимуму функции,
т п
при ограничениях
т
1 = 1
Ep(/ = p,; /=1,2, 2=1
Р>0, 1= \,2, т; /=1,2,...,и.
Эти ограничения представляют собой условия выполнения первого закона Кирхгофа в узлах с источниками и потребителями.
При решении транспортной задачи может быть найдена сеть с транзитом мощности через узлы, могут быть учтены ограничения по пропускной способности отдельных линий. Могут быть учтены условия прохождения трассы линий.
Однако такая модель является достаточно грубой. В ней не учитываются затраты на покрытие потерь активной мощности. Рассматривается сеть на одном номинальном напряжении. Схемы подстанций не учитываются. При выборе схемы сети не учитывается существующая сеть. Все это приводит к тому, что схема сети, найденная с помощью такой модели, может рассматриваться как предварительная.
В модели [43.8], которая является в настоящее время одной из наиболее совершенных, использован метод «ветвей и границ». Модель учитывает необходимые технические ограничения на развитие сети. Учтены различные режимы, которые возникают при работе сети, требования к надежности электроснабжения, требования к пропускной способности отдельных участков. Учтена существующая сеть. Может быть рассмотрена сеть разных номинальных напряжений. Задача поиска сети рассматривается в динамике В качестве уравнений ограничений рассматриваются первый и упрощенно второй законы Кирхгофа. Целевая функция является нелинейной. Модель позволяет найти совокупность вариантов конфигурации сети, отличающихся по стоимости от оптимального на некоторое заранее заданное значение. Это позволяет проектировщику проанализировать ряд практически мало различающихся по стоимости вариантов и, проведя дополнительное их сопоставление с помощью оценочных моделей, выбрать наилучший.
Недостатком данной модели является то, что она достаточно сложна и позволяет найти сеть сравнительно небольшого размера. Поэтому она может быть использована лишь для поиска схем основных сетей сверхвысокого напряжения.
Для решения той же задачи разработаны мате, матические модели и промышленные программ!! на базе метода динамического программированих. Известны две разновидности таких программ. Одна из них служит для поиска схем распределительных сетей, вторая — схем основных сетей энергообье-динений. В модели учтены все основные технические ограничения [43.9]. Можно упомянуть модели, созданные на базе метода покоординатной оптимизации [43.10].
Поскольку оптимизационные модели в определенной мере являются упрощенными, проектировщики при поиске оптимального варианта сети наряду с ними используют и оценочные модели, первые позволяют получить ряд вариантов, мало отличающихся по затратам от оптимального, а вторые позволяют для каждого из намеченных вариантов провести полный технический и экономический анализ. После такого анализа выбор наилучшего из отобранных вариантов не представляет больших трудностей.
43.7. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
Для того чтобы выдерживать необходимые отклонения напряжения у приемников, в ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах6-20 кВ электростанций и ПС, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок это напряжение должно быть не ниже 105% номинального, а в период наименьших -не выше 100% номинального. Для регулирована напряжения следует широко применять трансформаторы с РПН. Выбор ответвлений трансформатора (рис. 43.29) производится по формуле
.отв _ ном У Н
О D — <J IT	,
° п . . жел ° Н
, , отв
где (7В — искомое значение напряжения ответа-
. , жел
ления; и н — желаемое напряжение па вторичка	ном
нои стороне трансформатора; и н — номинальное напряжение вторичной обмотки; —напряжение на стороне НН трансформатора, приведенное к стороне ВН.
гтжел

Рис. 43.29. Схема выбора ответвлений трансфор
матора
§43.7]
РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
265
Таблица 43.27. Напряжении ответвлений трансформаторов ПО кВ с РПН ± 9-1,78 % 1/ном
]± 16 %]
Ступень регулирования	Напряжение ответвления, кВ	Ступень регулирования	Напряжение ответвления, кВ
0	115,00	0	115,00
-1	112,95	+1	117,04
-2	110,91	+ 2	119,09
-3	108,86	+ 3	121,14
-4	106,82	+ 4	123,19
-5	104,77	+ 5	125,23
-6	102,72	+ 6	127,28
-7	100,67	+ 7	129,33
-8	98,63	+ 8	131,37
-9	96,58	+ 9	133,42
Таблица 43.29. Напряжении ответвлений трансформаторов 220 кВ с РПН ± 8 -1,5 % 1/ном |± 12 %]
Ступень регулирования	Напряжение ответвления, кВ	Ступень регулирования	Напряжение ответвления, кВ
0	230,00	0	230.00
-1	226,55	+1	233,45
-2	223,10	+ 2	236,90
-3	219,65	+ 3	240,35
— 4	216,20	+ 4	243,80
-5	212,75	+ 5	247,25
-6	209,30	+ 6	250,70
-7	205,85	+ 7	254,15
-8	202,40	+ 8	257,60
Таблица 43.28. Напряжении ответвлений трансформаторов 150 кВ с РПН + 8 -1,5 % t/H0M ]± 12 %]
Ступень регулирования	Напряжение ответвления, кВ	Ступень регулирования	Напряжение ответвления, кВ
0	158,00	0	158,00
-1	155,63	+1	160,37
-2	153,26	+ 2	162,74
-3	150,89	+ 3	165,11
-4	148,52	+ 4	167,48
-5	146.15	+ 5	169,85
-6	143.78	+ 6	172,22
-7	141.41	+ 7	174,59
-8	139,04	+ 8	176,96
Рис. 43.30. Схема включения последовательного регулировочною трансформатора в нейтраль АТ
При выборе ответвлений трансформаторов ПО, 150, 220 кВ можно использовать данные табл. 43.27—43.29. Автотрансформаторы обычно снабжены РПН на стороне СН.
При необходимости регулирования напряжения и на стороне НН в нейтраль АТ включаются последовательные регулировочные трансформаторы (РТ) (рис. 43.30 и табл. 43.30). Дополнительная ЭДС РТ и напряжение ответвления на строне СН, имеющей РПН равны:
жел _
('Н	- и Н
.. ном Н lj'™-EE
и^ел = и 'с
U™-EE t/”°M - ЕЕ
где С'н — напряжение на стороне НН, приведен-
,, , ,	, , num
ное к стороне ВН; —номинальное напряже-
ние обмотки НН; (7В	—номинальное напряже-
ние обмотки ВН; ЕЕ — дополнительная ЭДС; U'c — напряжение на стороне СН, приведенное
к стороне ВН; ис — искомое напряжение от-ветвления на стороне СН; (7^ел — желаемое напряжение на стороне СН.
Кроме последовательных РТ для регулирования используются линейные РТ (рис. 43.31 и табл. 43.31). Эти трансформаторы включаются в рассечку линии и вводят в сеть дополнительную ЭДС. Линейные РТ могут быть использованы для регулирования напряжения на стороне ВН трансформаторов, не имеющих РПН, а также для регулирования напряжения на стороне НН АТ взамен упомянутых выше последовательных РТ. Помимо трансформаторов с РПН для регулирования напряжения могут применятся синхронные компенсаторы, синхронные двигатели, регулируемые батареи
266
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд, fl
Таблица 43.30. Последовательные регулировочные трансформаторы. Каталожные данные в соответствии с ТУ 16-517.474—80, ТУ 16-517.542.71
Тип	V НОМ’ МВ’А	(/ном обмоток АТ, кВ			^НОМ возбуж-дающей обмотки, кВ	Пределы регулирования, кВ	АРХ, кВт	'о- %	АРК, кВт	Ик,%
		ВН	СН	НН						
	242	242	121	13,8	13,8	+ 24,2; - 24,0	40	3,8	178	11.9-0-11,5
		230	121	11,0	11,0	+ 24,2; - 24,2	40	3,8	154	10,9-0-10,5
		330	165	11,0	11,0	+ 33,7; - 33,7	40	3,8	183	11,8—0—11,8
ВРТДНУ-240000/3 5/35	240	330	242	11,0	11,0	+ 31,4;-33,1	30	4,0	85	10,0-0-10,1
		330	165	40,4	40,4	+ 32,2;-33,9	40	3,8	210	13,5—0—13,2
		347	242	11,0	11,0	+ 38,3;-40,4	29	3,8	132	12,8-0-13,0
		230	121	38,5	38,5	+ 24,8; - 26,2	47	3,8	178	11,1 — 0-11,3
		347	242	38,5	38,5	+ 38,3;-40,4	29	3,8	132	13,3—0—13,5
		242	121	15,75	15,75	+ 18,2;- 18,2	57	4,5	242	14,5—0-13,!
	480	330	242	11,0	11,0	+ 40,4, - 40,4	40	4,0	202	13,85-0-
ВРТДНУ-48ОООО/35										13,85
		347	242	38,5	38,5	+ 38,3;-40,4	55	4,5	198	12,2 0—12,4
		330	165	11,0	11,0	+ 21,6; - 21,6	50	3,5	295	17,4—0—16,6
Таблица 43.31. Линейные регулировочные трансформаторы 10—35 кВ
Тип	Хном, МВ-А	^НОМ’	Д/'к, кВт	АРХ, кВт	т0, %					
			Положение переключателя					
			I	23	1; 23	II, 13	I	11; 13
ЛТМН-16000/10	16	II	35	20	10	3,5	0,87	0,35
ЛТМН-40000/10	0	11	70	38	20	7	0,62	0,44
ЛТДН-63000/35	63	35	ПО	60	28	12	0,55	0,37
ЛТДН-100000/35	100	35	140	75	43	16	0,62	0,21
Примечания: 1 Каталожные данные приведены к проходной мощности 2 Положения переключателе! I и 23 отвечают соответственно максимальному и минимальному напряжению ± 10 • 1,5 % (/ном 3 Положе» переключателей 1!—13 нулевые.
Рнс. 43.31. Прннцнпнальнаи схема линейного РТ ЛТДН:
1 — последовательная обмотка последовательного трансформатора; 2 — возбуждающая обмотка последовательного трансформатора; 3 — рсеулировочная обмотка АТ с РПН; 4, 5 — предызбиратель, положение которого определяет повышение или понижение напряжения
конденсаторов, другие регулируемые источники реактивной мощности
43.8. РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ДОПУЩЕНИЯ
Под надежностью понимается свойство объекта — систем или элемента выполнять заданные функции, сохраняя показатели в заданных условиях эксплуатации Мерой надежности является вероятность. Надежность системы обеспечивается п-кими ее свойствами и свойствами элементов, га работоспособность, безотказность, ремонтопригодность, долговечность В настоящее время в технике и энергетике наибольшее распространение получили элементные методы расчета надежности
§ 43.81 РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ	267
систем, которые исходят из предположения, что система состоит из самостоятельны х (в смысле анализа надежности) элементов, при этом, как правило, функциональные зависимости между параметрами режимов отдельных элементов системы рассматриваются приближенно
Считается, что отказ системы в выполнении заданных функций наступает в результате отказа элементов или их 1 рупп, ошибок обслуживающего персонала, отказов релейной защиты и противоава-рийной автоматики
Разделение на «элемент» и «систему» носит условный характер В зависимости от решаемой задачи одни и те же физические объекты или их совокупности могут рассматриваться и как система, и как элемент С одной стороны, при оценке надежности, например электрической станции, генераторы, трансформаторы, выключатели, линии электропередачи считаются как элементы системы С другой стороны, при оценке надежности линии или выключателя их следует рассматривать как системы, состоящие из отдельных элементов (опор, гирлянд, изоляторов, контактов выключателя, привода и т.д)
Наиболее часто в расчетах надежности классификация элементов производится по конструктивному признаку с учетом их назначения, в качестве таковых обычно принимают генераторы, выключатели, трансформаторы, линии электропередачи, сборные шины, разъединители, отделители, предохрани тели, всевозможные преобразователи Каждый элемент может находиться в грех различных (с точки зрения надежности системы) состояниях рабочем, когда он включен, отказа, когда ои отключен вследствие повреждения или аварии, те воздействия случайных факторов, и преднамеренного отключения, когда он отключен для проведения профилактических, капитальных ремонтов, по заявкам различных организаций, например отключение ВЛ и др В общем случае все три состояния являются случайными, и поэтому в расчетах надежности используются вероятностно-статистические методы.
В действующих нормативных материалах, в частности в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ), фактор надежности учитывается при обеспечении надежности электроснабжения электроприемников, которые разделяются на три категории, причем из состава элекгроприемников первой категории выделяется еше особая группа. Рекомендаций по количественной оценке надежности и последствий отказов в нормативных материалах не приводится
Различие между потребителями ЭЭС и электроприемниками весьма существенно. Как правило, под потребтггелем понимается большое число (сотни, тысячи, десятки тысяч) элекгроприемников различных категорий, и лишь в редких случаях в состав потребителя входит один электроприемник. В ЭЭС
и системах электроснабжения к границам балансовой принадлежности (сборным шипам) подключены объекты, имеющие статус потребителей
Потребителей в ЭЭС и системах электроснабжения разделяют с точки зрения последствий отказов на две группы Первая группа — потребители, перерыв в питании которых не принято оценивать в виде экономического эквивалента (ущерба) в денежном выражении К ним относятся объекты, у которых нарушение электроснабжения связано с опасностью для жизни и здоровья людей, нарушением деятельности государственных учреждений особой важности и тд Вторая группа — потребители, для которых недоотпуск электроэнергии вследствие перерывов электроснабжения оценивается экономически в виде ущерба (или недополученной прибыли) Как правило, вторая группа по мощности является преобладающей в ЭЭС и системах электроснабжения
В качестве показателей надежности отдельных элементов и систем в практических инженерных расчетах в течение расчетного интервала (сутки, неделя, месяц, год и т.д.) времени принимаются следующие характеристики
вероятность отказа, или средний коэффициент вынужденного простоя q,
параметр потока отказов (среднее количество отказов) А, 1/ч, год,
среднее время восстановления t в, ч,
недоотпуск электроэнергии ДЭ кВт-ч,
ущерб (или недополученная прибыль) от не.юог-пуска или недовыработки электроэнергии У, руб/(кВт • ч), рассчитывается для объектов систем — источников питания, потребителей (в общем случае для границ балансовой принадлежности)
Ущерб обычно подсчитывается при обосновании резервов в системе, формирования тарифов на электроэнергию, выборе проектных и эксплуатационных схем сетей Он включается в состав затрат, так же как эксплуатационные издержки
Элементы систем дополнительно характеризуются:
параметром потока преднамеренных отключений Ап, 1/год,
средним временем преднамеренных простоев, или их средней продолжительностью / „, ч,
вероятностью отказа при заявке на срабатывание — для коммутационных аппаратов
В расчетах надежности схем электрических соединений, в которых кроме автоматических коммутационных аппаратов (выключателей, автоматов), есть аппараты с ручным переключением (разъединители, выключатели нагрузки, рубильники и тд) вводится еще среднее время оперативных переключений топ, ч/переключение Для решения некото
268
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд.6
рых эксплуатационных задач оценки надежности, в частности систем управления, вводится еще параметр потока оперативных переключений Лоп, 1/год. Для отдельных элементов ЭЭС данные о надежности приведены в табл. 43.32—43.40.
В зависимости от интервала времени, на котором рассматривается состояние объекта, в общей задаче надежности ЭЭС выделяется
стратегическая;
оперативная,
коммутационная;
балансовая.
Стратегическая надежность — надежностью большом интервале времени (от сотен до неси» ких тысяч часов). Применяется в основном при долгосрочном прогнозировании.
Оперативная надежность — надежность ю среднем интервале времени (от десятков до сотен часов) Применяется при среднесрочном прогнив-ро вании.
Коммутационная надежность — надежностью малом интервале времени (от долей часа до нескольких часов). Применяется в краткосрочных прогнозах при эксплуатации
Таблица 43.32. Показатели надежности элементов ЭЭС
Оборудование	Рном, МВт, ИЛИ тип	Z, 1/год	'в-**	Л„, 1/год	'п.Ч
	150—165	7,62	42,8	0,301	249
	180—210	6,92	37,5	0,18	163
Энергоблок конденсационный	250—300	6,57	43,5	0,236	227
	500	27,24	45,8	0,407	525
	800	10,33	47,8	0,232	269
	180	13,4	44,0	0,249	273
Энергоблок теплофикационный	250				
		6,57	28,3	0,242	232
	ТВ-2-150-2	0,18	42	0,301	249
	ТВВ-165-2	0,87	74	0,301	249
	ТГВ-200	0,76	35	0,180	163
	ТГВ-200М (ТГВ-200-2М)	1,15	77	0,180	163
	ТВВ-200-2	0,53	31	0,180	163
	ТВВ-200-2А	0,43	30	0,180	163
	ТВФ-200-2	0,18	64	0,180	163
Блочные турбогенераторы	АСТГ-200	5,06	55	0,180	163
(по типам)	ТВГ-300	0,60	46	0,236	227
	ТВ В-320-2	0,71	58	0,236	227
	ТВМ-300	0,97	70	0,236	227
	ТГВ-500	4,33	94	0,407	525
	ТВВ-500-2	3,69	66	0,407	525
	ТВМ-500	1,82	46	0,407	525
	ТВВ-800-2	1,21	ЮЗ	0,232	269
	ТВВ-800-2Е	1,41	27	0,232	269
	ТЗВ-800-2	5,П	163	0,232	269
	150—165	0,72	72	0,301	249
	180—210	0,78	50	0,180	163
Турбогенератор блочный	250—300	0,67	54	0,236	227
(по мощности энергоблока)					
	500	3,20	91	0,407	525
	800	2,01	127	0,232	269
	До 100	0,50	20	0,310	150
Гидрогенератор	150—165	0,50	91	0,350	160
	180—210	0,55	49	0,370	
					140
	250—300	0,59	66	0,230	135
§ 43.8] РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
269
Таблица 43.33 Показатели надежности линий электропередачи (на 100 км)
	Материал опор	Число цепей	Л, 1/год	'в,4	1/1 од на одну ВЛ	G1,4
Воздушная линия						
До I	—	—	19,2	1,7	1,85	7,4
6—10	—	—	7,1	5.0	2,5	12,5
		Одна	0,8	14,5	2,1	18,7
	Металл	Две (одна отключена)	1.1	8.2	4.0	14,0
		Две (две отключены)	0,3	15,8	0,22	7,7
35		Одна	0,8	15,5	1,1	16,4
	Железобетон	Две (одна отключена)	0,85	13,5	1,3	16,0
		Две (две отключены)	0,3	17,5	0,15	15,0
	Дерево	Одна	1.6	15,2	2,3	16,8
		Одна	1,3	14,4	2,0	14.5
	Металл	Две (одна отключена)	1.6	6,9	3,2	15.0
		Две (две отключены)	0,25	12,0	0,2	21,0
ПО		Одна	0,7	12,3	1,4	15,5
	Железобетон	Две (одна отключена)	0,85	11,6	2.2	12,0
		Две (две отключены)	0,25	16,3	0,3	13,0
	Дерево	Одна	1,7	16,0	3,0	14,0
		Одна	0,5	16,2	2,8	15.2
	Металл	Две (одна отключена)	0,5	13,7	3,3	14,8
		Две (две отключены)	0.1	24,9	0,2	21,5
220		Одна	0,35	П,5	1,5	16.5
	Железобетон	Две (одна отключена)	0,6	7,6	2,8	12,0
		Две (две отключены)	0,1	7,6	0,3	13,1
	Дерево	Одна	0,6	13,1	5,4	13,1
		Одна	0,5	10,8	—	—
330	Металл	Две (одна отключена)	0,9	11,7	—	—
		Две (две отключены)	0,1	5,4	—	—
	Железобетон	Одна	0,25	13,6	—	—
500	Металл	Одна	0,22	17,9	—	—
	Железобетон	Одна	0,18	23,6	—	—
750	Металл	Одна	0.2	20,7	—	—
Кабел иная л ин ия						
6—15	—	—	9,2	11,0	—	—
20—35	—	—	5,1	16,0	—	—
До 1	—	—	12,1	24,0	—	—
Примечания: I Параметр потока неустойчивых отказов ВЛ в 2,5—3 раза больше, чем устойчивых 2. При замене изоляторов и арматуры, ремонте проводов под напряжением значения для ВЛ на металлических и железобетонных опорах принимаются с коэффициентом, для ВЛ 35 кВ — 0,7; ВЛ 110 кВ — 0,6. ВЛ 220 кВ — 0,45; ВЛ 330 кВ — 0,35; для ВЛ 500—750 кВ — 0,25. 3. При замене изоляторов и арматуры, ремонте проводов под напряжением значения 2-п для ВЛ на деревянных опорах принимаются с коэффициешом. для ВЛ 35 кВ — 0,65; для ВЛ ПО кВ — 0,55.
270
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. (3
Таблица 43.34. Показатели надежности трансформаторов н автотрансформаторов (на один элемент)
С Т НОМ1 МВ-А	ЦзН ном, кВ	Л, 1/год	/в. ч	1/год	/п . ч
До 2,5	6—20	0,014	42	0,25	6
	35	0,008	51	0,25	6
	6—20	0,007	163	0,25	8
2,5—7,5	35	0,005	59	0,25	26
	ПО	0,015	55	0,25	28
	35 и ниже	0,017	87	0,75	26
10—80	110—150	0,014	76	0,75	28
	220	0,034	63	0,75	28
Более 80	110—150	0,085	104	1.0	30
	220	0,028	62	1,0	30
Для од-	330	0,041	74	1,0	30
нофаз-ных Для	500—750	0,024	171	1,0	50
трехфазных	500—750	0,053	71	1,0	50
Примечание. Для трансформаторов 10/0,4 кВ в распределительных электрических сетях Л = 0,012 1/год, /в =5ч
Таблица 43.35 Показатели надежности выключателей (на один выключатель)
Вид выключателя	Цюм- кВ	Тип	Л, 1/год	* В Э ч	^П, 1/год	П ’ ч
Электромагнитный	6—10	ВЭМ-6, ВЭМ-10, ВЭ-10	0,025	5	0,166	24
	10	ВМП-10	0,015	9	0,14	6,8
Масля-	10	Остальные	0,072	6	0,14	8,5
ный	35	Все	0,028	11	0,14	7,6
	110—150	Все	0,063	21	0,14	29,8
Масля-	35	Все	0,012	12	0,14	10,2
ный ба-	НО	Все	0,022	37	0,14	28,9
ковый	220	Все	0,047	36	0,14	54,4
	35	Все	0,012	22	0,2	33,1
	НО	Все	0,026	32	0,2	105,4
	220	ВВБ	0,030	48	0,2	103,7
Воз-	220	Остальные	0,024	40	0,2	83,3
душ-	330	ВВБ	0,026	30	0,2	137
ный	330	Остальные	0,044	35	0,2	108,5
	550	ВВБ	0,134	82	0,2	164,4
	550	Остальные	0,096	40	0,2	110,5
	750	Все	0,188	24	0,2	200
Таблица 43.36. Отиосительнаи частота откази выключателей (на 100 операций) и
(на 100 отключений КЗ)
Вид выключателя	Ц.ОМ- кВ	9ло	Чл,
Электромагнитный	6—10	0,2	0,55
	20 и ниже	0,2	0,62
Маломасляный	35	0.2	1,4
	ПО	0,42	1,0
	220	0,84	1,6
	20 и ниже	0,2	0,4
Масляный баковый	35	0,2	0,95
	110—150	0,17	0,61
	220	0,52	1,13
	35	0,2	0,7
	110—150	0,46	0,5
Воздушный	220	0,12	0,65
	330	0,26	0,23
	500—750	0,27	2,5
Таблица 43.37. Показатели надежности разъедини гелей, отделит елей и короткоза мы кителей (на один аппарат)
Аппарат	^НОМ’ кВ	Л, 1/год	в » ч	1/год	4
	6—10	0,01	12	0,166	3,4
	35	0,01	9	0,166	5,16
	НО	0,01	12	0,166	6,1
Разъединитель	150	0,01	12	0 166	9,3
	220	0,01	15	0,166	П,1
	330	0,01	12	0,166	12,7
	500	0,01	15	0,166	21,1
	750	0,01	19	0,166	45,9
Отделитель с ко-	35	0,109	6	0,33	7,2
роткозамыкателем	110	0,013	7	0,33	8,5
	220	0,018	5	0,33	11,0
Предохранитель	6—10	0,02	2	—	—
Таблица 43.38. Показатели надежное m сбориш шнн (на одно присоединение)
^ном- кВ	Л, 1/год	'в- ч	Л„, 1/год	'п.ч
6	0,030	5	0,166	5
10	0,030	7	0,166	5
20—35	0,020	7	0,166	4
110—150	0,016	5	0,166	4
220	0,013	5	0,166	3
330	0,013	5	0,166	3 1
500	0,013	5	0,166	5
750	0,010	6	0,166	5
j 4181 РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
271
Таблица 43.39. Показатели надежности устройств защиты н автоматики (интенсивность отказов Ао, ложных срабатываний Ал с, излишних срабатывании Аис)
Тип	1/юд	^Л.С’ 1/год	с’ 1 /год	/ В ’ ч
Дистанционная 113 2	0,0018	0,01	0,0035	—
Дистанционная ДЗ 500	0,0018	0,022	0,005	—
Дистанционная ПЗ с ВЧ-блокировкой Дифференциальнофазная:	0,0084	0,006	0,015	
ДФ3 2О1	0,0025	0,014	0,04	—
ДФЗ 500 Дифференциальная защита шин.	0,005	0,031	0,021	—
с фиксированными присоединениями	0,002	0,008	0,012	—
без фиксированных присоединений	0,002	0,025	0,006	—
УРОВ	0,0012	0,008	0,004	—
АПНУ	0,006	0,04	0,01	—
АЛАР	0,003	0,009	0,005	—
САОН	0,004	0,04	0,012	—
Технологические защиты ЭБ	0,0327	—	—	52
Автоматическое регулирование технологического процесса ЭБ	0,0105	—	—	56
Примечания к табл. 43.34—43.39: 1. Продолжительность оперативных переключений в РУ подстанций 1,5—3,5 ч. 2. Среднее время восстановления поврежденной фазы однофазного трансформатора при установке на подстанции резервного однофазного трансформатора 10 ч без перекатки и 8 ч с перекаткой однофазного трансформатора. 3. При обслуживании подстанции выездными бригадами время восстановления питания путем переключения в РУ следует увеличивать на 0,6 ч на отказ 4. Время восстановления электроснабжения при повреждении выключателей в схемах с обходной системой шин 0.6 ч на отказ, а в схемах многоугольника, полуторных и мостиковых 0,3 ч на отказ.
Таблица 43.40. Показатели надежности асинхронных электродвигателей
Цюм» кВ	р НОМ’ кВт	А, 1/год	'в-4	А„, 1/год	'п.ч
До 1	До 320	0,1	50	0,25	50
Более 1	200-800	0.1	50	0,25	96
	1000—2000	0,1	90	0,25	164
	Болес 2000	0,2	140	0,25	384
Балансовая надежность — надежность, определяемая соотношением между генерируемой и потребляемой мощностями в ЭЭС на различных интервалах времени. Применяется в проектных и эксплуатационных расчетах, а также в краткосрочных прогнозах прн обосновании резервов генерирующих мощностей, выборе параметров системной автоматики и др.
В общем случае методы расчета показателей надежности на различных интервалах времени различны Чем меньше интервал времени, гем большее значение имеет учет начальных состояний элементов и объектов, а также изменений показателей надежности во времени. Математические модели, отражающие процессы отказов, восстановления, преднамеренных отключений элементов и систем изменяются от моделей случайных величин (стратегическая, оперативная надежность) до моделей случайных процессов (коммутационная надежность).
Например, для одного объекта — системы или элемента, находящегося только в двух состояниях: работа «0» и отказ «1», вероятности которых соответственно Pffj) и изменение этих вероятностей во времени описывается системой двух дифференциальных уравнений:
Ро(0 = -Ар0(/) +
р'//) = -ЦР](О + Ар0(/),
где ц = 1 / / в — интенсивность (параметр потока) восстановления; р'0(1), р'Д/) — производные по времени соответствующих вероятностей состояния
Решение системы уравнений определяется начальными условиями:
прир0(0)=1, р((0) = 0
р0(Р) = ц /(А + ц) + А /(А + р)ехр - (к + р)/,
Р|(Т) = А/(А + р) - А/(А + р)ехр - (X + ц)/;
прир0(0) = 0, Р|(0)=1
р0(0 = ц/(А + ц) - ц/(А + р)ехр - (А + р),
р}(1) = А/(А + ц) + ц/(А + р)ехр - (А + р).'
Для стационарного значения (/ —> оо) вероятности состояний: работы и отказа:
Po(') = ₽o=H/(A + Ц) = Т/(Т + 7В) = (1 - </) = Аг,
Р\{1) = Р] = к/(к + Ц)= iB/(T + 7В)= q =кп, где кт, кп — коэффициенты готовности и вынужденного простоя; Т= 1 /А — среднее время безотказной работы. При / в «Г, что характерно для ЭЭС,
Р\ = <7 =	р0 = (1 <?) = (! -/ВА).
На практике подоо понимается значение /> 3 / в.
272
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 41
Порядок системы дифференциальных уравнений для одного расчетного элемента определяется числом его состояний. В расчетах сложных систем с п расчетными элементами число состояний TJ в пределе может быть N = (2п—4П), соответственно и порядок системы дифференциальных уравнений будет N.
Решение системы N дифференциальных уравнений записывается следующим образом:
Pk<J) = 2<х,*ехР(-Р(/), k=\,2,...,N,
к
где р, — корпи характеристического уравнения; alk— постоянные коэффициенты.
Дальнейшее изложение методов во временном аспекте ориентировано на стратегическую надежность как наиболее доступную для освоения.
Для решения большей части практических задач отдельные состояния представляются моделями систем случайных величин, а режимы электро-потребления, генерации и параметры режимов отдельных элементов — интегральными характеристиками режимов.
Интегральные характеристики режимов определяются либо в результате статистической обработки данных измерений, либо специальными методами восстановления по заданным пределам изменения и интегральным параметрам, либо аналитико-статистическими методами по характеристикам модели случайных процессов. Например, при представлении нагрузок узлов в виде случайного аддитивного нестационарного процесса:
7(Г) = 2 Л cos(o)(Z + а() +	+ JT,
I
где Jp о),, a, — соответственно осреднепная амплитуда, частота и фазовый сдвиг /-й гармонической составляющей (суточной, внутрисуточной, недельной, сезонной); 70(/) — случайный стационарный процесс с нулевым математическим ожиданием и среднеквадратическим отклонением с0; J-j, — среднее значение нагрузки за интервал времени 0—Т.
Интегральные характеристики (математическое ожидание J , корреляционный момент между z-й и/-й нагрузками'
J = \ /Т Jj(/) dz = JT\
О
/’
К(7,7) = 1/ 7’ f7,(z)7/(z) d/- JTl Jr/ =
0
= 0,5 2^/,, cos (a,, - a,7) +	;
i
2	2
Л'(7,/,;) = 7?(J,) = 0,52(7/, + c0(),
I
где rt/ — коэффициент корреляции между случай-ными составляющими i-й и у-й нагрузок, I — число дискретных значений случайного процесса
По интегральным характеристикам нагрузи узлов определяются интегральные характеристик нагрузок ветвей и напряжений узлов с использованием обобщенных параметров схем и обобщенны! параметров изменений схем (см ниже)
В методах оценки показателей надежности, не-доотпуска или недовыработки электроэнергии попользуются два подхода: первый достаточно подробно учитывает взаимосвязь параметров режима отдельных элементов, т.е. содержит количественную оценку ограничений пропускной способное! элементов (по токам нагрева, статической устойчивости, потерям напряжения); второй приближенно учитывает характеристики режимов, в частное! ограничения пропускной способности элементов Расчет показателей надежности выполняется относительно каждого объекта. Первый подход позволяет определить еще и характеристики частичны, отказов системы, которые доминируют в ЭЭС
МЕТОД АНАЛИЗА ВЕРОЯТНОСТЕЙ СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ
(ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ НАДЕЖНОСТЬ)
В этом методе используется первый подход Выделяются в системе расчетные элементы с учетом логики функционирования сети, т е. объединяется в расчетный элемент группа реальных элементов системы, отказ которых пс локализуется в нм самих, а приводит к отключению всех смежных. Это, как правило, группа элементов, не разделенных в схеме автоматическими коммутационными аппаратами. В смысле надежности они оказываются соединенными последовательно.
При необходимости учета вероятности перехода аварии через автоматические коммутационные аппараты (например, в расчетах живучести) добавляются еще элементы, отделенные от рассматриваемой цепи передачи энергии автоматическими коммутационными аппаратами (более подробно см. ниже, а также [43.12]
Для таких расчетных элементов определяются эквивалензные показатели надежности Лэ, q.y itJ
)... = УЛ,, I = 1, 2, 3, . ., п + zn;
I
<7э = 5Л'в,+	'= 1.2,3,
I	I
j = 1,2,3, ..., in,
I В 3 ~ ^з^з ’
где п — число элементов в цепи передачи электроэнергии и примыкающих к вей элементов, не отде-
j 4181 РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ	273
лепных от нее какими-либо коммутационными аппаратами; т — число элементов, примыкающих к цепи передачи энергии и отделенных от нее неавтоматическими коммутационными аппаратами, например разъединителями
В частном случае может быть т т n = I
Показатели преднамеренных отключений группы элементов подсчитываются следующим образом. Пусть в группу входят к элементов с периода-миотключений 1 /Лл1, 1 /Лл2,	1 ^пкп продолжи-
тельностями / ,,1, I , , t пк Определяется наименьшее общее кратное 1 /А.п|, 1 /Л|]2, , 1 /Ал^, которое обозначим /пэ, являющееся наименьшим интервалом времени, в течение которого производится целое число преднамеренных отключений каждого элемента, т е цикл преднамеренных отключений
Выбирается элемент с наибольшей продолжительностью отключений такого эквивалентного
элемента / п,.
Параметр потока преднамеренных отключений такого эквивалентного элемента
Лпэ = ' / 'пэ[Е(^ 1 п Т - I ) + ^-11, 1 П.э] >
J
J= 1,2,3, .,к
Средняя вероятность преднамеренных отключений
?пэ = । / 1»	п Э - । ) 1 П) + Ч, t n/t и J ,
у
у*/, /=1,2,3, ,к
Средняя расчетная продолжительность преднамеренного отключения
'•> = ?в.э/лпэ
В результате выявленные таким образом расчетные элементы используются для анализа различных состояний схемы с одним и двумя аварийно отключенными расчетными элементами, затем с наложением на каждый преднамеренно отключенный элемент аварии другого. В двух последних случаях необходимо контролировать, чтобы каждый реальный элемент при подсчете показателей надежности учитывался 1 раз Состояния с тремя и более отказавшими элементами в практических расчетах не рассматриваются как маловероятные.
Общее число рассматриваемых состояний в системе с N расчетными элементами с учетом наложения отказов одних элементов на преднамеренные отключения других
K-N(3N- 1)/2
Для каждого состояния системы г определяется частота его возникновения Ас/, вероятность qcl
и среднее время восстановления tBC,.
Например для состояния с одним отказавшим элементом
^В/ + \1/ “ ^Э/ ^1>/ + \1 )/ ту
Ча ~ Чы * Чт ~ Чц э/ * Чп а ^гэр
к вс/ = <7с///^'с/
Для состояния с двумя отключенными элементами i,j
^а/ ~ ^bij + \/// (^э/ Чу + ^"1/ *7//^гэ// +
+ (\i □/ Чу +	э/Ч it)kr3l),
4CIJ = 4Blj + 4nli = 4y4ykly + (Чц Чп.у Yn/ + Чу Чи у YuJ ^гэр
'»'/ = Чы/^-ыг
Здесь
^г.э/ — d ~ Чу ~~ Чп — Чп >у)> y=l,2,3,..,W; j*r,
кгэц = "/ (1 - Ч>1-Ч„ ,/)/(! - Чп Л
1= 1, 2, 3,	, /V, l*j*i,
Yn, — /|1Э//(Н1Э/+ <вэу),
Yn; = к п )/ / ( к ц у + I в )/) ,
где Агэ/, кг31] — соответственно коэффициенты готовности оставшейся части схемы после исключения m нее z-го иу-го элементов
Для каждого состояния рассчитываются интегральные характеристики параметров режимов работы элементов схемы (токораспредсленис, пою-кораспределение, уровни напряжения) Определяются вероятностные параметры превышения допустимых пределов При этом следует учитывать возможные мероприятия (изменение схем коммутаций, форсировку регулирующих и компенсирующих устройств и т п ), которые позволяют снизить нагрузку перегруженных элементов сети без отключения потребителей, изменить параметры режимов источников ак> йеной и реактивной мощности в системе. Затем определяется отключенная мощность в узлах с целью обеспечения существования режима, либо в результате действия автоматических устройств (специальная автоматика отключения нагрузки — СЛОН), либо в результате оперативных переключений, либо совместно того и друюго. Поотключаемой мощности оценивается значение недоотнущенной энергии для каждого состояния. Суммарное количество недоотнущенной энергии равно количеству недоо/пущенной элек-
274
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд 4]
троэнергин по всем состояниям в сумме. Метод отличается значительной трудоемкостью расчетов, в особенности для сложнозамкнутых схем коммутации. Количество расчетов можно сократить, если в результате предварительного анализа исключить из рассмотрения состояния с низкой вероятностью существования и состояния с отключением мало загруженных элементов схемы.
Ранжирование состояний производится по критерию дефицита мощности, передаваемой по элементу, т е. произведению мощности, протекающей по элементу, на вероятность его отключенного состояния [43.12]
Существенное сокращение объема расчетов достигается в результате использования обобщенных параметров схем замещения электрической сети
матрицы узловых сопротивлений
Z= (МувМ,)_| ;
матрицы коэффициентов распределения
С = у MZ;
матрицы собственных и взаимных проводимое! ей
Y = (СМ + 1)ув,
где М —первая матрица инциденций; ув' —матрица сопротивлений ветвей, обычно диагональная; / — знак транспонирования.
Применение ЭВМ для определения показателей надежности с учетом ограничений режимов в сложных схемах вызывает ряд требований.
а)	использование единой информации о режимах в большом количестве состояний,
б)	необходимость ускоренного пересчета параметров режимов и обобщенных параметров схем с формальным выявлением тех элементов, режимы которых выходят за допустимые пределы;
в)	необходимость ускоренного пересчета любой части матриц обобщенных параметров (отдельных элементов, строк, столбцов и т.д ) без пересчета всей матрицы
Эт нм требованиям удовлетворяет метод, использующий обобщенные параметры изменения схем g(/, Ц/, или так называемых матриц утяжеления (изменения) режимов. Используются характеристики одного (например, нормального) состояния
Напряжения узлов и нагрузки ветвей I
в состоянии с г коммутируемыми ветвями
VWr
где U, I —соответственно напряжение и ток» грузки нормального сосюяния схемы. • = U - UK ; UH , IJK — напряжения начатым (индекс «н») и конечных (индекс «к») узлов комму-тируемых ветвей; I — ток нагрузки коммутируемых ветвей в нормальном состоянии;
^(/(в) — к + —"к н — У г ~ В н — 4к).
S(/(o) = ~	+	-	)'
£цГ) = УвиуМцгуВг/У?’
В этих формулах g(/(Bj и gf/(oj —соответственш матрицы изменения напряжений узлов приведении или отключении ветвей; g^ — матрица» мснения токов нагрузок ветвей; Z,r =
7^ —соответственно подматрицы матрицы Z ра> мером гхг, отражающие взаимное влияние токи нагрузок «н» и «к» узлов (первый индекс), (второ! индекс указывает узел, на который воздействует» дающий ток узла); уг — матрица проводимости коммутируемых ветвей.
Пересчет матриц Z и С при коммутации г ветвей осуществляется также с использованием матриц gy и g,.
“(И = У(/-)МТ(г)?(/-)-
По наиболее значимым элементам матриц и g/ выделяется зона влияния отключенного элемента (элементов) на оставшиеся в работе (матрицы С(г) и Z^), а также группа узлов, оказывающих наибольшее влияние на перегрузку ветвейив напряжение. Тем самым осуществляется декомпозиция схемы с целью ускоренною анализа и выработки необходимых мероприятий в каждом посль аварийном состоянии Размерность задачи обеспе* чения существования режима и оценки недоотпу» ка электроэнергии для сложных схем существен^ уменьшается.
РАСЧЕТ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЭС
Существующие методы расчета балансовой,» дежности сложных ЭЭС основаны на использовг нии типовых графиков по продолжительности суп-мерной генерирующей мощности ЭЭС /’^.суммарной потребляемой мощности Рн^ и моделиров» ния дефицита мощности как разности &Р между ними вследствие отказа отдельных генераторовии
§ 43 8| РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
275
их совокупное! и Вероятности дефицитных состояний рассчитываются по биномиальному закону (закону Бернулли) При этом число дефицитных состояний /Vрасте г с увеличением общего числа генераторов т в степени, равной числу отказавших генераторов п, при эгом рассчитывается каждая точка графика.
Реальные расчет возможны только для систем, в которых число генераторов нс превышает 10. Поэтому столь широкое распространение получили всевозможные методы эквпвалентирования При этом избыточные системы заменяются эквивалентными генераторами, а дефицитные — эквивалентными нагрузками
Известно, что в зависимости от вероятности появления события в каждом йены гании имеют место асимптотические биномиальные распределения, либо распределения Гаусса при вероя гности, стремящейся к 0,5, либо распределения Пуассона при вероятности, стремящейся к нулю. При промежуточных значениях вероятностей асимптотическими законами будет класс гамма-распределений с переменными параме трами Диапазон вероятностей отказов (на один arpci ат в год) энергоблоков согласно статистическим данным составляет 0,021—0,142 в зависимости от мощности и типа агрегата. Верхняя граница диапазона соответствует агрегатам мощностью 500 МВт и более. Диапазон для блоков турбогенераторов 0,00086—0,046.
В связи с этим события отказов в ЭЭС, содержащей десятки и сотни ai регатов разного типа, можно моделировать распределением Пуассона. Вероятность отказа п агрегатов из общего числа т= 1,2,3, I
Р(п) = а" [ехр(- а)/и'.],
где а = т(Х, t в), т — число агрегатов в системе;
1В — среднее время восстановления эквивалентного агрегата, ч; Л — число 01 казов эквивалентного агрегата, 1/год
Если а < 1,5, то применяется распределение Пуассона, если а > 1,5 — гамма-раенределение.
Алгоритм расче1а показателей надежности:
1 Производится расчет баланса для нормального состояния системы. Если возникает дефицит мощности, то принимаются меры по его ликвидации (уточняются схема, ее параметры, астатизм генераторов и нагрузок, их значения, значения потерь мощности и др ). В нормальном, исходном состоянии дефицит мощности должен быть равен пулю, частота— номинальной Без выполнения этих условий нельзя начинать расчет балансовой надежности
2.	Определяются интегральные характеристики эквивалентных агрегатов с учетом межсистемных связей, если онн идут от избыточных ЭЭС. Предел передаваемой (генерируемой) по ним мощности принимается равным пределу по статической
устойчивости или допуешмому току Фиксируются энергетические показатели эквивален inoro источника И3 средней мощности маюматическое
ожидание рг, средпеквадрагоческое отклонение с Если межснс темная связь иде! oi дефицитом системы, то она нрелс 1авляе>ся нагрузкой, но с максимально возможным ставимом, так как в процессе моделирования оiказов источников рассчитываемой ЭЭС мощность по такой связи может поменять свой знак Когда моделируется процесс работ АЧР, то переток какой мсжсистемной связи принимает статус нагрузки
Определяются показагели надежности источника Иэ, в том числе и межсистемных связей
3.	Рассчитываются вероятность отказа одного источника средней мощности в ЭЭС по формуле /X 1) = а ехр(- а), а также все харак1ернстики дефицита мощности А/' в ЭЭС, но при определении не-доотпуска энергии ДЭ, дефицит мощности БР । (см. ниже) умножаегоя па вероятность
Р(1) = Р(1)[1 ?(1)],
ДЭ', = ДР|У(1)7’,
\ = СЛ 1 )/<„!,
где /в| — время восстановления одного Пэ, Т — интервал расчета.
Определяется вероя i нос 1ь С?ц| превышения суммарной мощности нагрузок Рн1 над значением суммарной мощности не 1 очника питания ИП ,рг]
neH|)=wH1 >/;.,) =
= {' -«’«[(/’г! - ^„1 )/пн1ШФ1и/’,11 - ^Г1 )/ог11).
где Фн(х), Ф,(х) — соответственно интегральные функции распределения суммарной мощности нагрузок и суммарной мощности генераторов системы
Значение недоотпуска энергии ДЭ', умножается еще на P(QH\), т.е.
ДЭ, = ДЭ'/СР,,,)
Рассчитываются вероя!нос>ь щказа двух Иэ в ЭЭС по рекуррентной формуле' при к = 2 Р(2) = Р(\)а/2, а также все харакюристики дефицита мощности в ЭЭС, но с учетом межсистемных связей. Одновременно определяются и все показатели надежности этого состояния Z2, t в2 — время восстановления двух Иэ, ДЭ7 = ДЭ'2С(<2и2)
Также рассчитываются все характеристики при отказе трех Иэ и т.д.
276
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 4]
4	Вероятности 0(1), 0(2), , Q{k + 1) складываются, определяется вероятность суммарного дефицита 0(;|) = £0(4) (как для совместимых событий). Определяются суммарное значение недоот-пуска энергии
и показатели надежности этого расчетного состояния
Л(д) =
^в(д) = С?(д)0
5.	Эти характеристики в преднамеренных отключениях (ремонтных состояниях системы) надо считать отдельно, так как параметры нагрузки и генерации изменяются
Если математическое ожидание а числа отказавших ИП в ЭЭС оказалось больше 1,5, а, строго говоря, уже при а > 1 применение распределения Пуассона даст погрешности, следует применять асимптотику из класса гамма-распределений, которые дают хорошие приближения до а = 8. 11ри а > 8 происходит нормализация распределения и хорошие приближения дает распределение Гаусса
О < а < 1 — асимптотика Пуассона,
1 < а < 8 — асимптотика гамма-распределений, 8 < а < mil — асимптотика Гаусса.
Приближения по Пуассону дают хорошие результаты лаже при т = 10, т е если средняя вероятность отказа не превышаете, 1. При меньшем т следует применять закон Бернулли
Гамма-распределения и распределения Гаусса не однопарамегрические, как распределения Пуассона, а двухпараметрические, к тому же непрерывные Возникает необходимость определения второго параметра — дисперсии О„Ли среднеквадратче-ского отклонения а11г Дополнительным признаком правомерности асимптотики Пуассона является близость значений а и с
При асимптотиках гамма-распределений и Гаусса процесс моделирования отказов Иэ следует начинать не с единицы, со значения а, так как в симметричных распределениях максимум вероятностей соотвсгсгвует области математического ожидания, т е о
Все параметры распределений в силу их непрерывности следует выражать в мощностях.
ар = аРг; РТ = аРг\
2
D„l‘ = PrDn^ °nP = VmPr
Вероятность отказов к агрегатов надо определять по вероятности попадания в интервал значений, соответствующих числу к отказавших агрегатов.
Пример. Пусть а= 8, РТ = 50 МВт, апг = 5,4=4.
Тогда ар = 50-8 = 400 МВт, апР = 5-50“ = 250 МВт, D„P = 250  250 = 62 500 МВт2, Рг  = 400 МВт.
Вероятность отказов к (к = 4) агрегатов равна 0(4) = F(225) - /-'(175), где Р'(х) — интегральна! функция распределения дефицита мощности в ЭЭС, в данном случае примем гамма-распределение
/(х)=х«е	+Г(а + 1),
Г(х) = Г(сх+ 1, ,г/Р)/Г(сх + 1), ()<х<оо, где Г(х) — гамма-функция, Г(л) = Г(х + 1)/х и
Г(х) = (л - 1)Г(х - 1), Г(х) = f ехр(-/)/ <1/.
0
Параметры гамма-функции определяются и системы двух уравнений
400 = Pf = (а + 1)Р;
62 500 = Оп/, = (а + 1)Р2
Откуда
P = °n/-//3r.
-	-2
(« + l) = /’r/p = Pr/Dnp, или
0= 156,25; («-ь 1) = 2,56;
F(225) - F(175) = Г(2,56; 225/156,25)/Г(2,56)-
— 1(2,56; 175/156,25)/Г(2,56), или
Г(2,56; 1,44)/Г(2,56)-Г(2,56; 1,12)/Г(2,56);
Г(2,56) = 1,56Г(1,56) = 1,56 - 0,8 8 9 64 = 1,387838.
0(4) = F(225) - F( 175) = 0,0517.
Аналогично рассчитывается вероятность при моделировании дефицита мощности в ЭЭС распределением Гаусса. Распределение Пуассона даетре-зультат (2(4) = 0,0573
Наличие большого числа межсистемных связе! в ЭЭС улучшает асимптотику Пуассона.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ
СХЕМ ОТНОСИТЕЛЬНО КОНКРЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ ЭЭС
Под конкретными объектами здесь понимают узлы нагрузки и генерации (сборные шины электростанций), концевые пункты межсистемных связе! отдельные потребители, отдельные генераторы, отдельные электроприемпики В общем случае—границы балансовой принадлежности
j 4} 8] РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
277
Далее метод определения показателен надежности относительно конкретных объектов излагается применительно к анализу надежности узлов нагрузки. Без изменений он может быть применен и для остальных объектов электроэнергетических систем
Реальная схема по отношению к узлам нагрузки заменяется эквивалентной структурной последовательно-параллельной (пути) и параллельно-последовательной (сечения). Пути — это совокупности минимального набора элементов, нормальное функционирование которых обеспечивает нормальное функционирование схемы (передачу энергии) от ИП до узла нагрузки. Сечения — это совокупности минимального набора элементов, отказ которых в любой из совокупностей приводит к отказу относительно рассматриваемого узла. В настоящее время существует достаточно много способов определения минимальных путей и сечений как аналитических, так и логико-цифровых, легко реализуемых на ЭВМ. Но для относительно небольших схем пути и сечения определяются непосредственно по схеме.
Алгоритмы целесообразно строить таким образом, чтобы вначале определять все пути в схеме, представляя их в виде матрицы путей П, в которой столбцы соответствуют элементам схемы, а строки — путям.
В результате логического сложения столбцов определяются все сечения схемы относительно рассматриваемого узла. Указанная последовательность расчета позволяет оценить показатели надежности с учетом надежности промежуточных узлов. Алгоритмы определения самих путей и расчет показателей надежности по сечениям отличаются простотой и наглядностью и позволяют достаточно легко учесть ограничения пропускных способностей элементов
Например для схемы рис. 43.32 матрица путей между вершиной ИП / и узлом нагрузки IV записывается в виде
1 2 3 4 5 I II III IV
/7]	10 10 0 110 1
П=/72	0 10 10 10 11-
/73	011011111
Пл 100111111
Для определения сечений по матрице путей анализируются каждый столбец матрицы П и их сочетания по два, по три и т.д., т.е. в порядке возрастания числа элементов, входящих в сечение (одноэлементные, двухэлементные, трехэлементные и т.д.).
Если для некоторого элемента схемы р составляющие вектор-столбцы матрицы = 1 для
Рнс. 43.32. Расчетная схема надежности электрической сети
i = 1, 2,..., к, где к— число путей (в нашем примере к = 4), то элемент р. является одноэлементным сечением. Если в вектор-столбцах матрицы П имеется хотя бы одна составляющая, равная нулю, то в схеме не существует одноэлементных сечений и можно сразу перейти к отысканию двухэлементных. В рассматриваемом примере из анализа матрицы II видно, что одноэлементных сечений два: узлы 1 и IV.
После решения вопроса об одноэлементных сечениях определяются двухэлементные, т е. анализируются сочетания по два вектор-столбца IIи Пи(, соответствующие двум элементам схемы. Если логическая сумма Пр, v ПL7 = I (i = 1,2, .,7), то элементы ц и и образуют двухэлементное сечение. Здесь v — знак логической суммы — дизъюнкция.
Аналогично определяются трехэлементные сечения, при этом анализируются сочетания трех столбцов, например 1, 4, 5, логическая сумма, равная единице, образует сечение.
Обычно анализ оканчивается на рассмотрении двухэлементных сечений, так как вероятность отказа трех и более элементов в >лектрических системах можно считать пренебрежимо малой. Для исключения не минимальных сечений не анализируются те сочетания элементов, которые в предыдущих комбинациях уже образовали минимальные сечения.
В сложнозамкнутых схемах с большим количеством элементов число минимальных путей может быть очень велико, что усложняет расчеты даже с применением ЭВМ. Поэтому специальными приемами можно ограничить количество путей в схеме, выделяя только те, которые образуют одно- и двух-элеменгные сечения.
Сложные схемы электрических сетей отличаются тем, что число независимых пулей без повторения элементов между ИП и узлом нагрузки не больше максимальной степени захода ребер расчетного графа в каждую из рассматриваемых вершин, т.е. обычно в пределах нескольких единиц. Поэтому одноэлементные сечения можно определить по пересечению всего двух максимально независимых путей, двухэлементные — по пересечению трех, четырех путей и т.д. Так как обычно число элементов в путях от ИП до узла нагрузки не превышает нескольких
278
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд.
Рис. 43.33. Расчетный граф электрической системы для пояснения ускоренного метода определения сечений (П — потребитель; О (ИП) — нс сочник питания):
- — - — путь / порядка (П—10 -9—8—7 6 5— 4 -3—2 1 0); -е—е--------путь // порядка, —|—|—
— путь /// порядка; - / /— — путь IV порядка, одноэлементные сечения: 11, 10, 7, 6, 4, П—10, 7—6\ двухэлементные 5, 3, 4—5, 5—6, 3 4, 3, 4, 3—4, 4
десятков, то, исключая последовательно сочетания зависимых элементов и путей /—IV порядков (рис. 43.33) и проверяя схему на связность (определение произвольного пути), достаточно просто определяют все одно- и двухэлементные сечения.
Максимально возможная независимость путей друг от друга достигается либо тем, что первый путь определяется как кратчайший, все последующие — также как кратчайшие, но с максимально возможным исключением элементов предыдущих путей, т е. путей /—IV порядков, либо введением специальной нумерации узлов иерархической системы координат Во втором случае каждой вершине присваивается номер в виде дроби, в числителе — номер уровня удаленности от ИП, в знаменателе — от внешней грани графа (она вы-
Уровень 1/0
Уровень 2/0
Уровень 3/0
Уровень 4/0
Уровень 5/0
Уровень 6/0
Уровень 7/0
Уровень 8/0 20(8/Тг^ Уровень 9/0 21(9/3) Уровень 0/4
2(1/2)
КИП
ГЗ(2/1)
М>(3/1)
7(4/2)
9(5/3)..
14(6/3)
! пуз) 114(2/2)
8(4/1
12(6/1)
13(6/2)
16(7/2)
15(7/1)
П
19(8/3)
22(9/2)
------------=-23(9/1)
Уровень 0/3 Уровень 0/2 | Уровень 0/1
.11(5/1
10(5/2)
18(8/2)^^Х17^
Рнс. 43.34. Фрагмент расчетного графа электрнче-ской сети, поясняющий при и пн и действия алг» ритма определения минимальных сечений с об» значением 1, 2, 3-ю путей ог рассматриваемого узла до 1111:
Первая цифра — номер узла до упорядочения нумеро-цнн, вторая — в числителе — уровень удаленное^ узла от ИП, третья в знаменателе — уровень удалей-пости узла от внешней трапп расчетного графа;
— — - — 1-й путь; -е—е---------2-й путь, -•—•—
3-й nyib
бирается произвольно), т е «широта» и «долгот» вершины (рис. 43 34)
Максимально возможная независимость путе! до пересечения обеспечивавюя пе произвольны!! их нахождением от узла нагрузки к И11, a врохм-i дением вершин графа в порядке уменьшения их но-, меров в числителе и знаменателе В качестве пери-го пути выбирается внешняя грань графа.
Каждый элемент может входить в сечения par-личными вероятностями, обусловленными состот-ниями аварийного восстановления на время 1, оперативного переключения т„ и преднамеренного отключения t п
Для системы, надежность которой необходимо] определить относительно узлов нагрузки, задаете! схема ее электрических соединений со всеми зло-ментами, влияющими па ее работоспособной!] Схема электрических соединений подразделяем! на ветви и узлы Под узлами понимаются физиче
j 43 8] РАСЧЕТ IL ЩЕЖНОС TH СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОС ПАБЖЕНИЯ	279
ские пункты схемы, которые непосредственно связаны не менее чем с тремя направлениями передачи энергии; обычно эго сборные шины или секции сборных шин распределительных устройств, трехобмоточные и автотрансформаторы, пункты ответвления ЛЭП и 1.Д
Узел представляется в виде одного расчетного элемента. Совокупности элементов, связывающие узлы, образуют ветви. Отказ узла приводит к потере работоспособности всех примыкающих к нему ветвей, а отказ ветви или ее элемента по-разному влияет на работоспособность граничащих с ней узлов Если отказ ветви не влияет на работоспособность граничащих узлов, то схема по расчету надежности совпадает с электрической схемой, в противном случае — отличается от нее.
Отказ любого элемента электрической системы приведет к отказу у зла / па время восстановления данного элемента, если в схеме ист коммутационного аппарата, с помощью которою можно отсоединить отказавший элемент от узла /, или отказавший элемент сам является узлом / Узел / потеряет работоспособность па время неавтоматических оперативных переключений тп , если между ним и отказавшим элементом отсутствует коммутационный аппарат, который может автоматически разорвать связь между узлом / н отказавшим элементом вследствие действия на него релейной защиты или автоматики, но есть коммутационный аппарат, который персонал может отключить оперативным переключением Если между узлом / и отказавшим элементом находится коммутационный аппарат, снабженный релейной защитой и автоматикой, то отказавши и элемент будет отсоединен от узла, аузел I потеряет свою работоспособность лишь в случае отказа коммутационного аппарата с вероятностью </а.
Предполагается, что по эпементам, входящим в сечение можег передаваться электроэнергия в узел нагрузки системы Такие сечения называются основными Взаимосвязь между отказами элементов можег порождать ситуации, когда отказы элементов. по которым не передается и не может передаваться электроэнергия в узел нагрузки, также приводят к состоянию полного отказа схемы относительно узла Минимальные совокупности элементов. которым электроэнергия непосредственно в узел нагрузки не передается или передается по части из них, но отказ которых приводит к потере питания узла, называются дополнительными сечениями схемы Формирование условий отказов в оценках структурной надежности относительно узла сводится к определению основных и дополнительных сечений схемы
Общим примером при формировании состояний отказа схемы относительно узлов нагрузки мо
жет быть следующий. Для каждою элемента основного сечения определяются все элементы системы, от которых па нею может иерей in отказ, те вычисляются условные параметры пог оков отказов и условные вероятности, последние по продолжительности воздействия зависимых ожазов Показатели элемента основною сечения затем заменяются на показатели элементов, от коюрых может перейти отказ, таким путем получаю! дополнительные сечения Причем эги элементы вводяюя их условными парамо рамп потока отказов и соответствующей продолжтслыюс! ыо воздействия Параметры потоков и вероятности отказов основных и всех дополнительных сечений суммируются Если основное сечение одноэлементное, го число дополнительных сечении, образуемых заменой каждого основною элемента на элемент, от которою може! перейти отказ,
п}
Когда основное сечение двухэлементное, то число дополнительных сечений, образуемых заменой каждого основного элемента на элемент, от которого может перейти отказ, в пределе равно
где э?] и э?2 — соответственно количество элементов, от которых можег перейти отказ к первому и второму элементам сечения, г е число дополнительных сечений, как правило, гораздо больше, чем основных, и зависимость между отказами элементов как бы осуществляет «размножение» сечений
При этом, во-первых, следует следить за тем, чтобы сочетания элементов, ог которых переходя! отказы, сами не являлись основными сечениями, во-вторых, не повышали порядок сечения (возможны ситуации, когда при формальном применении этого правила из одного и юго же элемента образуется двухэлементное сечение, из двух — трех элементное сечение, i.c поbiopпо получаются одни и те же сечения)
В первом случае такие дополни тельные сечения следует исключить из рассмотрения, во втором — понижать порядок, в третьем — исключить повторения При образовании дополнительных сечений из грехэлемешных основных сечений процедура исключения такая же, как н для двухэлементных, но количество трехэлеменгных дополнительных сечений резко возрастает В практических расчетах обычно ограничиваются определением сечений с числом элементов не более двух. При определении показателей надежности дополнительных сечений элемент, от которого переходит отказ, следует вводи 1ь соответствующим значением условного параметра потока отказов и соответствующей продолжительностью воздействия отказа. Элемент
280
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 4!
основного сечения учитывается параметром потока отказов и временем восстановления. В первую очередь следует рассматривать сечения из узлов и ветвей, затем из одних узлов. Например, из основного сечения (если не рассматривать сечения, состоящие только из узлов), состоящего из элементов г и 5, образуется дополнительное сечение с участием элемента /, отказ которого может перейти на элемент г. Причем условный параметр потока отказов равен
продолжительность воздействия тп. Пара-
метр потока отказов и средняя вероятность отказов дополнительного сечения [/, -s]:
\ = W,/-Тп + Х/, AJbc;
= МвсЛ.Лп-
где /	—восстановление системы.
Если па элемент 5 также может перейти отказ, например от элемента Л/, продолжительностью воз-
действия т„ , то параметр потока отказов и средняя вероятность отказа, например дополнительного сечения, образуемого из элементов 1 и М, равны:
\ = гтп + А Ал/Тп ’
<7С = WnV
Вероятности отказов дополнительных сечений при прочих равных условиях меньше, чем основных сечений, так как для большей части элементов
электрических систем Тп < /в
В этих расчетах наиболее трудоемкой операцией является вычисление условных параметров потоков отказов, ко торые в общем случае следует определять по графу переходов отказов системы. Порядок матрицы непосредственных переходов равен числу элементов схемы. Определение всех возможных путей переходов отказов оз одного элемента к другому в реальных сложных схемах практически невыполнимо даже с использованием современных ЭВМ.
Основными приемами сокращения количества вычислений являются:
а)	исключения из рассмотрения путей с числом ребер более двух, если коэффициенты переходов меньше единицы;
б)	выделение всех возможных путей перехода только доминирующих (один-два пути) по вероятностям перехода.
Указанные приемы позволяют достаточно легко достигать необходимой точности вычислений показателей надежности.
Учитывая особенности построения схем электрических систем и логики их функционирования, можно пойти на еще большие упрощения расчета, а именно: условный параметр потока отказов между
элементами определять не по множеству возмог-ных путей перехода, а всего по одному — самому короткому; исключать пути с переходом отказов чо-рез два автоматических коммутационных аппарат!; условные параметры потоков отказов определяли! между каждой парой элементов, а между элемент» ми схемы и узлами, т.е., по существу, определил условия состояний отказа узлов (здесь узлы схсш не обязательно являются узлами нагрузки), обусловленных зависимостью отказов элементов схем Приведение условных отказов к узлам схемы сокращает количество расчетов при формировании дополнительных сечений из основных, так как отит узла обусловливает отключение (потерю работоспособности) всех примыкающих к нему ветвей,  то время как отказ ветви не всегда приводит к отказу узла, с которым она непосредственно связана.
Дополнительные сечения при таком подход можно формировать только из гех основных сечений, в которые входят как элементы узлы схемы. Для каждого узла схемы составляют списки элементов, оз которых к нему возможен переход отказов, дифференцируя такие списки по коэффициентам связи отказов и продолжительности воздействия на узел. Можно ограничится составлением всего пяти-шести списков. Затем, заменяя Весниных сечениях узлы па каждый элемент из эти списков с соответствующими параметрами потоков отказов и продолжительностью воздействии, достаточно просто получают все дополнительна сечения. Так же как в предыдущем случде, необходимо следить, чтобы дополнительное сечение по составу элементов не являлось основным! не превышался порядок сечений.
Вместо множества путей по графу переходя отказов между элементами схемы и узлом определяется всего один путь по электрической схеме системы (если такой путь существует), а по составу и порядку следования элементов (разъединитель, автоматический выключатель, линия, выключатель с автоматическим вводом резерва (АВР), цепь ЛЭП с зависимостью отказов оз другой цепи ит.д)-пути, т.е. по чисто формальным признакам определяется принадлежность того или иного элемент! системы к одному из списков.
Практически формализация составления стеков осуществляется следующим образом. Посде-довательно анализируется каждое ответвлена от узла (т.е. каждая ветвь) па предмет состава входящих в него элементов и возможности автомат»! ческого и неавтоматического отключения ихотуэ-ла при отказе. Предполагается, что через нормаль-’ но отключенный коммутационный аппарат, автоматический или неавтоматический, отказ перейп не может, вероятностью ложного включения мог-но пренебречь (такие ситуации можно учесть, но трудоемкость расчетов значительно возрастает).Hl! основании известных коэффициентов связи
{43 8] РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
281
и продолжительности воздействия на узел элемент заносится в тот или иной список
Так, если элемент не отделен от узла никакими коммутационными аппаратами, то его отказ приводит к отказу узла на время восстановления, а коэффициент перехода отказов равен единице, если он отделен, например неавтоматическим коммутационным аппаратом, то отказ приводит к отказу узла на время оперативных переключений тп, коэффициент перехода отказов также равен единице; если он отделен автоматическим коммутационным аппаратом, то коэффициент перехода равен q^, время воздействия тп и т.д. Значения qA зависят не только от надежности срабатывания собственно коммутационного аппарата, но и от вероятности отказа релейной защиты (РЗ). Значения qA приведены ниже
Дифференциальная высоковольтная защита типаДФЗ-2	0,0024
Фильтровая высокочастотная направленная защита типов ПЗ-162, ПЗ-164, ПЗ-164А	0,0078
Дистанционная защита типов ПЗ-156, ПЗ-157, ПЗ-158 с высокочастотной блокировкой	0,0059
То же, но без высокочастотной блокировки 0,0057
Дифференциальная защита шин напряжением 110 кВ и выше	. .	0,029
Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ)	0,063
Дистанционная защита типов 113-151, ПЗ-152,
ПЗ-153	0,008
Дифференциальная защита трансформаторов	0,022
Газовая защита трансформаторов с действием на отключение	0,003
Автоматы повторного включения линий
ПО—330 кВ	0,0072
Автоматы повторного включения подстанций
ПО—330 кВ	0,12
Автоматы частотной разгрузки	0,0016
Автоматическое устройство разгрузки ври отключении у частка ЛЭП	0,0003
По продолжительности воздействия отказов и коэффициентам связи эти списки обозначим В, II, А, АВР, ВР. Составление таких списков можно рассмотреть на примере фрагмента электрической системы (рис. 43.35). Как уже указывалось, отдельного списка элементов, отделенных от узла двумя автоматическими коммутационными аппаратами, не составляется, так как вероятность перехода мала.
В этой схеме приняты следующие обозначения. РЗ — выключатель оборудован релейной защитой, АВР (—>•) — АВР двустороннего действия, АВР(«~) — АВР одностороннего действия; ВР — ввод резерва посредством оперативных переключе
ний; АПВ — выключатель оборудован устройством АПВ; между отказами элементов (ЛЭП) существует неэлектрическая связь
Порядок составления списков
I Формируется список элементов ответвлений от узла /, элемент ы которого не О1лелены от него никакими коммутационными аппаратами; для них	1t Эти элементы вносятся
в список В Например для узла 4 такими элементами будут 45, 53, 28 (табл 43.41) и рис 43 35
2	Формируется список элементов ответвлений 01 узла /, которые отделены oi него неавтоматическими коммутационными аппаратами, для них Ху = Ху, 1,! = т„ Эги элементы занося гея в список П. Для узла 4 1акими элементами буду 1 56, 27, 26
3.	Формируекя список элементов о!ветвле-ний от узла I, которые отделены от него не более чем одним автоматическим коммутационным аппаратом, способным автоматически отделить элемент от узла при отказе элемента. Для таких элементов Ху = qA^r t = т пд Эти элементы заносятся в список А, для утла 4 такими элементами будут 60, 64, 68 .
4.	Если электроснабжение узла резервируется посредством АВР, то формируется список элементов, отказ которых вызывает необходимость работы устройства АВР, т е обычно это элемешы основной цепи (цепей) питания узла и все примыкающие к ней, не отделенные от нее автоматическими коммутационными аппаратами. Для этих элементов Ху = (^ + 4'двр)Х/, tlf= тпЛ Эти элементы заносятся в список АВР Для узла 4 такими элементами будут 25, I, 20
5.	Если узел резервируется посредством неавтоматического ввода резерва io формируется такой же список, как АВР в и 4, по для его элементов Ху = Х^, /= т п Эти элементы заносятся в список ВР. Например для узла 7 такими элементами будут 45, 4, 53
6.	Если выключатели схемы оборудованы устройством АПВ, то формируется список элементов, отделенных от узла таким выключателем, но эти элементы вводятся в расчет Хд,,] параметром потока неустойчивых отказов (Ху + Аднр, для них Ху = qA (Х7 + Xyj,,)), t ,у = т п
Эти элемент ы дополнительно занося гея в список А(, в табл 43 41 они помечены звездочкой
Формирование отдельных списков, учитывающих возможность перехода отказов от зависимых элементов (неэлектрическая связь) к узлам или элементам указанных выше списков, нецелесообразно, так как таких взаимозависимых элементов в схемах
282
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Рнс. 43.35. Фрагмент участка ЭЭС для пояснения принципов формировании состояний отката с отр*-жением логики функционирования сети при определении показателей надежности (цифры в кружи-ках — номера узлов, остальные цифры — номера элементов)
Разд. 43
{ 43.8] РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ	283
Таблица 43.41 Содержание списков, отражающих логику работы схемы рис. 43.35
Номер узла	В(тв, *,= ')	п(тп; *,/=’)	А ( ^пА ’	У а)	АВР(тпА; ку = еН + ^АВр)	ВР(т„,Л,7=1)
I	20,21,25	19,22,26	17, 18,23,24,27,28,4,45, 53,52, 56, 47, 29, 30, 46, 49, 43	—	—
2	35.36,40	34,37.41	32, 33, 38, 39,42, 44, 51, 52, 50, 3, 57, 31,55,48.54,43,29,47,30,46, 49	__	—
3	48,44, 31	54, 55, 57. 52. 42. 41,47,30, 49, 43	40, 2, 36, 37. 35, 34, 61,65, 69, 73, 77. 8, 90, 91, 92. 164, 93, 135, 59, 63, 67,58, 62,66, 70,71	40, 2, 36, 37, 35, 34	
4	45, 53, 28,49, 30,47,43	56,27,26, 52, 46, 29	60,64,68, 72, 76,89,88,90, 7, 147, 87, 123,25, 1,20, 19.22	25, 1,20, 19,21,22	—
5	74, 78, 81,94	70,79,83, 96	66,62,58, 54, 80,82,85,75, 71, 95, 97,6, 78, 81,83, 74, 70, 94, 96, 5	—	—
6	75, 80, 82,95	79,71,97, 85	67,63.59,55,99.101,104,106,109, 111, 86, 78, 81, 83, 74, 70, 94, 96, 5	—	—
7	76. 67, 88,89	72, 90, 147, 123, 68,64,60, 56	124, 125. 126, 127, 129, 130, 148, 149,(150—149), 151, 152,45,46, 4, 53, 28, 27, 26, 29,43, 30, 47, 49, 52,125*	—	45, 4, 53, 56, 28, 27, 60, 26, 46, 43, 64, 29, 30, 47,68,49, 72
8	77,91,93	135, 164, 90,73,69, 65,61,57	136, 137, 138, 139, 141, 142, 165, 150,(149—150), 166. 167,51,52, 3, 50,49,44,43.42, 41,46, 29. 31. 30, 55, 48, 47, 29, 137*	—	50, 3, 48. 57,51,52, 44,61,41, 31, 55, 65, 48,47, 54, 69, 49, 43, 30, 73.46, 29
9	—	—	83, 84, 85, 86	—	—
10	112,117, 114	110. 115, 119	121, 108, 107, 105, 103	108, 107, 105, 103, 102, 100, 98, 96, 94, 74, 5, 81,83,78, 79, 70	—
11	116. 118, 113	111, 20, 115	122, 109. 106, 104, 101,99,97	—	109, 106, 104, 101,99, 97, 95,6, 75,71,82,85,80. 79, 111
12	157, 158, 161	156, 159. 162	163, 155. 154, 153. 152	155, 154, 153, 152, 151, 149, 147,(150—149), 148, 88, 89, 90, 7, 87, 123,76,72, 68,64, 60, 56,45,4,53,52,28,27, 26,46,43,29,30,47,49	—
13	172.160, 173	159. 171, 174	175. 170, 169, 168, 167	170, 169, 168, 167, 166, 150,(149—150), 165, 164. 92, 90, 93, 135, 77. 73,69,65,61,57, 50,3, 48,51,52,44,41,31, 55, 48, 47. 54, 49, 43, 30,46, 29,91,8	
14	131,132, 176	133, 130	134, 129, 128, 127, 126, 123, 124, 125	—	129, 128,130, 127,126,125,124, 123, 87, 7, 88, 89, 90, 76, 72, 68, 64, 60, 56, 45, 4, 53, 52, 28, 27, 26, 46, 43, 29, 30, 47, 49, 147
15	143, 144, 177	142, 145, 141, 140, 132, 138, 137, 136, 135	146, 93, 8, 92, 164, 91, 90, 77, 73, 69,61.65,57	—	141, 140, 142, 139, 138,91,92, 137, 136, 164,93,8, 90, 77, 135, 50,3, 73, 48,51,52, 69, 44,41, 31,61, 55,48,47, 65, 54,49,43, 57, 30,46,29
ра-
оч-
Примечания: 1.3 — абстрактный узел нагрузки 2. Цепи (150—149) — две цепи линии электропередачи на одних опорах, связь между их отказами неэлекэрическая. 3. Переходы отказов при ложных срабатываниях АВР не учитываются. 4. Звездочкой обозначен элемент, который вводится в расчет параметром потока неустойчивых отказов
284
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 4]
электрических систем относительно мало. Эти элементы заносятся в соответствующие списки В, П, А и т.д., но указывается еще номер элемента (элементов), от которого может перейти отказ (в списках табл. 43.41 они указаны в скобках). В расчет такой элемент вводится параметром потока отказов = = Л' + кр1Тр, где Л' — параметр потока отказов собственно элемента j, Хр — параметр потока отказов элемента р, с которым элемент j связан неэлектрической связью; kpj — коэффициент перехода отказов оз элемента р к элементу j.
Например для узла 7 (рис. 43.35) условный параметр потока отказов элемента 149, в свою очередь зависимого от элемента 150.
^150—> 7 = 9а^149 + *149,15сЛ150)
По основным сечениям, содержащим в качестве элементов схемы, и по информации, заключенной в списках В. II. А, АВР, ВР, заменой узла элементом из соответствующего списка формируются дополнительные сечения с соответствующими показателями надежности. Например, из основного сечения 27—3 относительно узла 5 и списка В формируются дополнительные 27—48,27—44, 27—31, 27—50, 27—51, 27—29, 27—46, которые учитыва-
ются в расчетах со временем восстановления t
соответствующих элементов. Из основного сечения 27—3 и списка II формируются дополнительные, например 27—57, 27—49 и т.д., которые учитываются в расчетах со временем переключения тп , показатели сечения 27—57:
^27,57 = ^27^57гн + ^57^27 Z в/ •
^27,57 = ^27 ZBj^57Tn ;
7вс = ('В27*п)/('в27+ S.)-
Из основного сечения 27—3 и списка А также формируются дополнительные, например 27—65. которые учитываются в расчетах со временем переключения тпД ; показатели сечения 27—65:
^27,65 = (^27^-65 ТпА + ^-65^27 Zb27)9a i
*727,65 = 9д(*27 Zb27^65Tiia) ’
ZBc = < ZB27TnA^( Zb27 + ТпА^ '
Аналогично формируются сечения с использованием списков АВР, ВР
В системах с очень сложными схемами коммутации и насыщенных автоматическими коммутационными аппаратами иногда возникает необходимость учета вероятности перехода отказа через два автоматических коммутационных аппарата при условии, что защита последующих аппаратов резер-
вирует предыдущие. В этом случае формируете! I еще один список А ,, в который записываются эм-  менты схемы, отделенные от узла i не более чем В двумя автоматическими коммутационными аппа- разами; для них =<7Л|<7а2\. z,, = тпА Наосно-И ве этого списка формируются также дополните®-И ные сечения заменой узла па элементы из этого В списка с соответствующими показателями. Напри- В мер, показатели сечения 27—136 о гносительно уз-В ла 5, считая qAI = дА2 = qA (элемент 136 отделен В от узла 3 двумя коммутационными автоматически-В ми аппаратами 57 и 135) следующие:	|
\ = <7л(^27^136ТпА + ^136^-27 Zb27);	|
2	I
“7с = <7д(^27/в27^136тпа);
Zbc = ( tb21'lnp)/^ Zb27 + тна)
При образовании дополнительных сечений с В использованием указанных списков необходимо В постоянно следить, не является лн полученное со-В чение основным, например сечение 27—31 носи-В тельно узла 5; не включается ли какой-либо эле- Н. мент в дополнительное сечение более I раза. На-В пример, из узлов 3, 4 может быть формально обра- В зовапо дополнительное сечение 52—52. в этом сиу- В чае порядок сечения уменьшить, т е. сформировал В одноэлементное сечение 52.	,
Изложенный приближенный метод формиром-В ния условий состояний отказов в расчетах показа-В телей структурной надежности сложных схем ори-В оптирован на применение ЭВМ и позволяет:	‘
а)	автоматизировать весь процесс оценки пока-В затслей надежности, нс прибегая к предварительно-В му составлению расчетных схем по надежности, В которые не совпадают с электрическими схемаицВ и при этом достаточно полно отразить лоту В < функционирования схемы;	В	и
б)	разделять состояния отказов схемы относи-В	2
тельно узлов на основные и дополнительные сече- И । ния, которые, в свою очередь, дифференцированно В отражают вклады различных факторов в показателаВ * надежности (организацию оперативных перекж-В р чений, надежность работы автоматических комму В тационных аппаратов и релейной защиты, местопо-В ложение пунктов деления системы, т е. нормальиВ отключенные коммутационные аппараты, и тд); В
в)	обоснованно по конкретным количестан-В У ным оценкам (по вкладам) наметить мсроприятнВ для изменения уровня структурной надежности. I
По показателям надежности, рассчитанным дм В каждого основного и дополнительного сечения ot-B носительно узла, определяются результирующмВ показатели надежности (без учета преднамеренней отключений) относительно узла нагрузки' i
j 43.81 РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
285
и kIU Nkn<
Ч.в = Ё \ Ё П ^kil ‘ вк/1 + 1=1 к = Ц=1
т	кпн К к mi	—	—
+ Ш П MWn> +
/=1 к = 11=1
М kMi	NkMi
+ Ё\Х?А П ^kil(	’
i = l к = 1	1=1
кп Nk	- кт Nkm
Чув = X n^WZB*7+ S П \/(ZB£/;Tn) + к=Ц=\	к=Н=\
кМ NkM
+ X 9д П \t/( 1 вкГХпА> ' к=1	/=1
^в.У - <7у.в/\.в	1	'
где и — число расчетных элементов схемы в основных сечениях и дополнительных, образованных из списка В; кп1 — число сечений в схеме после исключения из нее i-го элемента (общее число элементов и);^п1 — ч1,сл0 элементов в каждом из кП1 сечений; и — число элементов в дополнительных сечениях, образованных с использованием списка П; кт — число сечений в схеме после исключения из нее /-го элемента с общим числом т; Nkm — число элементов в каждом из кт1 сечений; М— число элементов в дополнительных сечениях, образованных с использованием списка А, — число сечений в схеме после исключения из нее z-ro элемента с общим числом — ч1,сло элементов в каждом из kMl сечений;
(^вЛ//;тпа) — символическое изображение умножения Zjy либо на t Bkll, либо на т , в зависимости от номера z-го элемента и признака его образования из основных сечений с использованием списка П или А; кп, N/p кт, Нкт, км, — показатели, аналогичные^, Nhlh kml, Nkml, км„ NkM„ но полученные из схемы без исключения /-го элемента; Гву — результирующее время восстановления узла.
В приближенных расчетах показателей структурной надежности можно использовать только основные сечения схемы, а показатели надежности узлов задавать следующим образом, например для /-го узла:
иВ/ + лП/	лА;
\ = Ц + <7 А	X \ + 9 А X \ +
7=1	7=1
л АВР, лВР, + (9а + <7авр) X \ + X
яВ/	пП/
ч, = ^в, + Х\\,+ Х\7,.,+ /=|	/=|
нА,	лАВР,	иВР,
+ 9 А 1 nA X \ + <9Л + ‘I АВР > X \ 1 „А + X V п
В этих формулах wBp иПр /?Ар wABPp яВР, — число элементов, соответствующих узлу в списках В, П, АВР, BP; А' и t в/ — параметр потока отказов н время восстановления собственно /-го узла схемы.
Формирование условий состояний отказа при расчетах структурной надежности в ситуациях, когда отдельные элементы или часть их преднамеренно отключены, осуществляется по изложенным методам. Но при определении вероятности состояний отказа сечений вводятся понижающие коэффициенты [43.12], которые отражают тот факт, что возможно наложение вынужденного отключения одного элемента на преднамеренное отключение другого, а не наоборот.
Преднамеренные отключения элементов схемы, на которые могут накладываться аварийные отключения других элементов, существенно влияют на показатели надежности. Технико-экономическая оценка количества недоотпущепной электроэнергии вследствие таких перерывов электроснабжения отличается от таковой при внезапных перерывах, методика расчета показателей которых приведена выше. Поэтому целесообразно показатели надежности для таких состояний схемы определять отдельно, но используя результаты структурного анализа для схем со всеми включенными элементами, т.е. информацию о составе основных и дополнительных сечений.
Составляется список групп преднамеренно отключаемых элементов, и для каждой к-й группы определяются эквивалентные показатели преднамеренных отключений. Полученные показатели преднамеренных отключений присваиваются всем элементам, входящим в группу, Ап/ = Ап ЭР <7Ш = qn эр t п/ = / п э/  Затем с учетом понижающих коэффициентов рассчитываются показатели надежности сечений, а по ним — узлов нагрузки, в которых отдельные элементы сечений учитываются числом и продолжительностью преднамеренных отключений (в процессе расчета следует исключить неминимальные сечения). Например показатели надежности основного сечения j:
nJ п/
Хп7 = Ё Хп/ П *ч‘вГ’
(=1	/ = I
286
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд 4]
п/	"/
яп,= SYn/\/n, п /=1	4=1
V.u= 'п/('п,+ 7вУ,).
где t В}/ — эквивалентное время восстановления сечения /, в котором исключен /-й элемент.
По показателям надежности сечений рассчитываются показатели надежности схемы относительно узлов нагрузки:
“^у в * ^у.п’ ^у “ Чу п + Чу В’ 7ву = W
На основе информации о показателях надежности совокупности узлов нагрузки выделяются те сечения, которые оказывают доминирующее влияние на надежность всей расчетной схемы, при этом существенно сокращается число рассчитываемых состояний в методе анализа вероятностей состояний
РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ ПРИ ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ СИТУАЦИЯХ (ОЦЕНКА ЖИВУЧЕСТИ)
При эксплуатации крупных межсистемных объединений возникает необходимость оценки показателей надежности объектов ЭЭС, состоящих из множества реальных физических элементов системы. 11апример, в расчетах надежности крупных подстанций 750—500—330 кВ для сети 750—330 кВ сеть более низкого иерархического уровня 220— 110—10 кВ выступает как очень большая нагрузка, к тому же еще имеющая питание со стороны 220— 110— 10 кВ о I соседних систем по достаточно большому числу ЛЭП 220—110 кВ. Еще примеры — надежность крупных АЭС, ГЭС, группы ЛЭП, межсистемных связей и др.
Если продолжать развивать достаточно продуктивную идею структуризации системы, то возможно приближенное решение подобных задач, по с относительно небольшими модификациями
Суть предлагаемых модификаций состоит в следующем:
1)	перенесение центра тяжести с оценки вероятностных характеристик состояний, полученных на основе статистических показателей надежности отдельных элементов, па оценку вероятностных характеристик ограничений режимов в существенно большем множестве состояний, в том числе не только послеаварийных;
2)	переход оз детерминированной модели ограничений режимов к вероятностной, т.е. к асимптотической, не только в балансовой надежности, но и в сетевой (схемной);
3)	увеличение максимально возможных груш отказов с трех до четырех-пяти с одновременно! коррекцией вероятностей таких состояний не только па основе статистических показателей надежности отдельных элементов, но и на основе уэ—вероятностей экстремальных ситуаций в ЭЭС, задаваемых, как правило, экспертно (сценарный подход) Многоэлементные (более трех) группы отказе! служат не только для определения вероятпостейсо-стояний ЭЭС относительно рассчитываемою объекта, но и для определения вероятностей превышения параметрами режимов допустимых значении которые определяются своими предварительно рассчитанными вероятностными характеристиками 7дЛ’
Показатели надежности для групп отказов к одно—трехэлементные (к = 1, 2. 3) рассчитывают так, как изложено выше, г е отдельно для вероятностей состояния — потеря питания (полные отказы Q, 1В) и отдельно для вероятное! ей — ограничений режимов (по интегральным характеристика режимов, см. также балансовую надежность) -частичные отказы Q.., Ху, /ву 1 Указатели результирующей надежности определяются как для «эн Бивалентного» элемента, состоящего из двух, -полные и частичные оi казн:
(?p = QQY(l-OYX
\ =	(1 ~Qy) * \Q-
7BP = CVXP-
По значениям вероятности превышения параметров режима
Су = у[1 Л/д)1
в каждом состоянии каждой группы определяйте! остальные показатели надежности — среднее число таких превышений Хву (число выбросов случайного процесса NB), средняя продолжительность
t ву (средняя длительность выбросов т в )
Ув = Ху = 0,25Лу 1 - (2/л) ai resin (R( 1) 4 ₽2) /(1 + ₽2)]х
х{ 1 — [1 — А(/д)|}4;
7в = 7кУ =	ло/л;лт1|-/-'(/д)1,
где No— число дискретных ординат процесса,численно равно 7"Пр, ч; R( 1) — значение нормированной корреляционной функции при сдвиге т ординат процесса, т = 1; Р(1л)— значение интегрально! функции ординат процесса при / = /д или Р = РК т.о. при расчетном значении, соответствующем кратно-сти среднеквадратического отклонения р.
j 43.8] РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
287
Далее полученные показатели частичных отказов каждого состояния каждой группы отказов преобразуются. Определяется недоотпуск электроэнергии. Сами же показатели надежности совокупности групп отказов преобразуются, как для последовательно включенных элементов.
Число таких состояний для одной совокупности одно—трехэлементных (к < 3) групп отказов может быть очень велико, поэтому следует применять ту же асимптотику, что и в балансовой надежности. Но вместо числа отказавших Иэ принимать число отказавших (передающих элементов), иначе — передач средней мощност и Пс
Вероятности состояний рассчитываются так же, как в балансовой надежности. Энергетические параметры Пс будут зависеть от порядка к учитываемых групп отказов и равны пропускной способности по току или мощности элемента, взятой с заданной вероятностью риска по (3. Они получаются в процессе статистической обработки всей совокупности групп отказов, причем каждое состояние каждой группы отказов взвешивается по вероятности превышения параметров режима у.
Если к растет и больше 3, то Q —> 0, a Qy —> 1, еР-*гэ
Математическое ожидание н среднеквадратическое отклонение мощности /7С лучше рассчитывать по рекуррентным формулам в процессе формирования сечений. Показатели у, ХВу, Z надежности/7С рассчитываются по показателям выбросов параметров режимов
Вероятностные характеристики допустимых токов /д (по термической стойкости, для трансформаторов — мощности Лд) и допустимых мощностей (статическая устойчивость) /’д принимаются меньшие из /д и Р№ а также определяются в процессе статистической обработки совокупности к групп отказов.
Каждое значение /д, или Р каждой группы отказов также взвешивается по вероятности состояния Q, и умножается на вероятности противоположных событий, а также вероятностные показатели балансовой надежности ):
I
I
где<= I, 2, 3,..., пк — число состояний в сечениях, *>1.
Математическое ожидание Р и дисперсия
О(РП) предела Рп цепи по статической устойчивости вычисляются по формуле:
='АЛ7*.
O(Pn) = |{D((/H)Z)((/K) + D((/H)DK(7K +
+ D( 1/к) ии U„ + D( U„)D( ик)г( Ц, UK) [}	;
/5д = /’п = ^(^п + р75с^))-
Здесь индексы «н» и «к» означают начало и конец цепи; U — напряжение, UH — нижний предел и UK — верхний предел; X— суммарное реактивное сопротивление цепи; цепь — это либо ЛЭП, либо ЛЭП плюс трансформаторы (при блоках); r(UuUK) - 0,8 — коэффициент корреляции между Ц, н Пк; закон распределения Рп — бета-распреде-лепие, если Рп в относительных единицах: к3 — коэффициент запаса передачи по статической устойчивости.
Число отказавших и соответствующие показатели надежности Пс в А-й обобщенной группе отказов рассчитываются так же, как для балансовой надежности:
= ЦС?р,(1 - с?р,);
I
I
'BP = £W
где
ср/=(е,ф(1-ас?у/);
— \ Qyi +
'вр = сР/\,;
=	/= 1,2, ...,*.
При к > 3 Qt = уэ.
Далее показатели надежности групп отказов обрабатываются как для схемы последовательно соединенных элементов.
Самая трудоемкая операция здесь — формирование групп отказов выше третьего порядка, к > 3. Упростить этоз процесс можно путем предварительной обработки схемы, исключив из нее элементы, пропускная способность которых не превышает Е, ~ Е^об рассматриваемого объекта. Причем е « 1
РАСЧЕТ УЩЕРБА ОТ ПЕРЕРЫВОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
При использовании первого метода, когда учитываются ограничения пропускных способностей
288 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ[Разд 4!
843
Та
элеменгов схемы, а следовательно, и ограничения потребителей г (отношение нагрузки, вынужденно отключаемой в данном режиме, к суммарной нагрузке нормального режима) математическое ожидание ущерба системы с к расчетными состояниями
к
У= Э S (‘МвЛ+МиЛ)’ /= 1
где Э — количество потребляемой энергии; qBl и qlu — значение средних вероятностей системы с аварийным и преднамеренным отключением элементов; ct, =/(£,) — удельное значение ущерба в зависимое! и о г аварийного ограничения Е, в г-м состоянии системы (рис 43.36. а. б); Р, =/(е,) — удельное значение ущерба при преднамеренном отключении элементов в этом состоянии (рис 43.36, в, г)
Ущерб целесообразно рассчитывать по показателям надежности каждого сечения в зависимости оз расчетного времени восстановления сечения и согласно данным табл. 43.42
п
У1 ~	О/В^/В + 3о/п^/п) ’
где р, — доля /-го вида потребителя в суммарной натру зке узла; £ |т( = 1 при i = 1.2, ..., и; Р1М — максимальная нагрузка /-го вида по1ребителя, кВт; Т— время использования максимума нагрузки i-го вида потребителя, ч, Уо,в = /( I вуп) — удельный ущерб от перерывов, связанных с преднамеренными отключениями элементов, в зависимости от длительности перерыва, руб/(кВз  ч), q/e — средняя вероятность отказа j-ro сечения относительно узла; qjn — средняя вероятность отказа /-го сечения, обусловленная преднамеренными отключениями в схеме
Суммарный ущерб потребителей узла рассчитывается как сумма ущербов для всех сечений М относительно этого узла.
•V£ = z-Vr 7=1-2, 
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ ОБЪЕКТОВ ЭЭС
Продавая электроэнергию, объект ЭЭС получает прибыль. Нод прибылью понимается чаще всего полная выручка за продажу минус полные издержки. Так как в расчетах надежности с экономических позиций рассматривается лишь один показатель качества — надежность, то, естественно, полные издержки прогнозировать не представляется возможным. Поэтому во всех дальнейших рассуждениях термин «прибыль» сохранен, но понимать его следует только в расчетном аспекте, а именно как составляющую более полных расчетов.
Основная доля прибыли у объекта ЭЭС образу-егся в результате успешной основной деятельно-
сти — производства, передачи или одновремян производства н передачи элекзроэнергии
Успешная деятельность — падежная работ всех элементов и объектов ЭЭС. Практически лю бые нарушения нормального функциопировани объекта ЭЭС приводя! к нарушению основной да тельности, а следоваюлыю недополучениюприби ли у этого объекта.
Нормальная хозяйственная деятельность об» екта ЭЭС возможна, если тариф, по которому!» продает энергию, выше тарифа ее покупки Засчв этой разницы объект нормально функционируй и осуществляет свою хозяйсгвенную деятельная
При перерыве подачи электроэнергии у потре бителя возникает ущерб из-за недовыпуска продут ции, нарушений технологических циклов, проста рабочей силы, неэкономичного использования оборудования. экологических нарушений, морально» ущерба и др.
В настоящее время нет точных методов пред сказания момента возникновения нарушений (отказов) при функционировании объектов и злемео тов ЭЭС вследствие влияния па них очень больше го количества случайных факторов различно! природы (естественных, социальных). Поэтому для оценки показателей надежности объекта ЭЭС, па основе которых возможно прогнозировать недополученную прибыль и оцениватьхозяй ственную дся зольность, следует применять вере ятностно-статистические методы Они предполт гают, как правило, использование ретроспекгя ных показателей надежности отдельных элемитов объектов ЭЭС. Чем короче интервал ретроспекции, тем достовернее, при прочих ран пых условиях, прогноз ноказагслей надежности, а следовательно, и экономических показателей
Стремление учесть при осуществлении проги за надежности как можно больше случайных фа-торов, с одной стороны, повышает точность резуль тагов, а с другой — за!рудняег их ишернретацщ следовательно, выработку управляющих воздействий, разработку необходимых мероприятий дляю менения уровня надежности, т.е синтез объект ЭЭС как в проектной, так и в эксплуатационно практике Поэтому выделение доминируюшихфа торов, особенно на стадии прогнозирования ко» кретных результатов, является одним из фундамен тальных принципов всех количественных оцени надежности объектов ЭЭС. Областями применяй расчетов недополученной прибыли, обусловлен!»! уровнем надежности объекта ЭЭС, являются с»
дующие-
а)	определение тарифа на покупку и продаху электроэнергии;
б)	фактор надежности при составлении договоров на покупку (импорт) или продажу (экспорт! электроэнергии;	I
Угл
Нс<
Нес
Гор
Me
Ма,
Авт Це; Дс[ Хи:
Це» Пре Тек Лег Пт Пре Стр Эле Газ-Жи Сел
в ма
гае б годе
изве лей,
। дач» и в <
ю-
j 43 8] РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 289
Таблица 43.42. Удельные ущербы от внезапных и с предупреждением перерывов электроснабжения, руб/(кВт • ч)
Потребитель	Внезапные перерывы длительностью		Перерывы с предупреждением		Длизель-ные перерывы
	до 3	свыше 3 ч	в течение суток	за сутки и более	
Угледобывающая промышленность:					
открытая разработка	0,70	0,42	0,34	0,26	0,42
закрытая разработка	0,26	0,16	0,16	0,30	0,42
Нефтедобывающая промышленность	3,00	1,40	0,64	0,30	0,77
Нефтеперерабатывающая промышленность	25	8,00	2,00	0,50	0,81
Горнорудная промышленность	0,55	0,32	0,16	0,12	0,20
Металлургическая промышленность-					
черная	1,00	0,72	0,46	0,26	0,20
цветная	0,36	0,34	0,13	о,п	0,20
производство алюминия	0,50	0,43	0,14	0,06	0,20
Машиностроение и металлообработка:					
тяжелое	7,50	4,00	0,83	0,60	0,70
общее	1,50	0,70	0,40	0,20	0,70
Аатомобильная промышленность	2,20	0,92	0,48	0,40	0,70
Целлюлозно-бумажная промышленность	1,50	0,70	0,30	0,25	0,16
Деревообрабатывающая промышленность	0,87	0,57	0,57	0,50	1.00
Химическая промышленность					
производство удобрений	0,42	0,26	0,02	0,02	0,20
производство пластмасс	2,30	1,60	0,74	0,50	0,20
производство искусственного волокна	И	4,00	2,90	0,64	0,20
Цементная промышленность	0,90	0,50	0,40	0,26	0,37
Промышленность стройматериалов	0,80	0,42	0,27	0,26	0,90
Текстильная промышленность	4,50	1,80	0,90	0,70	2,00
Легкая промышленность	0,55	0,50	0,35	0,30	0,70
Пишевая промышленность	2,50	1,30	1,30	0,60	0,85
Прочие отрасли промышленности	0,15	0,10	0,10	0,10	0,10
Строительство	0,95	0,75	0,72	0,70	1,20
Электрифицированные железные дороги	—	—	0,25	0,50	—
Газопроводы	—	—	0,20	0 45	—
Жилищно-коммунальный сектор городского хозяйства	—	—	2,70	4,50	—
Сельское хозяйство	—	—	0,80	2,20	—
Примечание. Значения удельных ущербову0 приведены в ценах 1990 г. Для пересчета удельных ущербов в масштабах цен 2001, 2002, .. , 200/ годов можно использовать приближенную формулу:
Уо/ = 18Уо(1 + £!)(1 + ^2)( 1 + ^з)   (1 + £0.
где^|Д2Лз>  > — значение инфляции соответственно в 2001, 2002, ...,200/ годах, отн. ед. Например, в 2001 г годовая инфляция будет 21 %, следовательно, 4, = 0,21, а
у01 = 18(1 + 0,21)уо = 21,78 у0.
в)	фактор надежности при планировании производства электроэнергии, закупки энергоносителей, оборудования;
г)	инвестиции в системы производства, передачи и распределения электроэнергии, в том числе и в совершенствование системы управления;
д)	эксплуатационные затраты на ремонты, профилактику оборудования, разрешение заявок на отключение элементов ЭЭС;
е)	резервы всех видов по оборудованию, мощности и энергии.
10-760
290
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд 4]
Рнс. 43.36. Зависимость удельного ущерба потребителям ПС с различными структурами >лекгропотр4 леиия от степени ограничения:
а — при внезапных нарушениях электроснабжения длительностью до 3 ч; б — то же. но длшсльностью боли 3 ч, в — с предупреждением в течение суток; г — при плановых ограничениях; 1 — 50 % промышленной, 40% коммунально-бытовой, 10% прочей нагрузки; 2— 70 % промышленной, 25 % коммунально-бытовой, 5 % про чей нагрузки (строительство, транспорт, сельское хозяйство); 3 — 43 % промышленной, 50 % коммунально-^ товой, 7 % прочей нагрузки; 4 — 43 % промышленной, 32 % коммунально-бытовой, 25 % прочей нагрузки; 3-15 % промышленной, 52 % коммунально-бытовой, 33 % прочей нагрузки; 6 — 43 % промышленной, 10 % кои-мунально-бытовой, 47 % прочей нагрузки; 7 — 40 % промышленной, 25 % коммунально-бытовой, 35 % прочй нагрузки; 8 — 40 % промышленной, 25 % коммунально-бытовой, 35 % прочей нагрузки
Метод расчета недополученной (упущенной) прибыли, обусловленной ненадежностью функционировании объектов ЭЭС. Прибыль от хозяйственной деятельности объекта ЭЭС оптимальна при отсутствии нарушений (отказов) элементов или групп элементов рассматриваемого объекта, г е при абсолютной надежности объекта Нарушение нормального функционирования объекта
вследствие отказов элементов вызывает экономические санкции к объекту и как к покупателю зля троэнергии, и как к продавцу ее.
К покупателю электроэнергии вследствие ол»| за на его объекте предъявляются штрафные сани ции со стороны поставщика, обусловленныесниим нием экономичности работы его оборудования (nd режогом топлива, расходом ядерных материалу
§ 43.81 РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
291
понижением уровня запасов воды на ГЭС, «запиранием» мощности п т д), обозначим их Шп
К продавцу электроэнергии вследствие недополучения прибыли от ее продажи предъявляются штрафные санкции Пр со стороны покупателя, в частности по греби геля Но 1радиции эту составляющую называют ущербом у потребителя У. В данном случае значение ущерба принимается равным Уд согласно условиям договора между поставщиком и потребителем.
В общем случае недополученная прибыль объекта ЭЭС
нп = ш„ + пр + Уа.
В зависимости от условий договора объекта ЭЭС с продавцом и покупателем электроэнергии первая и третья составляющие могут принимать любые значения, в том числе и нулевые, но Пр в принципе не может принимать нулевые значения, так как электроэнергия относится к физическим субстанциям, не подлежащим складированию и последующей утилизации. Поэтому На в зависимости от конкретных условий принимает значения в некотором диапазоне, тем более что сами показатели надежности зависят от большого числа случайных факторов Целесообразно определять математическое ожидание недополученной прибыли
Для расчета (прогноза) всех составляющих помимо чисто стоимостных значений единицы недо-отпущенпой электроэнергии и самого значения не-доотпуска, существенную роль играют такие физические показатели, как частота возникновения нарушения Л и его продолжительное гь /в, условия их возникновения (ремонтные состояния); доля отключаемой мощности у потребителя из-за дефицита ее в системе (работа АЧР) и ограничений пропускной способности (работа САОН или оперативные отключения); отказы вследствие нарушений работы релейной защиты и противоаварийной автоматики — нарушения условий живучести, так как штрафные санкции со стороны смежников объекта зависят от этих факторов и могут фиксироваться в договорах на поставку и продажу электроэнергии
В общем случае зависимость между штрафной санкцией (Шп, Уа) и показателями X и /в нелинейная С ростом Л и /в, очевидно, удельные значения Яо” У10 растут нелинейно
С учетом сказанного недополученная прибыль, приведенная к концу года
Я = {ХтС1[ХлкЛи1Кпк/(Х)]7’11кЭн пк +
+ ЯрЛ пр) + Л'про[^пр/(илЩр/(*)]7прЭн пр)х
х( I +аг/100)'/876°.
Здесь Хпк/(/в) — коэффициент, учитывающий изменение тарифа па покупку электроэнергии в зависимости от времени восстановления (перерыва) /в, 1	При /в < /в д Л11к Х[|кР 0, где /в д
допустимая продолжительность перерыва, при /в > Чд Л'пк.Л'в) = А'пкО ('вЧд)	— зависи-
мость изменения тарифа па покупку электроэнергии от частоты перерыва 11ри Z < Лд Х-пк0^ = 0, при X > Я Як./Я) = ^пко(Х/Хд), Т„к — тариф на покупку электроэнергии; Эн — недоотпуск электроэнергии объекта ЭЭС относительно поставщика («запираемая» мощность (энергия) по вине объекта ЭЭС) В общем случае включает в себя составляющие: обусловленные полными отказами системы относительно объекта, частичными — вследствие ограничений пропускных способностей элементов и отказами при преднамеренных отключениях в системе, отказов вследствие нарушений работы релейной защиты и противоаварийной автоматики — нарушения живучести, Г — >ариф на продажу электроэнергии; Эн пр — недоотпуск электроэнергии объекта ЭЭС относительно потреби геля (недо-отпущенная мощность (энергия) потребителю по вине объекта ЭЭС); Л'пр, X'np /(7В), X"np/(X) имеют тот же смысл, что н Л'11К, но здесь учитываются санкции со стороны потребителя (ущерб У), т е. покупателя электроэнергии. «, — процентная годовая ставка но кредитам банка, финансирующего объект ЭЭС. Предполагается, что значение процентной ставки принимается в соогвстщвин с уровнем инфляции в стране; I — срок, па который выдается банком кредит, ч
Если объект ЭЭС выступает в роли только производителя или потребителя электроэнергии, то в первом случае HJn = 0, во втором IIр ~ 0.
Во всех ситуациях для корректной опенки большое значение имеет достоверное определение показателей надежности Эн, Л, по всем составляющим
Следует отметить, что при оценке экономической эффективности приведение (дисконтирование) показателей, т.е. Нп, можно осуществлять к начальному периоду. В этом случае используется гак называемая норма дисконта Е, равная норме дохода па капитал. При постоянной норме дохода дисконта коэффициент дисконтирования равен 1/(1 + £),/876С1
Очевидно процентная годовая ставка по кредитам банка, финансирующего объект ЭЭС, и норма дисконта Е имеют одинаковую природу
Детерминированный подход к режимам генерации и электропотреблеиия. Режим генерации, передачи, распределения, потребления электроэнергии в объектах ЭЭС и элементах задастся летер-
292
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд.!]
минированно и характеризуется значениями максимальной мощности Ры и продолжительности ее использования Ты, тогда недоотпуск энергии
3„ = QPMrM*,
где Q = Х/в.
Энергия генерируемая
Э = Р Т 1 м г м г
и потребляемая
Э = Р Т п 'мп м гт
Обозначим недоотпуск электроэнергии источником (генератором ЭЭС).
АЭнг = S	+ X	+
/=I	I
+ \/В/1-Х7'вР</’м7-^)ГМ7 +
‘г
i*j * к
+ Vb,0 - Vb,)*1 -Vb*)(%*-VrM7* +
+ \‘в.\‘в^ -
Lr в
+ Л X \г X ^АЧРг'аЧРг + •” 1=1	г=1
Здесь NT— число одноэлементных сечений относительно источника электроэнергии (генератора); пг — число двухэлементных сечений; Р — допустимая мощность по /-му элементу, МВт ; 1Г — число трехэлементных сечений; PMJK — максимальная мощность через элементы /, к в трехэлементном сечении а, /, к при отказе элемента /, МВт; PajK — допустимая мощность элементов /, к, МВт; Lr — число состояний системы, при которых работает АЧР, Л/г— частота (параметр потока) возникновения этих состояний, 1/год; Аг — доля генерируемой мощности источника электроэнергии, не произведенной генератором вследствие работы АЧР системы, рассчитывается по балансу; R — число нагрузок, подключенных к АЧР; РАЧрг — мощность г-й * **
Недоотпуск электроэнергии также можно определить по формуле Эн = РМ1В.
**
Преднамеренные отключения элементов учитываются аналогично, см выше.
Если ограничения пропускной способности элемента обусловлены термической стойкостью, то значения мощности заменяются соответствующими значениями тока.
нагрузки, отключаемая устройством АЧР, МВт zA4Pr — продолжительность отключения мощносп ^АЧРг ч- 1bi — соответственно частота отказан время простоя элемента / в системе.
Аналогично определяется количество электро энергии, недоотпущенной потребителю,
Nn	"г
Эн.п= ЕМв/мп/мЛ Х\'в,('-%)Х 1=1	1*7
ХГМ7</’м7-,3Щ)+Х,'вЛ'В,7/’м,/м,/ +
'г
i *j * к
+ \1в^1в^-Ч‘вкНРЫк-Рак)Т^
+ ^‘^в11^'^вк^'к^вкРм1]кРы1кк. +
'г R
+ S \г X ^АЧРг'АЧРг +	
/=1	г=1
Недоотпуск электроэнергии системе передан электроэнергии (исключая собственные отказы) может быть обусловлен двумя составляющими
а)	отказами (нарушениями) в системе генерации, непосредственно связанной с передающе! системой;
б)	отказами в системе потребления, непосредственно связанной с передающей системой.
В данной ситуации возможны два способа о» ределения количества электроэнергии, нсдоотпу-щенной системе передачи электроэнергии (также, как для сборных шин — транзит энергии).
Первый способ. Элементы системы передача (ЛЭП, сборные шины, вставки постоянного тока) моделируются вначале как генератор, затем как нагрузка, и относительно него определяются показатели надежности, но показатели надежности сечений, в которые входят собственные элементы системы передачи электроэнергии, обнуляются, Энга Эн п суммируются:
м
Эн.лер + X (Эн.п + Эн.п,)-1 = 1
где М— число элементов в системе передачи электроэнергии
Второй способ. Относительно системы передачи электроэнергии вначале определяются в«
Потери энергии Эпт = 5/’мт Здесь т = (0,124+ + Тм)/10 000)28760 — время максимальных (при F ) потерь электроэнергии, ч; ЕРМ — потери мощности % Ры, или SPU = 3(Ри/ОИ cos q»2/?a + 8РК + &РСГ ще /?а — активное сопротивление элемента, 8РК — потер» на корону, % Ры, 8РСГ — потери в стали. % Ри иликВт
§ 43.8| РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
293
смежные источники электроэнергии (генераторы), затем все нагрузки, и относительно них определяются Энг и Эн п, но показатели надежности сечений, в которые входят собственные элементы системы передачи электроэнергии, обнуляются.
В итоге
Э = Э + Э -Tl.lip '-'н.г	'-'н.п-
Второй способ существенно менее точный по сравнению с первым, но более простой.
Вероятностно-статистический подход к режимам генерации и электропотреблеиии. При вероятностно-статистическом подходе для определения недоотпуска электроэнергии необходимо существенно больше исходной информации по сравнению с детерминированным подходом. В частности. необходима информация о законах распределения нагрузок потребителей и генераторов источников питания, о вероятностной взаимосвязи между режимами электропотребления, а также режимами работы генераторов
Такой информации, даже на уровне числовых характеристик, в системах, как правило, нет. Однако задачу, хотя и приближенно, можно решить, используя большой опыт экспериментальных исследований нагрузок различных потребителей, соотношения между мощностями генераторов и нагрузок, теоретические основы формирования законов распределения параметров режимов.
Принимаются следующие допущения. Генерирующие мощности меньше подвержены случайным изменениям по сравнению с нагрузками, и число генераторов в сложной системе, как правило, меньше числа нагрузок. Изменение мощностей, выдаваемых в систему генераторами, следует за изменениями суммарной нагрузки, которая в значительно меньшей степени подвержена случайным изменениям по сравнению с отдельными нагрузками. Сеть является как бы сглаживающим элементом случайного процесса изменения отдельных нагрузок. Теоретически каждая нагрузка, каждый потребитель имеет свой, отличный от других, режим электропотребления. Экспериментальные исследования показывают, что всех потребителей можно разделить на относительно небольшое число классов, для которых известны параметры законов распределения, да и сами законы К тому же известны количественные характеристики вероятностной взаимосвязи между режимами электропотребления (их можно восстановить, используя модель случайного аддитивного нестационарного процесса).
Ниже в качестве примера приведены основные типы нагрузок (минимальный набор):
1.	Обобщенная нагрузка энергосистем: 60% промышленность; 25 % коммунально-бытовая;
15 % электротранспорт и др., закон распределения нормальный.
2.	Преобладание крупной промышленной нагрузки: 70—75 % промышленная; 10—15 коммунально-бытовая; 10—25 % электротранспорт и др.; закон распределения полимодальный.
3.	Преобладание коммупалыю-бытовой и мелкой и средней промышленности: 60 % коммунальнобытовая и мелкая и средняя промышленность; 25 % крупная промышленность; 15% электротранспорт и др.; закон распределения лонгонормальный.
4.	Преобладание нагрузки электротранспорта 60 % электротранспорт и др.; 25 % промышленность; 15 % коммуналыю-бытовая; закон распределения нормальный.
5.	Преобладание мелкой и средней промышленности: 60 % мелкая и средняя промышленность; 25 % коммунально-бытовая, 15 % электротранспорт и др.; закон распределения экспоненциальный
6.	Доминирование крупной и средней промышленной нагрузки: 90 % промышленная, 5 % электротранспорт; 5 % коммунально-бытовая; закон распределения равномерный.
Эта классификация существенно сокращает объем исходной информации о режимах.
Корреляционная матрица, характеризующая взаимосвязь между режимами электронотребления рассмотренных типов нагрузок, выглядит следующим образом:
1 0,80 0,55 -0,40	0,66	0,70
1 0,30 -0,50	0,70	0,95
1 -0,60	0,85	0,35
1	-0,55	-0,65
	1	0,85
1
В качестве исходных данных о режимах электропотребления кроме Рм и Тм, корреляционной матрицы и видов законов распределения для определения дисперсий или среднеквадратических отклонений необходимо знать еще минимальные значения нагрузок Ры н. По этим данным достаточно просто рассчитываются значения математических ожиданий и среднеквадратических отклонений с заданной вероятностью у выхода за пределы, т е. Ры и Ры н.
Значения недоотпуска электроэнергии рассчитываются по аналогичным формулам, но для тех составляющих, которые отражают полный перерыв в электроснабжении или полное «запирание» мощности генераторов, вместо произведения РЫТМ следует принимать Р Ту. Для тех составляющих, которые отражают недоотпуск вследствие ограничений
294
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд.*]
пропускной способности, вместо произведения (Рык ~ ^дк^мк следует принимать произведение
PTpjf(P)dP,
где f(P) — плотность вероятности распределения мощности соответствующей нагрузки, соответствующего элемента, ограничивающего передаваемую мощность
Например при нормальном законе распределения
Л»	_	_
|/(Оар=Ф[(Рм-Р)/ор]-Ф|(рд-Р)/ср|,
где Ф(х) = I / Jin J ехр(-/2/2) d/ — функция
Лапласа; Ф(- х) = 1 - Ф(х)
Потери энергии
3nT = 6/Vp =
-2	7	2
= |3(Л +Gp)/(t/Hcosq>) Ло + 6/’к + 6ст|Гр.
В составляющей, которая отражает недоот-пуск вследствие работы АЧР, вместо произведе-
ния РАЧР гАЧР, следует принимать ГАЧР/АЧР. где
Лдчр = ? отн- ед рассчитывается по формуле
Л7 _	/ Л/ ,	ч I / 2
ры=	S'wJ
1=1	S=l	'
Значение Ры является основой расчета балансовой надежности и распределения мощности по узлам
Вклады в недоотпуск электроэнергии и недополученная прибыль дифференцируются по признакам.
1)	собственные отказы и восстановление;
2)	отказы и восстановление схемы;
3)	преднамеренные отключения элементов и их групп;
4)	наложения отказов на преднамеренные отключения;
5)	ограничения пропускной способности элементов;
6)	по списку В,
7)	по списку П;
8)	по списку А;
9)	по списку АЧР для нагрузок.
МЕТОД КОРРЕКТИРОВКИ ТАРИФА НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ПО УРОВНЮ НАДЕЖНОСТИ
Метод корректировки тарифа основан на мод лировании потоков энергии и денежных среда с учетом финансовых состояний субъектов взаию действия с приведением разновременных расхода и доходов к условиям их соизмеримости для фига рованного момента времени и учетом влияния и> фляции, задержек платежей, неопределенное™ Интервалом прогнозирования, или тагом коррех тировки тарифа, могут быть месяц, квартал, га (измеряется в часах) В основе формирования^» фа па электроэнергию лежат затраты на ее про» водство, передачу и распределение. Электроэвер гия характеризуется показателями, одним изochoi ных является надежность.
Экономической оценкой последствий отхам является недополученная прибыль (ущерб)//п,зщ чение которой зависит не только от количества» доотпущенной электроэнергии, но и от следующщ факторов:
числа и продолжительности отказов, условй их возникновения (ремонтные состояния);
доли отключаемой мощности из-за дефицита# в системе (работа АЧР);
ограничений пропускной способности (работ! САОН или оперативные отключения).
отказов вследствие нарушений в системах ра боты релейной защиты и противоаварийной аята матики — нарушения условий живучести
Различный уровень надежности электросил жения объектов, те. потребителей ЭЭС или дем цитных ЭЭС, получающих энергию от ОЭС, ЕЭС, обусловливает различные затраты на производен электроэнергии, ее передачу и распределение.
При продаже электро шергии потребителям i конкретных пунктах присоединения Ораницыба лансовой принадлежности) их к сетям ЭЭС, ОЭС или ЕЭС предполагает экономическую оцеяхр уровня надежности с целью адекватного отражен# в тарифе доли затрат поставщика на обеспечен# надежности
Обычно границами балансовой принадлежи» сти являются системы сборных шин, сборные ш» ны или секции сборных шин более низкого наира жения по сравнению с напряжением основных» тей ЭЭС, ОЭС, ЕЭС Для условий ЕЭС это шли 110 кВ, так как напряжения основных сетей ЕЭв 330,500, 750 кВ. Для условий ЭЭС — 6—ЮкВ.Д) сетей 6—10 кВ — вводы к потребителям до 10008
Схемы электроснабжения по сетям ЭЭС, ОЭС ЕЭС границ балансовой принадлежности раздал-ньг от нерезервированных до многократно резеряа рованных. Уровень надежности может отличаться несколько раз, соответственно отличают# и эксплуатационные затраты 3,, а >акже эконома
§ 43.8] Р {СЧЕТНАДЕЖНО!. ЧИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ II ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
295
ческие последствия отказов, т.е недополученная прибыль (>шерб) Нп. Поэтому тариф на продажу и покупку электроэнергии объективно должен быть разным вследствие объективной разницы качества поставляемой электроэнергии. Чем выше уровень надежности электроснабжения конкретного объекта, тем больше должна быть составляющая по надежности тарифа на электроэнергию.
Структурно-функциональный подход к оценке показателей надежности объектов сложных энергосистем позволяет решать задачу дифференциации тарифа в зависимости оз уровня надежности.
Суть метода состоит в обоснованном перераспределении расчетных эксплуатационных затрат в системе по уровню надежности электроснабжения объектов с целью их более полной компенсации посредством корректировки тарифов.
В основе метода лежит определение соотношения 8 между А,— приращением удельных эксплуа-
-,0	. ,,0
тационных затрат 3 у поставщика и Д//п — приращением удельных значений недополученной прибыли у потребителя’
8 = Д3/Д//°
Соотношение 8 определяется между реальной частью структуры С системы, обеспечивающей реальную расчетную надежность, и базовой (расчетной) частью структуры С6, обеспечивающей передачу электроэнергии объекту без каких-либо ограничений, но не содержащей избыточных по надежности элементов. При 6 > 1 у поставщика имеются основания для увеличения тарифа на продаваемую электро энергию (надбавка к тарифу). При 8<1 у потребителя (объекта) имеются основания для уменьшения тарифа на покупаемую электроэнергию (скидка к тарифу) При 6 = 1 тариф остается без изменения.
Эксплуатационные затраты Зэ поставщика и Нп потребителя определяются с учетом реальных учетных ставок по кредитам банка, финансирующего эти объекты
Наибольшее значение мощности Р которая в пределе может быть выдана каждым источником питания системы, ограничивается долей неплатежей потребителей этому источнику питания
Самой трудоемкой и сложной задачей является корректное выделение в реальной сложной системе двух указанных выше структур Ср и Сб, обеспечивающих в общем случае различные показатели надежности снабжения электроэнергии объекта и требующих условной односвязной структуры (те. элементы кратчайшего по Z пути или путей):
Al = [Х(А, + Зэ.д)](1 +«,,/100)'/876().
i
где i — 1, 2, 3, . ., N — число элементов базовой структуры, Зэд— доля эксплуатационных затрат на централизованное диспетчерское управление этой структурой, обеспечивающая условия параллельной работы источников и живучесть системы; агз — учетная годовая ставка, %, но кредитам банка, финансирующего объект, в данном случае объект — соответствующие сети ЭЭС, ОЭС, ЕЭС (в общем случае агз * аг), t — расчетный интервал нсдоотпуска энергии, ч
Рассчитываются показатели надежности включая приращение недоотпуска ДЭ2 и недополученной прибыли //п2, структуры Ср с учетом всех без исключения факторов при заданной точности (т.е. одно—трехэлеменгные сечения) для заданного объекта Аналогично определяются эксплуатационные затраты Зэ2 всех элементов этой второй структуры
Определяются доли эксплуатационных затрат 3 'э1 и на поставку электроэнергии объекту как величины, взвешенные по энергии, полученной рассматриваемым объектом и отнесенные к возможному максимуму передаваемой энергии по элементам этих двух структур, например
= 1А1(э1-ДЭ|)]/|/’д|г11рС(/’д|)|.
где С(СД|) — интегральная вероятность предела мощности Рд| условного элемента, взвешенного по пропускным способностям Patl элементов базовой структуры; Гпр — интервал прогнозирования, ч, С(РД|) и F(Pai) восстанавливаются по характеристикам Рд| и Ра2-
Этим приемом косвенно учитывается возможность участия элементов двух рассматриваемых структур (вариантов) в электроснабжении также и других объектов ЕЭС, ОЭС, ЭЭС. Отметим, что 3э1 - Зт2- 3 э! ~ Зэ1> 3 э2 - Зэ2 всегда, а /7п1 > Ни2 как правило, но не всегда
Тогда отношение приращений экономических показателей этих двух вариантов
6 = 13'э2-3'э11/|"1,1-"п2Ь
и по нему рассчитываются надбавки или скидки к тарифу и расчетная прибыль поставщика вследствие коррекции тарифа
Если объект получает электроэнергию от сборных шин разных подстанций (например, дефицитные ЭЭС или крупное промышленное предприятие и др.), то скорректированные значения тарифов целесообразно усреднить, взвесив их по количеству энергии, получаемой объектом от этих подстанций
Для осуществления на практике корректировки тарифов по уровню надежности — решение этой актуальной проблемы в условиях рыночной экономики — разработан высокосервисный комплекс
296
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд.
программ на ПЭВМ, отличающийся высокой точностью расчетов и простотой применения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К РАЗДЕЛУ
43.1.	Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения / Т.Н. Александров, В.В. Ершевич, С.В. Крылов и др. М/. Энергоатомиздат, 1983.
43.2.	Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.
43.3.	Ершевич В.В., Лысков Ю.И.. Шлнмо-вич В.Д, Развитие основных электрических сетей ЕЭС СССР//Электричество. 1984. № 12. С. 1—6.
43.4.	Ершевич В. В. О новой ступени напряжения электрических сетей переменного тока И Электричество. 1985. № 1. С. 1—6.
43.5.	Руководящие указания по проектированию энергосистем. М.: Союзтехэнсрго, 1984.
43.6.	Электрические системы. / Под ред. В.А. Веникова. Т.2. Электрические сети. М.: Высшая школа. 1971.
43.7.	Рокотян И.С., Федоров Д.А. Применение методов математического программирования для выбора оптимальной конфигураиии сети. М.: МЭИ, 1980.
43.8.	Лазебинк А.И., Цаллагова О.Н. Выбор оптимального варианта развития электрической сети с
учетом ее многорежимности И Изв. АН СССР. Эиерм тика и транспорт. 1974. № 6. С. 3—9.
43.9.	Дале В.А., Крншан З.П., Паэгле О.Г. Дины мические методы анализа развития элсктрическойм ти с учетом ее многорежимности. Рига: Зинатне, 197)1
43	10. Монкус И.Б. О покоординатном методе ом тимизации развития электрических сетей И Изв All СССР. Энергетика и транспорт. 1969. № 1 С. 46—53.1
43.11.	Фокии Ю.А. Вероятностно-статистически! методы в расчетах систем электроснабжения. М Энергоатомиздат, 1985.
43.12.	Фокин Ю.А. Вероятностные методы вр» четах надежности электрических систем. М. МЭЦ 1983.
43.13.	Гук Ю.Б. Основы надежности электрозиф гетических установок. Л.: Изд-во ЛГУ, 1978
43.14.	Розанов М.Н. Надежность электроэнергм тических систем. М.: Энергоатомиздат, 1984. 200с,
43.15.	Методические рекомендации по оценке фективности инвестиционных проектов и их отбор, для финансирования. Официальное издание. Утнр! ждено: Госстроем РФ, Министерством экономики W, Министерством финансов РФ, Госкомпромом РФ.MJ 1994.
43.16.	Надежность систем энергетики. Термины логия АН СССР. М.: Наука, 1980.
44.
44.
44.
44.
44
44
Л э к
1
I
Раздел 44
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ
СОДЕРЖА НИЕ
44.1.	Обшие сведения.................. 297
Напряжения, воздействующие на изоляцию (297). Координация изоляции (298). 44.2. Грозовая деятельность и электрические характеристики молнии................. 299
44.3.	Молниеотводы и заземлители...... 300
Зоны защиты молниеотводов (300). Заземлители (300).
44,4.	Молниезащита воздушных линий электропередачи....................306
Средства молниезащиты ВЛ (306). Грозовые отключения ВЛ (307).
44.5.	Молниезащита электрических станций и подстанций.......................... 314
Защита от прямых ударов молнии (314). Защита от импульсов грозовых перенапряжений, набегающих с линии (316). Защита подстанций номинальным напряжением 35 кВ и выше (316). Защита РУ номинальным напряжением 3—20 кВ (319). Защита вращающихся машин высокого напряжения (320). Надежность молниезащиты электрических станций и подстанций (321).
44.6.	Общая характеристика внутренних перенапряжений........................ 321
Стадии и кратности внутренних перенапряжений (321). Установившиеся перенапряжения (321). Коммутационные перенапряжения (323). Особенности расчетов внутренних перенапряжений (325).
44.7.	Установившиеся перенапряжения в системах с заземленной нейтралью .. 328 Емкостный эффект в симметричных режимах электропередач сверхвысокого напряжения (СВН) (328). Несимметричные КЗ (329). Неполнофазные режимы (331). Феррорезонанс (332).
44.8.	Коммутационные перенапряжения в системах с заземленной нейтралью..... 333
Общая характеристика (333). Включение разомкнутой линии (336). Отключения КЗ (338). Разрыв электропередачи при асинхронном ходе (339). Разрыв электропередачи при отключении тока несимметричного КЗ (339). Отключение ненагруженных трансформаторов и шунтирующих реакторов (340).
44.9.	Внутренние перенапряжения в системах с изолированной нейтралью............ 341
Однофазные замыкания на землю (341). Резонансное смещение нейтрали (343). Коммутации электродвигателей (344).
44.10.	Ограничение внутренних перенапряжений....................... 345
Общие положения (345). Шунтирующие реакторы (346). Заземляющие дугогасящие реакторы (347).
Шунтирующие резисторы (348) ОПП и разрядники типа РВМК (349).
Список литературы..................... 351
44.1.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ, ВОЗДЕЙСТВУЮЩИЕ НА ИЗОЛЯЦИЮ
Каждая электроустановка, предназначенная для выработки, передачи и распределения электроэнергии, имеет изоляцию, соответствующую ее номинальному напряжению.
Согласно ГОСТИ 16.3—96 для электрооборудования установлены:
класс напряжения электрооборудования Е'ном (в киловольтах) — номинальное междуфазное напряжение электрической сети, для работы в которой предназначено оборудование;
наибольшее рабочее напряжение электрооборудования (/раб наиб эл об (в киловольтах) — наи
большее напряжение частотой 50 Гц, неограниченно длительное приложение которого к зажимам разных фаз (полюсов) электрооборудования допустимо по условиям работы изоляции.
Кроме того, нормируется наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение в электрической сети С'раб нанб (в киловольтах).
Классы напряжения, принятые в России для электроэнергетических систем, приведены в табл. 44.1. Данные для классов напряжения 3— 750 кВ приведены по ГОСТ 1516.3—96, для класса напряжения 1150 кВ — по техническим условиям.
Повышение напряжения сверх наибольшего рабочего напряжения называется перенапряжением. Перенапряжения подразделяются па внутренние и грозовые.
298
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд.11
Таблица 44.1. Классы напряжения электрооборудования электроэнергетических систем
Класс напряжения (Цюм)- кВ	3	6	10	15	20	35	НО	150	220	330	500	750	1130
^раб нанб эл. об ’	3,6	7,2	12,0	17,5	24,0	40,5	126,0	172,0	252,0	363,0	525,0	787,0	1207,!
^раб. нанб ’	3,5	6,9	П,5	17,5	23,0	40,5	126,0	172,0	252,0	363,0	525,0	787,0	1207,5
^раб канбаном	1,15									1,10	',05		
Режим заземления нейтрали	Изолированная						Заземленная						
Источником энергии внутренних перенапряжений является запасенная в реактивных элементах системы (индуктивных и емкостных) энергия, которая обусловливает появление перенапряжений в переходных режимах при нормальных и аварийных коммутациях. Значения внутренних перенапряжений зависят от параметров электрической системы и характеристик коммутирующих аппаратов и поэтому носят статистический характер.
Во внутренних перенапряжениях следует выделять резонансные и коммутационные перенапряжения Резонансные перенапряжения возникают при определенном соотношении между индуктивностями и емкостями цепи. Они могут существовать сравнительно долго — до изменения схемы илн режима. Они часто называются установившимися, или квазистационарными, перенапряжениями. Коммутационные перенапряжения возникают при различных коммутациях. Эти перенапряжения имеют длительность от единиц до десятков миллисекунд. Амплитуды коммутационных перенапряжений обычно превышают амплитуды резонансных перенапряжений.
К внутренним перенапряжениям также относятся кратковременные повышения напряжения промышленной частоты, которые обусловлены изменением режима работы электроустановки.
Повышения напряжений регламентированы допустимыми значениями в зависимости от вида электрооборудования при заданных их длительностях в пределах от нескольких часов до долей секунды. Для них установлено также допустимое число повышений напряжения данного значения за год.
Причиной грозовых перенапряжений являются удары молнии в электроустановку или вблизи нее (индуктированные перенапряжения). Грозовые перенапряжения имеют длительность до сотни микросекунд. Поскольку значения токов молнии подвержены статистическим разбросам, то грозовые перенапряжения являются статистическими величинами.
Длительные рабочие напряжения, грозовые и внутренние перенапряжения воздействуют на изоляцию электроустановок. Необходимо обеспечить надежную работу изоляции при таких воздействиях в течение всего срока службы электроустановки.
КООРДИНАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ
Надежная работа изоляции обеспечивается путем координации изоляции. Под координацией изоляции понимается установление и поддержание! период эксплуатации необходимого согласования между электрической прочностью изоляции и воздействующими на нее напряжениями При этомио-жет быть допущена некоторая достаточно мала экономически оправданная вероятность повреждения изоляции или перерыва в электроснабжении потребителей. При решении задач координации изоляции обязательно необходимо учитывать статистические закономерности характеристик кат изоляции, так и воздействующих па нее напряжений. Стилизованная диаграмма координации изоляции представлена на рис. 44.1 Па изоляцию воздействуют длительное рабочее напряжение /; кратковременные повышения напряжения 2, квазиста-ционарные перенапряжения .3; коммутационно перенапряжения 4, грозовые перенапряжения) При этом с точки зрения технической н экономия!-ской целесообразности максимальные значенм
Рнс. 44.1. Согласование электрической ирочносп изоляции электрооборудования и воздействующих иа нее напряжений
§44.2]
ГРОЗОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ХА РАКТЕРИСТИКИ МОЛНИИ
299
квазистационарных, коммутационных и грозовых перенапряжений, как правило, ограничены средствами защиты от перенапряжений
Электрическая прочность изоляции характеризуется обобщенной вольт-секуидной характеристикой б. Нижняя граница зоны разбросов этой характеристики должна быть выше воздействующих напряжений Однако практически координация изоляции заключается в согласовании значений перенапряжений со значениями испытательных напряжений изоляции по ГОСТ 1516.3—96: при грозовых импульсах 7; при коммутационных импульсах S; при кратковременном (одноминутном или плавном подъеме без выдержки времени) приложении переменного напряжения частотой 50 Гц 9; при длительном приложении переменного напряжения 50 Гц с изменением характеристик изоляции 10.
Защита от перенапряжений выполняется в соответствии с требованиями ПУЭ и включает в себя:
защиту от прямых ударов молнии воздушных линий электропередачи, станций и подстанций с помощью молниеотводов;
защиту электрооборудования станций и подстанций от импульсных грозовых перенапряжений, набегающих с линий, с помощью защитных аппаратов: нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН) и вентильных разрядников (РВ), в отдельных случаях для защиты электрооборудования и воздушных линий электропередачи применяются трубчатые разрядники (РТ), а также защитные промежутки (ИЗ) размеры которых рекомендованы в ПУЭ;
защиту от внутренних перенапряжений с помощью защитных аппаратов, резисторов, встроенных в выключатели, шунтирующих реакторов, а также с помощью различных способов заземления нейтрали.
Испытательные напряжения изоляции электрооборудования, по которым осуществляется координация изоляции, нормированы в ГОСТ 1516.3—96. Изоляция испытывается следующими напряжениями:
полным и срезанным грозовым импульсом;
коммутационным импульсом;
кратковременным (одноминутпым) напряжением частотой 50 Гц;
переменным напряжением частотой 50 Гц при плавном подъеме;
длительным переменным напряжением частотой 50 Гц с измерением характеристик изоляции, в честности, интенсивности частичных разрядов.
Необходимо отметить, что координация изоляции при длительном воздействии рабочего напряжения включает в себя систему мероприятий непрерывного и периодического контроля характеристик изоляции с целью исключения выхода значений этих характеристик за нормированные пределы.
44.2.	ГРОЗОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МОЛНИИ
Интенсивность грозовой деятельности характеризуется средним числом грозовых часов в году Dr. Подробная картина интенсивности грозовой деятельности для России, стран СНГ и Балтии имеется в ПУЭ. Данные об интенсивной грозовой деятельности для некоторых регионов России приведены в табл. 44.2.
Среднее число ударов молнии в 1 км2 поверхности земли за 100 грозовых часов (гр. ч) на территории России и стран СНГ принимается равным:
= 6,7 • 100
Число ударов молнии в воздушную линию электропередачи (ВЛ) длиной 100 км при 100 гр ч определяется соотношением:
«ОВД = 6,7 • 100 • 6ЛСР  10“3 « 4Лср. (44.1)
Число ударов молнии в ВЛ длиной /вл, км, за Dr грозовых часов
^ВЛ Dr «удВЛ = ^ср1ББ1Б5	(442) Число ударов молнии за Dl грозовых часов в год в сооружение, например открытое распредели- Таблица 44.2. Средне! одовая интенсивное грозовой деятельности на территории России	
Район	Среднее число грозовых часов в год
Мурманск, Нарьян-Мар, Хатан§а, Верхоянск, Магадан, Сахалин, Камчатка	Менее 10
Архангельск, Салехард, Игарка, Якутск, Владивосток	10—20
Санкт-Петербург, Петрозаводск, Москва, Вологда, Сыктывкар, Вятка, Астрахань, Оренбург, Ханты-Мансийск, Красноярск, Иркутск, Бодайбо, Хабаровск	20—40
Псков, Новгород, Калуга, Кострома, Арзамас, Нижний Новгород, Тамбов, Пенза, Волгоград, Ставрополь, Уфа, Екатеринбург, Тюмень, Омск, Барнаул, Чита, Благовещенск	40—60
Орел, Воронеж, Самара, Горно-Алтайск, Краснодар, Владикавказ	60—80
Курск, Белгород, Майкоп	80—100
Красная поляна, Сочи	Более 100
300
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд. W
Таблица 44.3. Формулы для приближенного определения вероятностей токов молнии Р(1М) = = Р(> /м) и крутизны их фронта Р(ам) = Р(> вм)
Параметр	Диапазон	Формула
/м	3—20 кА	/>(/„) = ехр(-0,008/м)
	20—200 кА	Л(/м) = ехр(-0.03/м)
	10—100 кА/мкс	= ехр(-0,06ам)
тельное устройство (ОРУ) подстанции длиной А, м, шириной В, м, рассчитывается по формуле:
"удп/ет = w + 7Л)(Я+7А)^Ю-6	(44 3)
Для ВЛ с тросами за высоту объекта Лср принимается Лтр ср — средняя высота подвески троса; для ВЛ без тросов ЛпрСр — средняя высота подвески проводов верхней фазы; для ОРУ h — высота молниеотводов Значение, м,
^тр.ср=лоп - 2/3АР;	<44-4)
%cP = ''I-/r-2'3/np.	(44 5)
где hon — высота опоры; — высота крепления на опоре верхней фазы; /г — длина гирлянды изоляторов;/^ и/^р — стрела подвеса троса и провода соответственно.
За расчетный ток молнии принимается апериодический импульс, характеризуемый максимальным значением /м, кА, и средней крутизной фронта «м, кА/мкс. Формула для приближенного определения вероятностей Р(/м) и Р(«м), рекомендованных СИГРЕ, приведены в табл. 44.3
При расчетах молния рассматривается как источник тока При этом значения /м и ам не зависят от сопротивления заземления объекта, волнового сопротивления троса или провода при ударе молнии в провод или трос
44.3.	МОЛНИЕОТВОДЫ И ЗАЗЕМЛИТЕЛИ
ЗОНЫ ЗАЩИТЫ МОЛНИЕОТВОДОВ
Электроустановки, находящиеся на открытом воздухе, защищаются от прямых ударов молнии молниеотводами ОРУ подстанций защищаются стержневыми молниеотводами Для защиты протяженных объектов: ВЛ, шинных мостов, гибких связей большой протяженности и т.п. — применяются горизонтально расположенные заземленные тросы Такие молниеотводы называются тросовыми.
Молниеотводы характеризуются зонами защиты Границы зон защиты характеризуются вероятностями прорыва молнии в зону защиты Ра или надежностью защиты Qa = 1 - Ра.
Рис. 44.2. Сечение зоны защиты ода ночного стержневого молниеотвода
Построение зон защиты молниеотводов, № пользуемых для защиты установок электроэнергь тики, показано на рис. 44.2—44 6, где h — высот) стержневого молниеотвода, hx — высота зашита-мого объекта (или защищаемый уровень); —радиус (или ширина) зоны защиты на высоте hx. Коэффициент/; равен 1 при h < 30 м и /30/Л прий* = 30—100 м Существуют и другие способ! построения зон защиты молниеотводов (си. например [44.1]).
ОРУ обычно защищены несколькими молние-отводами (рис. 44.4). Уровень hx внутри остроугольного треугольника или прямоугольника, обрь зованного ближайшими тремя ли четырьмя стер» невыми молниеотводами, будет защищен, еыа диаметр D окружности, проходящей через вернины треугольника, или диагональ D прямоугольнии удовлетворяют условию
D < 8(й - hx)p.	(44.6)
При этом границы верхней части зон защити определяются для каждой пары молниеотводов га рис. 44.3.
Вероятность прорыва молнии в зоны защип молниеотводов, построенных на рис. 44 2—44.6,1 учетом ограниченного объема испытаний на мод-лях, в результате которых эти зоны были получега, многолетнего опыта проектирования и эксплуап-' ции защиты от прямых ударов молнии электрических станций и подстанций может быть оценена значением не менее PtJ = 0,01, а надежность защит — соответственно не более Qu = 0,99. Эти оцени следует рассматривать как ориентировочные
ЗАЗЕМЛИТЕЛИ
Заземлители на ВЛ и подстанциях выполняю! роль защитных, рабочих и молниезащитных заземлений Нормированные ПУЭ значения стационарных сопротивлений заземления R (сопротивлении растеканию тока с заземлителя при частоте 50 Гя приведены в табл. 44.4.
544.3]
МОЛНИЕОТВОДЫ И ЗАЗЕМЛИТЕЛИ
301
Рис. 44.4. Сечение зоны зашиты на высоте ^.образованных треми (а) и четырьми (б) молниеотводами высотой h
Рис. 44.6. Сечение зоны зашиты двух параллельных тросовых молниеотводов
302
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд. К
Таблица 44.4. Допустимые значения сопротивлений защитных и рабочих заземлений для электроустановок выше 1 кВ и устройств молннезащи гы
Харакгерметика заземляемого объекта	Сопротивление заземления R, Ом не более
Установки с эффективно заземленной нейтралью	0,5
Установки с изолированной ней|ралью и с компенсацией емкостных токов замыкания на землю, включая опоры ВЛ 3—35 кВ с установленным электрооборудованием	
для заземляющего устройства, используемою для электроустановок до 1 кВ при токе однофазного замыкания на землю /э, А,	125//,
для заземляющего устройства, используемого только для установок выше 1 кВ прн /3, А	250//,
Отдельно стоящий молниеотвод	25
Опоры ВЛ всех напряжений металлические, железобетонные и деревянные, на которых подвешен молниезащигный трос н установлены устройства молниезашиты, опоры ВЛ 110 кВ и выше с установленным электрооборудованием, опоры металлические и желе-зобе юн ные ВЛ 35 кВ и такие же опоры ВЛ 3—20 кВ в населенной местности	
при удельном сопротивлении грунта р. Ом  м:	
до 100	10
100—500	15
500—1000	20
1000—5000	30
более 5000	6- 10 Зр
Опоры металлические и железобетонные ВЛ 3—20 кВ в ненаселенной местности при удельном сопро1ивлении грунта р. Ом  м	
до 100	30
более 100	О,3р
Разрядники н защитные промежутки на подходах ВЛ к подстанциям с вращающимися электрическими машинами	5
Расчетное сопротивление грунта р вычисляется по измеренному удельному сопротивлению ри,м, Ом • м'
Р = *сРизм.	(44-7)
где кс — сезонный коэффициент, значения когорта для различных климатических зон России указан! в табл 44.5.
Для заземлителей опоры BJI и отдельно стоя-щего молниеотвода рассчитываю! ся стационарна сопротивления заземления Я, Ом, при протекам тока частотой 50 Гц, и импульсные сопротивленш заземления Яи, Ом, при про екании юка молнии. Для обеспечения нормированных значений R(см. табл. 44.4) используются ест ественные (мшаллнчс-ские и железобетонные фундаменты) н при необходимости искусственные (горизон1алы1ыс и вертикальные электроды) заземли icjiii В щбл 44.61 44.7 приведены расчет ные соотношения для вычисления R типовых элсмспюв заземлшелей опор
При прохождении импульсною i ока сопротш-ление определяется по формуле
(44!) где аи — импульсный коэффинисн!. значение которого зависит от конструкции заземлителя, значе-ний импульсного тока и удельного сопротивлеш грунта (табл 44 8).
Сопротивление заземлителя /?^, состоящего и ряда параллельных элементов с сопротивлением^ определяется по формулам:
для частоты 50 Гц
для импульсов
^и=
где Т) и Т)и — коэффициенты использования заземлителей при 50 Гц и импульсах тока молнии (табл 44 9)
У железобетонных элемешов (см табл 44.6) размеры свайного фундамета квадрат потосечении составляют 1~ 2 м, b ~ I м, размеры сборного фундамента опоры / ~ 3 м, b ~ 0,7 м, а ~ 1,5—2,0 м,ш керная плита для крепления оттяжек имеет размер а ~ 1,5 м. Для вер шкальных элек! родов искусственных зазем лителей (см. табл 44 7) рекомендуются стальные трубы диаметром 30—60 мм и длиной 2—3 м, для горизонтальных тлекгродов -стальные ленты толщиной ие менее 4 и ширине! 30—40 мм или стальные цилиндрические прута диаметром 10—20 мм Глубина укладки заземлителей составляет обычно 0,5—0,8 м и определяете! глубиной высыхания грунта в течение грозовой периода.
Заземления молниеотводов подстанций в соответствии с требованиями ПУЭ выполняются либо! виде отдельных заземлителей молниеотводов,либо путем подсоединения молниеошодов к заземляющему контуру подщанции. Заземляющий контур подстанции включает в себя искусственный зазеи-
§44 3]МОЛНИЕОТВОДЫ И ЗАЗЕМЛИТЕЛИ 303
Таблица 44.5. Характеристика климатических зон России и значения сезонных коэффициентов дли определении расчетных удельных сопротивлений грунта
Характеристика	Климатические зоны			
	I	11	111	IV
Средняя температура воздуха в январе, °C	-(20—15)	-(15—10)	-10—0	0—5
То же в июле, °C	16—18	18—22	22—24	24—26
Среднегодовое количество осадков, см	40	50	50	30—50
Продолжительность замерзания открытых вод, сут	190—170	150	100	0
Глубина слоя сезонного изменения сопротивления грунта, м	2,2	2,0	1,2	1,0
Сезонный коэффициент кс. В предшествующий 2—3-недельный период выпало осадков: больше нормы	7,0	4,0	2,7	2,0
норма	5,0	2,7	1,9	1,4
меньше нормы	2,6	1,9	1,5	1,1
Таблица 44.6. Сопротивление растеканию тока единичных железобетонных фундаментов, используемых в качестве естественных заземлителей
литель (обычно в виде сетки) и естественные заземлители. Стационарное сопротивление заземлителя в виде сетки с вертикальными электродами определяется по формуле Л	(44.9) L	/с	Коэффициент А зависит от соотношения длины вертикальных электродов /в к Js (S — площадь, занятая заземлителем): lBJs	0	0,05	0,1	0,2	0,5 А	0,44	0,40	0,37	0,33	0,26
304
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд.41
Таблица 44 7 Сопротивление растеканию тока единичных искусственных заземлителей
Для обеспечения нормированного значения стационарного сопротивления заземления подстанции приходится использовать не только искусственный заземлитель, но и естественные заземлители: систему трос — опора, присоединенную к заземляющему контуру оболочки кабелей; металлические трубопроводы (с негорючими жидкостями и газами); обсадные трубы; железобетонные фундаменты.
Сопротивление заземления системы трос — опора составляет при числе опор более 20, Ом,
где /?тр — сопротивление тросов (одного или параллельно соединенных двух) на длине пролета; /?оп — сопротивление заземления опоры.
Сопротивление заземления металлических оболочек кабелей при удельном сопротивлении грунта р0 = 100 Ом • м и при числе кабелей один, два и три составляет соответственно /?0 = 2,0; 1,5; 1,2 Ом. При р Ф р0, сопротивление заземления оболочек кабелей Лк определяется как
\ = Лол/Р/Ро-
Общее стационарное сопротивление заземления R^ определяется параллельным соединенней всех его составляющих, например:
«z = «cll/?Tponll/?K.
Расчет импульсного сопротивления заземлены подстанции Ли проводится для основного заземлителя — сетки со стационарным сопротивлением заземления Лс. Естественные заземлители практически не участвуют в отводе тока молнии. При этом /?и = аи/?с. Импульсный коэффициент заземлителе в виде сетки оценивается по формуле
«и
I 1500.ZS’ (р + 320)(/м + 45) ’
<44.10)
2
где S, м ; р, Ом  м; 7М, кА При этом значение/, подбирается из предполагаемого диапазона значений тока молнии.
§ 44 3|
МОЛНИЕОТВОДЫ И ЗАЗЕМЛИТЕЛИ
305
Таблица 44.8. Импульсные коэффициенты заземлителей
Наименование заземления и его размеры	Р. Ом • м	ан при амплитуде импульсного тока, кА					
		5	10	20	40	80	100
Свайный фундамент	<300	0,90	0,60	0,30	—	—	—
Сборный фундамент	<300	0,70	0,50	0,30	—	—	—
Вертикальный стержень длиной 2—3 м	100	0,90	0,85	0,75	0,60	—	—
	500	0,70	0,60	0,45	0,30	—	—
Горизонтальный луч длиной, м: 5	100	0,80	0,75	0,65	0.50	—	—
20	100	1,20	1.15	1,05	0,95	—	—
5	500	0,60	0,55	0,45	0,30	—	—
20	500	0,95	0,90	0,75	0,60	—	—
Кольцевой контур с диаметром кольца, м. 8	100	—	—	0,75	0,65	0,50	—
12	100	—	—	0,80	0.70	0,60	—
8	500	—	—	0,55	0,45	0,30	—
12	500	—	—	060	0,50	0,35	—
Двухлучевой, длина лучей, м: 10	100	—	1,08	0,90	0,83	—	0,77
20	100	—	1,20	1,08	1.05	—	0,88
10	500	—	0,84	0,80	0,70	—	0,48
20	500	—	0,95	0,90	0,75	—	0,60
Трехлучевой, длина лучей, м: 10	100	—	1,11	1.05	0,97	—	0,80
20	100	—	1,24	1,20	1.10	—	0,91
10	500	—	0 87	0 80	0,70	—	0,53
20	500	—	1,00	0,94	0,83	—	0,67
Двухлучевой с вертикальными электродами (длина вертикальных электродов 2,5 м расстояние между ними 10 м), длина лучей, м : 10	100		1,17	1,10	1,00		0 84
20	100	—	1,30	1,25	1,15	—	0,99
10	500	—	0,90	0,82	0,71	—	0,57
20	500	—	1,06	1,00	0.90	—	0,75
Трехлучевой с вертикальными электродами (длина вертикальных электродов 2,5 м расстояние между ними 10 м), длина лучей, м . 10	100		1,20	1,15	1,06		0.88
20	100	—	1,35	1,30	1,20	—	1,05
10	500	—	0,95	0,90	0,80	—	0,62
20	500	—	1,09	1,05	1,00	—	0,92
306
ПЕРЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМА V И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд 44
Таблица 44.9. Коэффициенты использовании заземлителей
Наименование заземлителя	Эскиз			n	Пи
Железобетонный фундамент одностоечной опоры				0,6	0,4
Железобетонный фундамент портальной опоры, портальной опоры на оттяжках	rTi г1~	rh	i Fzi	0,9	0,8
		t j 	t	t J L__J£1		
	Ф ч-	tp			
Двухлучевой						1,0	1,0
Трехлучевой				0,9-0,95	0,8—0,85
Вертикальные заземлители, объединенные горизонтальными лучами		\ 		0,85—0,95	0,75—0,85
Вертикальные заземлители, объединенные кольцевым контуром				0,75—0,85	0,65—0,75
44.4. МОЛНИЕЗАЩИТА ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
СРЕДСТВА МОЛНИЕЗАЩИТЫ ВЛ
Показателем грозоупорности ВЛ является удельное число грозовых отключений иоткл линии на 100 км длины и 100 гр. ч в году. Для конкретных линий рассчитывается число грозовых отключений на полную длину и 1 год
/о п D
N = п — —	(44 11)
откл ОТКЛ100! 00	v >
Для количественной оценки качества молниеза-щиты линий применяются следующие критерии.
I. Уровень грозоупорности — предельный (критический) ток молнии /кр, при котором еще не происходит импульсного перекрытия изоляции.
2. Кривая опасных токов молнии Примем-ется в тех случаях, когда опасность перекрыт® определяется не только максимальным значением тока молнии /м, ио и его крутизной ам Онапрец-ставляет собой нижнюю границу области опасны! сочетаний этих двух параметров молнии.
3. Показатель надежности молниезащиты -ожидаемое среднее число лет между грозовыми отключениями Тг, приходящееся обычно на 100kmi 100 гр ч.
Молниезащита ВЛ имеет целью уменьшение® экономически обоснованного числа грозовых отключений линии.
К основным средствам молниезащиты BJ относят
1. Защиту от прямых ударов молнии с помощью тросовых молниеотводов, подвешенных® линиях напряжением 110 кВ и более на металл-
544.4]
МОЛНИЕЗАЩИТА ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ
307
Таблица 44.10. Наименьшее расстоинне, м, между проводами или между проводами и тросами пересекающихся BJI
Пересечение	Длина пролета не более, м	Наименьшее расе юяние о i мес ia пересечения до ближайшей опоры м					
		30	50	70	ПО	120	150
ВЛ 500—330 кВ между собой п с ВЛ бо-	200	5	5	5	5,5	—	—
лее низкого напряжения	300	5	5	5,5	6	6.5	7
	450	5	5,5	6	7	7,5	8
ВЛ 220—150 кВ между собой и с ВЛ бо-	200	4	4	4	4	—	—
лее низкого напряжения	300	4	4	4	4,5	5	5,5
	450	4	4	5	6	6,5	7
ВЛ 110—20 кВ между собой и с ВЛ более	200	3	3	3	4	—	—.
низкого напряжения	300	3	3	4	4.5	5	—
ВЛ 10 кВ между собой н с ВЛ более низ-	100	2	2	—	—	—	—
кого напряжения	150	2	2,5	2,5		—	—
ческих и железобетонных опорах. Сооружение воздушных линий 110 кВ и выше без тросов допускается:
в районах с числом грозовых часов в году менее 20;
на отдельных участках линии в районах с плохо проводящими грунтами (р > 101 Ом • м),
на участках трассы с расчетной толщиной стенки гололеда более 20 мм.
Линии иа деревянных опорах имеют достаточную грозоунориость, поэтому тросы на таких линиях применяются только па подходах к подстанциям
Применение тросов па линии 35 кВ малоэффективно вследствие невысокой импульсной прочности линейной изоляции и большой вероятности перекрытия с троса на провод при ударе молнии в трос. На линиях 3—10 кВ тем более применение тросов бесполезно.
2.	Выполнение сопротивления заземления опор в соответствии с указаниями ПУЭ. Снижение сопротивления заземления опор обеспечивает уменьшение вероятности обратного перекрытия с опоры на провод при прямых ударах молнии в опору
3.	Автоматическое повторное включение (АПВ), предотвращающее перерыв в передаче энергии при грозовом перекрытии линейной изоляции, рассматриваемое как эффективное средство молниезащиты. Поскольку частая работа АПВ (при большом числе грозовых перекрытий) усложняет эксплуатацию и сокращает межремонтный период выключателей, то его целесообразно применять в комплексе с другими средствами молниезащиты.
4.	Увеличение числа изоляторов в гирлянде часто поражаемых опор, в частности очень высоких переходных опор, что повышает импульсную прочность линейной изоляции.
5.	Применение трубчатых разрядников или защитных промежутков (реже нелинейных ограничителей перенаряжений и вентильных разрядников) для защиты ослабленной изоляции или отдельных опор.
6.	Соблюдение нормированных расстояний по воздуху (табл. 44.10) при пересечении воздуш-ных линий между собой и с линиями связи, а в случае линий на деревянных опорах применение РТ, которые устанавливаются на опорах, ограничивающих пролет пересечения.
ГРОЗОВЫЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ ВЛ
Грозовое перекрытие изоляции ВЛ может наступить (рис. 44.7):
А. При ударе молнии в вершину металлической или железобеюнной опоры или в трос вблизи опоры. Вследствие bmcokoi о потенциала в точке подвеса гирлянды изоляторов, во тикающею из-за падения напряжения на индуктивном сопротивлении тела опоры и заземлителе опоры, при определенных токах молнии происходит обратное перекрытие с тела опоры на провод.
Б. Прн ударе молнии в трос в пролете между опорами
В. При ударе молнии в провод с последующим перекрытием с провода на ближайшую опору или между фазами. Это возможно па ВЛ с тросовой защитой при прорыве молнии через эту защиту, на ВЛ без тросовой защиты при непосредственном ударе молнии в провод
Г. При ударе молнии в землю вблизи линии (на расстоянии не менее Зйср) вследствие индуктированных перенапряжений п низкой импульсной прочности гирлянд изоляторов воздушных линий 6, 10, 35 кВ. Вероятность перекрытия линейной
308
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ
[Разд. 44
ВЛ:
А — удар молнии в вершину опоры; Б — удар молнии в трос в пролете; В — удар молнии в провод;
/ — улар молнии в землю вблизи ВЛ на расстоянии не менее трех средних высот ВЛ (ЗЛср); / — опора
ВЛ; 2 — фазные провода, 3 — изоляционная подвеска фазных проводов, 4 — фосовые молниеотводы с защитным углом а
изоляции линии 110 кВ и выше при таких разрядах весьма мала, и ею можно пренебречь
Грозовое перекрытие линейной изоляции не является достаточным условием для отключения линии. Отключение линии произойдет только в том случае, если импульсное перекрытие перейдет в устойчивую дугу переменного тока Коэффициент такого перехода для воздушных промежутков и изоляции линий на деревянных опорах определяется по формуле
Пв = (|.6^-б)1(Г2,
X раз 7
где U — наибольшее действующее значение рабочего напряжения: фазного Ц,абНаиб ПРИ однофазных перекрытиях и линейного при двухфазных перекрытиях, кВ; /раз — длина пути разряда, м.
[ели при расчете получается Т)в < 0,1 или Г)в > 0,9, то принимают соответственно Г)в = 0,1 или Пв = 0,9
Для гирлянд изоляторов линий на металлических и железобетонных опорах коэффициент перехода т)г принимается
т)г = 0,7 для линий 1/„п„ < 220 кВ; •I 1	ним
т)= 1,0 для линий t/„n> 330 кВ.
При расчетах грозоупорности ВЛ необходимо знать 50 %-ные импульсные разрядные напряжения
Рнс. 44.8. 50 %-ные разрядные напряжения гир-
лянд
изоляторов с защитной
арматурой
при гро-
зо вых импульсах
t/50% поддерживающих провода гирлянд изоляторов при грозовых импульсах, значения которых! зависимости от длины гирлянды и полярносл напряжения, приложенного к проводу, приведет на рис. 44 8
При определении 50 %-ных разрядных напряжений для линий на деревянных опорах нужно уч* тывать импульсную прочность части деревянно! траверсы, которая определяется как 70/д , кВ, где /д — длина части пути разряда по дереву в метрах
Рассмотрим методы расчета удельного чисм отключений ВЛ w0TKjr
ВЛ, защищенные тросовыми молниеотводами, имеют (7Н0М > ПО кВ и работают в системах с заземлен ной нейтралью.
Удельное число грозовых отключений такихВЛ ^откл! — ^тр.ср^а^прЛг + О ~
+ АтрЛтрт]в]},	(4412)
где РаРпр — вероятность перекрытия гирлянды изоляторов в результате прорыва молнии через тросовую защиту к проводам; Аоп Роп — вероятного перекрытия гирлянды при ударе молнии в опоруп в трос вблизи опоры, АтрРтр — вероятность перекрытия при ударе молнии в трос в середине про>
^оп
та; Доп ~ 4— — доля ударов молнии в опору;

/п —длина пролета, А
I л ^оп
= I - 4 — — доля ударов
приходящихся в середину пролета.
844.4]
МОЛНИЕЗАЩИТА ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
309
Таблица 44 11 Волновые сопротивления проводов воздушных линий и коэффициенты электромагнитной связи провода и троса (или другого провода)
Тип опоры	Материал опоры	Цюм’ кВ	Число проводов в фазе	Волновое сопротивление, Ом		Коэффициент связи	
				Z(расчетное)	ZK(c учетом короны)	К(расчетный)	Кк (с учетом короны)
Одностоечная, одиоцеп-ная, с тросом	Железобетон	ПО	1	505	455	0,215	0,240
		220	1	475	420	0,200	0,210
Одностоеч-ная, двухцеп-пая, с тросом	Металл	35	1	510	475	0,215	0,240
	Железобетон	НО	1	520	470	0,210	0,250
	Металл	220	1	505	455	0,200	0,245
		330	2	400	375	0,175	0,215
Портальная,с двумя тросами, горизон-тальное распо-ложение про-водов	Дерево	35	1	490	450	0,285	0,310
		100	1	465	420	0,260	0,305
		220	1	445	385	0,245	0,300
	Металл	330	2	360	330	0,200	0,245
	Железобетон	500	3	320	305	0,180	0,225
Вероятность прорыва молнии через тросовую защиту к проводам Ра определяется по формуле
'«= еХРЙ^^ЛтрсРД5'-|)]’(4413)
в которой
, ^трср ном
117 с, ЛЛА57г12^г1рср Гпр •
где 1/ном — номинальное напряжение ВЛ, кВ; АЛ — превышение троса над проводом, м (см. рис. 44.7); AS— горизонтальное смещение троса относительно провода, м, гпр — радиус провода (в случае расщепления фазы гэкв), м; Лтрср и Лпр ср — средняя высота подвеса троса и провода, м, (см. рис. 44.4, 44.5); а — защитный угол, град.
Вероятность перекрытия гирлянды изоляторов при ударе молнии в провод Рпр определяется по критическому току молнии /кр|, рассчитанному из условия равенства падения напряжения на волновом сопротивлении провода с учетом короны ZK (табл. 44.11) разрядному напряжению гирлянды изоляторов В * * *
1кр\ ~ 2t75O%/ZK-
(44.14)
В расчетах /кр часто используют наименьшее
значение соответствующее положительной
полярности напряжения (см рис. 44.8). При этом
разрядный градиент напряжения составляет при-
мерно 500 кВ/м, а на 50 %-ное разрядное напряжение в зависимости от /г, м, представляется как
U50% - 500/,	(44 15)
Для определения вероятности перекрытия гирлянды изоляторов при ударе молнии в опору и в трос вблизи опоры Роп необходимо знать напряжение, приложенное к гирлянде изоляторов Um, равное разности напряжений на опоре Uon и на проводе
Напряжение опоры в точке подвеса гирлянды изоляторов имеет три составляющие напряжение на сопротивлении заземления опоры /?и от тока в опоре /оп, напряжение на индуктивности опоры Zon(d/on/d/), напряжение на опоре вследствие взаимоиндукции между каналом молнии и опорой на высоте подвеса провода Л/пр(сЬM/dr)
d/ d/
"on — Кц'оп + on d/ + ^nP dr ’
где Л/пр = 0,2Лпр(.р, мкГн; Loa = L0hon, мкГц, Lo — удельная индуктивность опоры, мкГн/м (табл. 44.12); Лоп, м, Uon, кВ; <оп, кА; d/on/dni diM/dr, кА/мкс.
При косоугольной форме тока молнии в пределах его фронта /м = ам/ ток в опоре в пределах фронта определяется как
ГО,5/.	-М I
’	|р	тр
0,5/. + L
L ’	тр	on J
310
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд. 44
Таблица 44.12. Удельная индуктивность Ло опор
Тип опоры	Lg, мкГн/м
Одностоечная, металлическая	0,6
Одностоечная, железобетонная	0,7
Дну стоечная, металлическая, на оттяжках	0,4
Портальная, металлическая	0,5
Двустоечная, деревянная, с двумя заземляющими токоотводами	0,7
Отдельно стоящая опора для молниеотвода	1,3—-1,7
а производная тока в опоре как
dlou d/
= о,
'"0.5L + Z,
е
'оп_
ГД£ “I = ns/ 1/	; S = ZtP7 — индуктив-
''- ' тр ' on	с
ность троса, мкГн; 7тр ~ 350 Ом; /п — длина пролета, м; с = 300 м/мкс — скорость света; Л/тр ~ 0,5Атр ср — взаимная индуктивность между каналом молнии и петлей опора — трос — земля, мкГн; Атр(.р, м.
Напряжение на проводе имеет три составляющие:
рабочее напряжение на проводе Ора6 = 0,5Оном, кВ, имеющее полярность, противоположную полярности напряжения опоры;
напряжение Ц,нд ~ ЮЛ (1 - Кк), кВ, индуктируемое на проводе зарядом лидера молнии и имеющее полярность, противоположную полярности напряжения на опоре; коэффициенты электромагнитной связи между тросом и проводом Кк приведены в табл. 44.11;
напряжение Ц1НД| = ^КЦ,П, кВ, индуктированное на проводе в результате распространения по тросу импульса напряжения с максимальным значением (7О1|.
Максимальное напряжение на изоляции = ’	ИЗ 111С1Л
= Ц>л- Ц,р определяется в момент времени, равный длительности фронта тока молнии Тф, т.е. при максимальном значении тока молнии = атл, и соот-ветственно при максимальном значении тока в опо-Ре Zon:
max = Ц>л(1 “ Кк) + Цщд + Циб • (44'16)
Напряжение „„v может иметь множество 1	И 3 1110.Л
значений, определяемых сочетанием случайных величин «м и /м; /7ИЗ тах превысит разрядное напря-
Рис. 44.9. Определение времени разряда линейно! изолинии при разной крутизне фронта токами ни" (ям1 > ям2):
/ — вольт-секундпая характеристика изоляиии;2-па пряжения изоляции
жение гирлянды б/р, заданное вольт-сскундной характеристикой,
I Т
ир = А 1 + - ,	(44.17)
Ч 'р
где /р — время разряда. Коэффициенты Л и Г определяются по двум значениям. //р = при N = 10 мкс и Up = U2mkc при /р = 2—3 мкс; можнопри-пять Л/2мкси '-25,/50%-
На рис. 44.9 показаны построения для определения сочетаний ам и /м при перекрытии гирлвд изоляторов. По (44.17) построена вольт-секундшт характеристика /. Задаваясь значениями крутили тока молнии ам по (44.16) рассчитываем Um maj — кривые 2. Точки пересечения кривых 1 и2поз№ ляют определить для каждого случая время разряда /р = Тф и соответствующее значение тока молит /м = aMtp В результате получается зависимой ам =/(/м), называемая кривой опасных параметр! и показанная на рис. 44.10, а. Эз а кривая делитзтя сочетаний и /м на две области' область опасного» четания аы и /м (заштриховано), в которой сочи» ния о,, и таковы, что	> //„, и область бе»
М М	HJ ZlldA р-
пасного сочетания ст, и в которой U,„
Используя формулы габл. 44.3, осуществит переход к зависимости Р(а„) = /|[Л4 (рис. 44.10, б).
544.4]
МОЛНИЕЗАЩИТА ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
311
Ряс. 44.10. Определение вероятности перекрытия гирлянды изоляторов прн ударе молнии в опору: а — кривая опасных параметров; б — кривая для определения вероятности Роп
Поскольку 1Ы и ам считаются независимыми случайными величинами, то
1
О
что определяется заштрихованной областью на рнс 44.10, б
Расчеты по изложенной мелодике достаточно громоздки Упрощенно значение Л()П можно оценить, используя некоторый условный критический ток молнии
_	^50%
*‘Русл"Яи + 8Лоп’
где С/50%, кВ; /?и, Ом; Лоп, м; /кр2, кА; 5 = 0,15 для ВЛ с двумя тросами и 5 = 0,3 для ВЛ с одним тросом
Расчетным случаем для определения является удар молнии в трос в середине пролета При этом возможно перекрытие воздушного промежутка трос—провод в середине пролета практически
всегда на фронте тока молнии, чему соответствует вероятность /*тр| Вторым случаем является перекрыто гирлянды изоляторов на опоре при протекании тока троса но опоре, что определяется вероятностью Р 2-
Вероятность Р рассчигываегся как
тр ~ ^трТ * тр2 — ^тр1^тр2
При этом принимается, что Р1р| и /’гр2 — вероятности двух независимых и совместных событий
Вероятность Ртр) определяется но критической крутизне тока молнии, кА/мкс, которая рассчитывается по формуле
2Е I
а _ Р ср тр пр
"Р 7. т (1 - К 1 ’
тр тр' к>
где£рср = 500[ I + — 1 - средний разрядный тра-
диент промежутка трос—провод, кВ/м, т1р = /п/т>тр — время распространения волны но коронирующе-му тросу в пределах пролета ВЛ, мкс, /ц — длина пролета, м, и ~ 250 м/мкс — скорость распространения волны, /тр — расстояние между Гросом и проводом в середине пролета, м, которое вычисляется по нормированному ПУЭ наименьшему расстоянию между проводом н тросом по вертикали йтр|1р, м (см. табл. 44 13). и защитному углу а
= AT„„„/cosa; значения 7,_ и А' указаны выше
При ам > пкр происходит пробой промежутка трос—провод Это условие позволяет рассчитать /<|р1 по соответствующей форм) ле табл 44.3
Вероятность Р^ определяется по критическому току молнии /кр2. 11ри расчете /кр2, кА, учитывается А/раб ~ 0,5Ц1ОМ, кВ, импульсное сопро-
Таблица 44.13 Наименьшее расстояние между тросом н проводом в середине пролета
Длина пролета, м	Наименьшее расстояние между тросом и проводом по вертикали, м	Длина пролета, м	Наименьшее расстояние между >росом и проводом по вер! икали, м
100	2,0	700	11,5
150	3,2	800	13,0
200	4,0	900	14,5
300	5,5	1000	16,0
400	7,0	1200	18,0
500	8,5	1500	21,0
600	10,0		
312
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд. 44
тивление опоры RK, Ом, коэффициент связи трос— провод Кк, (см табл. 44.11):
_ 2 (^50% ~ ^раб) кр2~ ки('-кк) '
По формуле (44.12) определяется число грозовых отключений, приводящих к работе выключателей. Для ВЛ с АПВ число устойчивых отключений при неуспешном АПВ определяется как
«откл уст — «отк.А । — ₽АПв)> (^4.18) где Рдпв — коэффициент успешности АПВ, который по данным опыта эксплуатации для ВЛ ПО—330 кВ составляет в среднем 0,8 а для ВЛ 500—750 кВ — 0,9
ВЛ без тросовоймолниезащиты. Удельное число отключений ВЛ на металлических и железобетонных опорах
«откл 2 — 4^прср(Ацр^пр + АОп^оп)Пг- (44-19)
Считается, что удары молнии между проводами и опорами распределены примерно поровну, т.е. ^пр ~ ^оп — 0'5-
Вероятность Рпр для ВЛ в системах с заземленной нейтралью S ПО кВ) определяется по критическому току /кр|, который рассчитывается но (44.14). У ВЛ в системах с изолированной нейтралью (С7НОМ < 35 кВ) для определения Рпр используется критический ток /кр3, кА:
перекрытой max
рассчитанный по условию образования двухфазного перекрытия на землю.
Для определения вероятности Роп для ВЛ в системах с заземленной нейтралью необходимо рассчитать максимальное напряжение Uon max, кВ, в точке крепления гирлянды изоляторов, т е. на вершине опоры. Упрощенно это напряжение вычисляется по соотношению
^on max — ^и2м + ам^0^оп-
Считая, что импульсное напряжение тня гирлянды равно из равенства = U50v<) получаем соотношение
_ ^50% ~ ZVm ам ~	! !г
ь0"оп
По соотношению (44.21) строится кривая опасных параметров ам =/(/м), аналогичная кривой на рис. 44.10, а, и далее зависимость Р(аы) =f\[Р(/м)], аналогичная зависимости, приведенной на рис. 44.10, б. С помощью последней зависимости вычисляется Роп.
(44.21)
У ВЛ в системах с изолированной нейтрали при ударе молнии в опору отключение возможно только при перекрытии изоляции по крайней мер! двух гирлянд и образовании двухфазного замы» ния на землю. Расчеты с использованием (44.21) позволяют определить вероятность перекрыт изоляции одной гирлянды. Обозначим ее какР^. Считая, что наиболее вероятным случаем являкта перекрытия изоляции двух гирлянд, которые мот но рассматривать как совместные, независимы!, случайные события, получим, что
Р = Р Р = р^ 'on on г on 1 'on! 
Удельное число отключений ВЛ па деревянищ опорах определяется только ударами молнии в фаны е провода и условием перекрытия изоляцииые-жду фазами по пути гирлянда — деревянная тр» верса — гирлянда:
«отклз — ^пр.ср^перПв-
Критический ток, необходимый для расчет) Рпер, вычисляется по соотношению
/	_ 2 ^50 % 1
КР4 “ ZK( I - KJ ’ причем = 2^50% + 70/л, где ^л — длинадер^ винной траверсы между точками крепления пф-1 лянд изоляторов, м.
Коэффициент т)в рассчитывается по (44 11)npi Цтаб.наиб- кВ-11 лпине ПУ™ разряда /раз = 2/г + /д,н Учет влияния АПВ производится по (44.18).
Отключения ВЛ при индуктированных пере» пряжениях. При ударах молнии в землю вблизиМ удельное число отключений за счет индукгирм* ных перенапряжений определяется как
«инлоткл — «индПг’
где ниндоткл — число отключений в год на 100 ц длины ВЛ и 100 грозовых ч; и11НД — годовое чвд индуктированных перенапряжений на ЮОкмдлн ны ВЛ и 100 грозовых ч, приводящих к перекрыт» изоляции ВЛ; т]г определяется по (44.12).
Расчет ни11Д — довольно сложная задача Поз» му приводим некоторые значения и для ВЛ Щ 35 и НО кВ на металлических и железобетонн опорах.
ЦИ)М,кВ	Ю	35	ПО
t/50»/o, кВ	100	350	700
ЛпрСр, м	Ю	15	20
«пил	25	5	1
В в табл. 44.14 и 44.15 приведены некотор данные по удельному числу грозовых отключен для ВЛ различных классов напряжения.
J 44.4]
МОЛНИЕЗАЩИТА ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ
313
Таблица 44 14. Характеристики молниезащиты ВЛ 35—500 кВ
Опора	Сопротивление заземления опоры, Ом	Ц.ОМ- кВ					
		35	по	150	220	330	500
		Число г	ЗОТОВЫХ	ОТКЛЮЧ1 грозовь	;нин на х часов	00 км В	Ли 100
Деревянная без тросов	—	10	8,5	—	—	—	—
Одно цепная металлическая с одним тросом	5	—	2	1,2	1,2	0,8	—
	10	—	3	2	2	1,2	—
	20	—	4,8	3	3	1,8	—
Двухцепная металлическая с одним тросом	5	—	4,3	3	3	2	—
	10	—	6	4	3,5	2,8	—
	20	—	9	6	5,5	4	—
Металлическая портальная с двумя тросами	5	-—	—	—	0,5	0,12	0,1
	10	—	—	—	0,8	0,2	0,15
	20	—	—	—	1,2	0,7	0,5
Таблица 44.15. Характеристики молниезащнты ВЛ НО—750 кВ
Параметр	Напряжение ВЛ, кВ						
	по		220		330	500	750
Материал опор	Железобетон	Металл	Металл		Металл	Металл	Металл
Марка провода	АС-120	АС-150	АСО-ЗЗО	АСО-ЗЗО	2АСО-400	3 АСО-400	4АСУ-400
Количество и тип изолятора на опоре	8ПС6-Б	8ПС6-Б	14ПС6-Б	14ПС6-Б	22ПС6-Б	28ПС12-А	2Х41ПС12-А
Защитный угол троса а, град	31,2	20,7	29,0	24,2	22,6	22,7	24,7
Импульсное сопротивление заземления опор. Ом	20	15	15	10	10	10	10
Удельное число прямых ударов молнии в линию за год "удВЛ’У^ООО км  100 гр.ч)	100	165	182	227	153	174	207
Удельное число отключений линии при ударе молнии в провод «пр, 1/год	0,06	0,06	0,23	0,18	0,22	о,п	0,063
Удельное число отключений линии при ударе в опору иоп, 1/год	0,81	1,73	0,41	0,45	0,002	<0,001	<0,001
Удельное число отключений линии при ударе в трос итр, 1/год	0,43	0,89	0,13	<0,01	<0,001	<0,001	<0,001
Удельное число отключений линии вследствие индуктированных	перенапряжений W 1/Г°Д	0,25	0,38	0,03	0,04	0,003	<0,001	<0,001
Удельное суммарное число грозовых отключений линии "ото* |/гвд	1,55	3,06	0,80	0,68	0,23	0,11	0,066
314
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ ПИХ
I Разд. И
44.5. МОЛ11ИЕЗА1ЦИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ II ПОДСТАНЦИЙ
ЗАЩИТА ОТ ПРЯМЫХ УДАРОВ МОЛНИИ
Согласно требованиям ПУЭ для защиты выполняются мероприятия, указанные в табл 44.16.
Допускается ие защищать от прямых ударов молнии
ОРУ 20—35 кВ с трансформаторами единичной мощностью 1000 кВ  А и менее независимо от значения Dt,
ОРУ 20—35 кВ в районах с О,. < 20,
подс|апцип напряжением 220 кВ и ниже на площадках с р > 2000 Ом  м при Ог < 20;
здания ЗРУ в районе с О, < 20
Места и условия установки стержневых молниеотводов укатаны в табл 44 17
При установке стержневых молниеотводов на конструкциях ОРУ следует использовать защитные действия высоких объектов (опор ВЛ, прожекторных мачт и т.н )
Порталы трансформаторов, связанных с вращающимися машинами, открытыми токопровода-ми или гибкими связями, должны входить в зону защиты отдельно стоящих или установленных на других порталах молниеотводов. Не допускается установка молниеотводов на конструкциях ОРУ, находящихся ближе 15 м от указанных выше объектов, связанных с вращающимися машинами.
Все объекты па территории подстанции высотой Лг/ должны находиться в зонах защиты системы молниеотводов па таких высотах. При этом выбирается такой вариант расстановки молниеотводов, при котором их число и высота были бы наименьшими
Надежность защиты от прямых ударов молнии характеризуется возможным числом Р| повреждения оборудования за год при ударе молнии в подстанцию В расчетной модели учитываются следующие случаи.
Прорыв молнии в зону защиты молниеотводов приводит к повреждению оборудования с вероятностью Ри = 0,01
При ударах молнии в молниеотводы возможны обратные перекрытия изоляции из-за падения напряжения от тока молнии на системе молниеотвод — заземлитель. Максимальное значение этого напряжения на высоте hx определяется суммой падения напряжения на импульсном сопротивлении заземления RK и на индуктивности молниеотвода Lohv При косоугольной форме тока молнии с /м и ам напряжение
Цлах	+ ам^0^х
Рнс. 44.11. Отдельно стоящий молниеотвод:
1 — молниеотвод; 2 — заземлитель молниеотвод 3 — защищаемый объект; 4 — заземлитель объеш
1 — молниеотвод; 2 — заземляющий козпур, 3-гирлянда изоляторов; 4 — защищаемый объест
Рассмотрим отдельно стоящий моаниеоп с обособленным заземлителем (рис. 44 П)иш ниеотвод на портале ОРУ (рис. 44.12). Знамени! приведены в табл. 44.12. Известны средниед рядные градиенты воздушного промежутка /в (Е, —500 кВ/м) и промежутка в земле 13 (£ — 300 кВ/
§44 5]
МОЛНИЕЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
315
Таблица 44 16 Мероприятия (ащнты электростанций н подстанций от прямых ударов молнии
Защищаемый объект	Защи гные устройства
ОРУ в том числе тбкие мосты и шинные связи	Стержневые молниеотводы
Здания машинного зала, ЗРУ при Dr > 20	I Заземление металлических и железобетонных конструкций кровли и металлической кровли 2. Стержневые молниеотводы или заземленные молниеприемные сетки на крыше зданий
Дымовые трубы: металлические кирпичные, бетонные и железобетонные	Заземления Стальные полосы-молнисприсмники на вершине и заземляющие спуски, присоединенные к заземлителю
Здания трансформаторной башни, маслохо-зяйства, нефтехозяйства, электролизной станции	1. Отдельно стоящий стержневой или тросовый молниеотвод. Им пульс ное сопротивление каждого заземления нс более 100 Ом при р < 500 Ом  м и не более 40 Ом при р > 500 Ом  м 2. Заземление металлических корпусов
Угледробилки, вагоноопрокидыватели, резервуары с горючими жидкостями пли газами. места хранения баллонов с водородом	I Стержневые молниеотводы, устанавливаемые отдельно или на самом сооружении при толщине крыши или стенки не менее 4 мм 2. Заземление корпуса установки при толщине металлической крыши или стенки 4 мм и более; при объеме менее 200 м3 независимо от толщины металла
Таблица 44 17 Места я условия установки стержневых молниеотводов
Места	Условия
Конструкции ОРУ	I В ОРУ 35- 150 кВ при условии выполнения мероприязий но снижению обратных перекрытий с молниеотвода на защищаемый объект 2 В ОРУ 220 кВ и выше
Трансформаторные порталы, порталы шунтирующих реакторов и конструкции ОРУ, удаленные от трансформаторов или реакторов по магистралям заземления менее, чем на 15 м	I.	В пределах контура заземления в грозовой сезон, р < 350 Ом • м 2	Непосредственно на выводах обмоток трансформаторов 3—35 кВ или на расстоянии не более 5 м от них по ошиновке (включая ответвления к защитным аппаратам) должны быть установлены защитные аппараты, ограничители напряжения нелинейные — ОПН или вентильные разрядники — РВ 3.	От портала с молниеотводом должно обеспечиваться растекание тока молнии по магистралям заземления в трех-четырех направлениях 4.	На расстоянии 3—5 м от портала с молниеотводом на каждой магистрали заземления должны быть установлены по два-три вертикальных электрода длиной 3—5 м 5.	На подстанциях с высоким напряжением 20—35 кВ при установке молниеотвода на трансформаторном портале у заземляющего контура должно быть сопротивление R <4 Ом (без учета выносного заземления) 6.	Заземляющие проводники защитных аппаратов и трансформаторов рекомендуется присоединять к заземляющему устройству подстанции поблизости один от другого
Отдельно стоящие молниеотводы с обособленными за зем-лителями	I.	Если не могут быть выполнены условия установки молниеотвода на конструкциях ОРУ 2.	Расстояние по земле /3 между обособленным заземлителем молниеотвода и заземляющим контуром ОРУ должно быть таким, чтобы исключать перекрытие по земле между заземлителями с вероятностью не более 0,1. При этом должно выполняться у словие /3 > 3 м 3.	Расстояние но воздуху /в от отдельно стоящего молниеотвода с обособленным заземлителем до токоведущих частей, заземленных конструкций и оборудования ОРУ должно быть таким, чтобы исключать перекрытия по воздуху с вероятностью нс более 0,1. При этом должно выполняться условие /в > 5 м 4.	Сопротивление заземлителя должно быть не более 80 Ом
316	ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ |Разд «
U5mi гирлянды изоляторов и — допустимое импульсное напряжение оборудования, кВ.
Условия безопасного протекания тока молнии по молниеотводу имеют следующий вид.
для отдельно стоящего молниеотвода
ЕЛ>1ыЕн + аыЕо^
для молниеотвода на портале ОРУ
^50% * 'мЛи + амЕ0^х1 ’
£в/в>ам£0Ах2;
Цюп >
Эти соотношения позволяют решить задачи оценки надежности молниезащиты при прямом ударе молнии в подстанцию по известным значениям /в, /3, £/50%, Ьдои определить параметры /м, пм, а по ним соответствующие вероятности повреждения изоляции РП1 либо решить обратную задачу
Годовое число повреждений оборудования при прямом ударе молнии в подстанцию определяется соотношением
₽1 = «удп/ст^а! + О	(4422)
I
где иуд п/ст рассчитывается по (44.3); Ра1 = 0,01; Рш определяются с использованием методов, изложенных в § 44.4
ЗАЩИТА ОТ ИМПУЛЬСОВ ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ, НАБЕГАЮЩИХ С ЛИНИИ
С воздушных линий электропередачи в результате поражения их молнией на подстанцию по проводам ВЛ набегают импульсы перенапряжений, которые могут иметь различную форму
Для оценочных расчетов защиты от таких перенапряжений используется расчетный импульс, который в месте удара молнии в ВЛ является бесконечно длинным прямоугольным с максимальным значением Uo равным среднему разрядному напряжению изоляции ВЛ С'5(|%. Импульс такой формы позволяет получить при расчетах наибольшие возможные значения перенапряжений на изоляции оборудования подстанции Напряжение Uo импульса не может превышать t/5g% (при возможном Г/о > U50o/o происходит перекрытие изоляции на опорах ВЛ) Таким образом, изоляция ВЛ обеспечивает первый уровень ограничения перенапряжений.
Однако этот уровень оказывается недостаточным, так как не снижает воздействующее на изоляцию напряжение до безопасных значений Организуется второй уровень ограничения перенапряже
ний путем установки в схеме подстанции защити аппаратов ОПП и РВ в сочетании с выполнении защищенных подходов па ВЛ непосредственно] шин подстанции. Отмстим, что в современных]» шениях применяются только ОПН, РВ установлен в схемах, разработанных в начале и середине ХХ1 Электрические характеристики РВ и ОПНпр» ведены в табл. 44 18. (Некоторая дополнителы» информация об РВ и ОПН имеется в § 32.6, т. 2 ы стоящего справочника.) Разрядники типа PBPJ предназначены для защиты вращающихся маши, остальные РВ и ОПН — для защиты электрообо^ дования. Оценки групп комбинированных разря ников типа РВМК и ОПН по ГОСТ 16357-83 еде» ны приблизительно Отметим, что ОПН и разряд ники типа РВМК обеспечивают ограничение к» мутационных перенапряжений.
Характеристики трубчатых разрядников (РТ) устанавливаемых в ряде случаев на защищены) подходах ВЛ, приведены в § 32.6, т.2 настояли справочника.
ЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ НОМИНАЛЬНЫМ НАПРЯЖЕНИЕМ 35 кВ И ВЫШЕ
Типовая схема защиты показана па рис. 44.111 схему подстанции включены защитные аппарап F| (ОПН или РВ). На некоторых расстояниях и ошиновке от защитного аппарата находятся защл щаемые объекты, например, силовой транспорт тор Т (расстояние /(), линейные выключатели! (расстояние /2). Участки ВЛ непосредственней шин подстанции защищены тросами Это защити ные подходы (311) длиной /3 п
На ВЛ с тросовой защитой по всей длине Щ на рис. 44.13) участки /3 п часто называют условии ми защищенными подходами, па которых примет ют уменьшенные защитные углы а и выполни опоры с более низкими значениями RK
Подстанция
Защищенный подход
Опасная зона
Рис. 44.13. Типовая схема молниезащиты подстанций номинальным напряжением 35 кВ выше
§44.5]
МОЛНИЕЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
317
Таблица 44.18. Электрические характеристики защитных аппаратов при ограничении грозовых перенапряжений
Класс напряжения, кВ	Режим заземления нейтрали	Рабочее фазное напряжение, кВ	Тип аппарата	Группа по ГОСТ 16357—83	Пробивное импульсное напряжение, кВ	Остающееся напряжение, кВ, при импульсном токе, кА		
						_±_	5	10
		Вентильные разрядники (РВ]						
3	Изолированная	3,8	РВРД-3	1	7,0	7,0	8,0	9,0
6	Изолированная	7,5	РВРД-6	1	14	14	16	18
10	Изолированная	12,7	РВРД-Ю	I	23,5	23,5	26,5	30.5
3	Изолированная	3,8	РВМ-3	11	8,0	9,0	9,5	II
6	Изолированная	7,5	РВМ-6	II	•5,5	17	18	20
10	Изолированная	12,7	РВМ-Ю	II	25,5	28	30	33
20	Изолированная	24	РВМ-20	11	74	62	67	74
35	Изолированная	40,5	РВМ-35	II	116	97	105	116
ПО	Заземленная	102	РВМГ-П0	11	260	245	265	295
150	Заземленная	138	РВМГ-150	11	370	340	370	410
220	Заземленная	198	РВМГ-220	II	515	475	515	570
330	Заземленная	288	РВМГ-ЗЗО	II	740	660	725	800
500	Заземленная	420	РВМГ-500	11	1070	985	1070	1180
330	Заземленная	288	РВМК-ЗЗО	II	700	—	720	840
500	Заземленная	420	РВМК-500	11	1070	—	1070	—
750	Заземленная	600	РВМК-750	—	1500	—	1260	1650
1150	Заземленная	800	PBMK-II50	—	2000	—	—	1840
20	Изолированная	24	РВС-20	III	80	75	80	88
35	Изолированная	40,5	РВС-35	111	125	122	130	143
ПО	Заземленная	102	PBC-II0	111	285	315	335	367
150	Заземленная	138	РВС-150	III	375	435	465	510
220	Заземленная	198	РВС-220	III	530	630	670	734
3	Изолированная	3,8	РВО-3	IV	20	13	14	—
6	Изолированная	7,5	РВО-6	IV	32	25	27	—
10	Изолированная	12,7	РВО-10	IV	48	43	45	—
35	Изолированная	40,5	РВО-35	IV	150	—	150	—
	Нелинейные ограничители перенапряжений (ОПП)							
6	Изолированная	6,9	ОПН-6	11	—	—	19,9	21,5
10	Изолированная	11,5	ОПН-Ю	II	—	—	33,2	35,8
35	Изолированная	38,5	ОПН-35	11	—	—	113	122
ПО	Заземленная	73	ОПН-ПО	11	—	230	250	280
150	Заземленная	100	ОПН-150	11	—	305	330	365
220	Заземленная	148	ОПН-220	11	—	430	460	500
330	Заземленная	210	ОПН-ЗЗО	II	—	620	650	700
500	Заземленная	303	ОПН-500	I	—	825	860	920
750	Заземленная	455	ОПН-750	—	—	—	1300	1350
1150	Заземленная	694	ОПН-1150	—	—	При /	= 15 кА 1760	
1150	Заземленная	694	ОПНО-П50	—	—		-	1760
На ВЛ без тросовой защиты (ВЛ^ на рис. 44.13) надлине /3 п установлены тросы. В начале ЗП у ВЛ на деревянных опорах на опоре монтируется трубчатый разрядник F2, так как первая подтросовая опора является местом с ослабленной изоляцией.
Трубчатый разрядник F3, устанавливаемый в конце ЗП, ограничивает перенапряжения при отражении волны напряжения от отключенного выключателя Q. Трубчатый разрядник F3 может устанавливаться и на подходах ВЛ с тросами по всей длине.
318
///77 НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХСИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд 44
При воздействии импульса напряжения Uo на подстанцию защитный аппарат нрн протекании импульсного тока по его нелинейному резистору ограничивает на своих зажимах импульсное напряжение до значения остающегося напряжения (7 Однако в схеме развивается сложный волновой процесс на изоляцию объектов, удаленных от защитного аппарата, воздействует напряжение, превышающее ижт Его максимальное значение, кВ, связано с 47ОСТ соотношением
Цтз шах = ижт + Д (/к-
где ЛГ'К — координационный интервал напряжения, значение которого зависит о г взаимного удаления защи тного аппарата п защищаемо! о объекта /, м. а также от кру тнзиы фронта воздействующего импульса напряжения а, кВ/мкс Точный расчет ДОК осуществляется путем математического пли физического моделирования волновых процессов в схеме Однако приближенно его можно оцепить как
Д('к = 2ст//ЗОО
Для изоляции электрооборудования известно допустимое импульсное напряжение //доп, кВ Условие защищенности изоляции определяется соотношением
Чюп Ц,т max - Цтст + 2«Z/3OO	(44 23)
Длина /3 , на ВЛ определяется следующим образом Для наиболее удаленных от защитного аппарата защищаемых обьектов (для схемы рис. 44 13 это расстояние /j между точками / и 2, /2 между точками 1 и 3) рассчитываются зависимости (7из1пах с помощью которых по известным значениям Иаоп определяются допустимые значения адоп/, превышение которых опасно для изоляции в различных точках схемы (для рис. 44.13 это значение адоп2 и аДОпЗ- указанное на рис. 44 14) Меньшее из всех значений адош дает значение адоп для всей схемы
Допустимые напряжения для изоляции определяются испытательными напряжениями грозовым импульсом но ГОСТ 1516.3 -96 Для изоляции силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов допустимое напряжение. кВ, рассчитывается по соотношению
Что..т= 1.1(Ц1И-0,5(7НОМ),
где С/п и — испытательное напряжение при полном импульсе для внутренней изоляции при испытании без возбуждения; Г'ном — действующее значение линейного поминального напряжения
Рнс. 44.14. Зависимости £7111п1ах = f (а) для точек и 3 схемы рнс. 44.13
Допустимое напряжение для изоляции оста пых аппаратов, кВ, можно принять ориентир» но равным испытательному напряжению срез ным импульсом внешней изоляции I/ и, кВ:
^{доп ап ~ и
Длина защищенного подхода /3 п, км. рассчи' вается по соотношению'
^з п ^50%Л°лопДт<р (^4.
Входящая в соотношение величина ДТфОпре; ляет удлинение фронта набегающего импульса счет его деформации под действием импульса короны. Значение АТф, мкс/км, вычисляется по: иприческому выражению:
Дтф =
0.5 +
0,008 (750„ ^пр ср
к'
где Л1|рср — средняя высота подвеса провода. к — коэффициент, учитывающий влияние расти ления фазы ВЛ на ДТф. При числе проводов в ф| 1, 2, 3, 4 коэффициент к соответственно равен 1 1,2; 1,45, 1,55.
В соответствии с требованиями ПУЭ идру руководящих указаний при выполнении схемы щиты необходимо учитывать следующие реком дации:
для повышения надежности защиты целом вать защитные аппараты 1 и II групп,
защитные аппараты должны устанавливала непосредственной близости от выводов автотр форматоров;
в цепи между защитным аппаратом и зашии мым объектом не допускает установка коммук опных аппаратов, если аппарат предназначен зашиты автотрансформаторов и шушируюших акторов, а также обмоток трансформаторов на жением 150 кВ и выше с основным уровнем из ции по ГОСТ 1516 3—96;
§44.5]
МОЛНИЕЕАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
319
Таблица 44.19. Характеристики защищенных подходов к подстанциям номинальным напряжением 35 кВ и выше
Параметр	Номинальное напряжение, кВ					
	35	НО	150	220	330	500 и выше
Длила защищенно го подхода /тп, км	1—2	1—3	2—3	2—3		
Защитный угол а, град	25—30	25—30	25—30	20—25	20—25	25
Сопротивление заземления R, Ом, не более, прн р, Ом’м:						
до 100	10	10	10	10	10	10
100—500	15	15	15	15	15	15
500—1000	20	20	20	20	20	20
более 1000	30	30	30	30	30	30
количество устанавливаемых на подстанции защитных аппаратов и места их включения должны обеспечивать выполнение условия (44.23);
наиболее тяжелым режимом работы подстанции в отношении обеспечения защиты от импульсов грозовых перенапряжений, набегающих с ВЛ, является режим с одной ВЛ, подключенной к шинам подстанции (тупиковый режим). Наличие других ВЛ, подключенных к шинам подстанции, снижает L'MT за счет уменьшения импульсного тока через защитный аппарат из-за параллельного подключения к его нелинейному резистору волновых сопротивлений ВЛ;
в случае подключения силовых трансформаторов 35 кВ и выше к шинам РУ длинными кабелями их большая емкость и малая индуктивность существенно облегчают условия молниезащиты; в этом случае достаточно установить защитный аппарат ватинах возможно ближе к месту подключения к ним кабеля.
Основные характеристики защищенных подходов к подстанциям напряжением 35 кВ и выше, нормированные ПУЭ, приведены в табл. 44.19. Отметим, что на подходах ВЛ 110—330 кВ с очень высокими одностоечными двухцепными опорами рекомендуется выполнять сопротивление заземления R=5; 10; 15 Ом соответственно при р до 100; 100— 500; более 500 Ом • м.
Годовое число повреждений оборудования подстанций напряжением 35 кВ и выше от импульсов грозовых перенапряжений, набегающих с ВЛ, характеризующее надежность защиты Р2, определяется числом таких импульсов, образующихся в пределах защищенных подходов /3 вследствие прорыва молнии сквозь тросовую защиту (вероятность
Ра); удара молнии в вершину опоры (доля ударов До11) с последующим перекрытием изоляции на опоре (вероятность РО|[); удара молнии в трос в пролете (доля ударов Дтр) с последующим перекрытием воздушного промежутка трос—провод (вероятность РТр).
При известных длинах /3 п, км; числе грозовых часов за год £>г; числе ВЛ, подключенных к шинам подстанции, m значение [32 рассчитывается следующим образом:
₽2 = "'«уд.з.п [ра + О -^а)х
Х(ЛоП/’оп + Д1р/’тр)1-	(44.25)
где ИудЗП — число ударов молнии в защищенный подход.
ЗАЩИТА РУ НОМИНАЛЬНЫМ НАПРЯЖЕНИЕМ 3—20 кВ
Рекомендуемые схемы защиты РУ 3—20 кВ приведены на рис. 44.15.
Применение тросов для защиты подходов ВЛ 3—20 кВ неэффективно. В РУ устанавливается элемент Fj (РВ или ОПН). Ограничение Е'тах импульса, набегающего на подстанцию с ВЛ на деревянных опорах (В27| па рис. 44.15), осуществляется элементом F2 (РТ), установленным на расстоянии 200—300 м ог ввода на подстанцию. Сопротивление его заземления должно быть не выше 10 Ом. На ВЛ с металлическими или железобетонными опорами установки F2 не требуется. Разрядник F3 (РТ) защищает изоляцию разомкнутого выключателя ВЛ
320
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Раи41
Рис. 44.15. Типовая схема молииезащиты РУ напряжением 3—20 кВ
Удовлетворительная надежность схемы достигается за счет небольшой норажаемости сравнительно корот ких ВЛ 3—20 кВ, а также за счет относительно большого координационного интервала напряжения FU
Если ВЛ 3—20 кВ соединены с РУ кабельной перемычкой (ВЛг на рис. 44.15), то для защиты кабельной воронки в месте перехода ВЛ в кабель устанавливается элемент F^ (РТ или РВ).
Длина опасной зоны на ВЛ 3—20 кВ оценивается значением /о = 150—200 м. Повреждение оборудования РУ 3—20 кВ возможно при ударе молнии в провод ВЛ в пределах опасной зоны. Это определяет годовое число р3 повреждений оборудования РУ 3—20 кВ от импульсов перенапряжений, набегающих с ВЛ.
При известных длинах /оз, км, числе грозовых часов за год Ог; числе ВЛ, подключенных к шинам РУ 3—20 кВ, /И| значение р3 рассчитывается с учетом (44.2) по соотношению:
₽3 = "г1«уд.о.з-	(44.26)
ЗАЩИТА ВРАЩАЮЩИХСЯ МАШИН ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Вращающиеся машины (генераторы, синхронные компенсаторы, высоковольтные электродвигатели) характеризуются следующими особенностями:
уровень электрической прочности изоляции у машин значительно ниже, чем у другого электрооборудования;
выход из строя электрических машин обусловливает большой экономический ущерб.
В соответствии с требованиями ПУЭ запрещается присоединять непосредственно к ВЛ (без разделительного трансформатора) вращающиеся ма-
Рис. 44.16. Схемы защиты вращающихся маша, присоединенных к ВЛ, от импульсов грозовых № ренапряжений, набегающих с линии
Рис. 44.17. Схемы зашиты электродвигателе! мощностью до 3000 кВг от импульсов грозовые перенапряжений, воздействующих с ВЛ на деревянных опорах
шины (ВМ) мощностью выше 50 МВ  А при мен лических или железобетонных опорах на ВЛ и св ше 25 МВ  А при деревянных.
ПУЭ рекомендуют для ВМ мощностью ни указанной выше ряд схем присоединения к ВЛ, кг рые обеспечивают многоуровневое ограничение! ренапряжений (рис. 44.16, 44.17) На шинах ВМ;
S44 6]
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
321
танавливается F\ — защитный аппарат I группы по ГОСТ 16357—83 и конденсатор емкостью 0,5 мкФ. На подходах реализуются различные схемные решения (Fj — PT; Fj — ОПН или РВ).
Годовое число повреждений ВМ от импульсов перенапряжений, набегающих с ВЛ, при выполнении защиты по схемам рис. 44.16, 44.17 оценивается значением р4 = 0,025—0,03 повреждений/год.
НАДЕЖНОСТЬ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
Определяется по значениям Р, (/ = 1,2, 3, 4) и характеризуется продолжительностью, годы, безаварийной работы 7j = 1/р,.
Молниезащита считается удовлетворительной, если Т, в несколько раз превышает срок службы электрооборудования.
44.6. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
СТАДИИ И КРАТНОСТИ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Как указывалось в § 44.1, внутренние перенапряжения подразделяются на коммутационные и установившиеся. Упрощенная кривая изменения напряжения во время переходного процесса после коммутации приведена на рис. 44 18. Стадия 1 переходного процесса обычно имеет длительность несколько периодов промышленной частоты. Появляющиеся на этой стадии перенапряжения называются коммутационными. Перенапряжения стадии I характеризуются наибольшим значением перенапряжений (7тах После затухания свободных колебаний наступает стадия 11, в течение которой могут наблюдаться установившиеся перенапряжения Ууст. Далее вступают в работу регуляторы напряжения на генераторах, что приводит к постепенному уменьшению ЭДС (стадия 111). Наконец устанавливается напряжение в пределах наибольшего рабочего напряжения сети (стадия IV). С точки зре-
Рвс. 44.18. Различные стадии переходного процесса после коммутации
ния воздействия на изоляцию имеют значение перенапряжения первых двух стадий
Установившиеся перенапряжения характерны для холостых режимов линий электропередачи СВН, возникающих как при сбросе нагрузки, так и при включении разомкнутых линий под напряжение. От амплитуды установившихся перенапряжений ЦуСТ в значительной степени зависят амплитуда напряжений свободных колебаний и, следовательно, максимальное значение напряжения в переходном процессе С'тах. Принято устано
вившиеся перенапряжения характеризовать их кратностью ЛуСТ, т е. отношением амплитуды на
пряжения установившегося режима к амплитуде наибольшего рабочего напряжения Г/ра6 наиб:
для фазных перенапряжений ^уст
*уст	с с’
' 'v / раб наиб для междуфазных перенапряжений * = с/уст
^раб наиб
(44.27)
В то же время для коммутационных перенапряжений вводится понятие ударного коэффициента как отношения максимального значения Ц11ах к амплитуде установившихся перенапряжений.
^уд Цнах^уст	(44.28)
При выполнении координации изоляции воздействие перенапряжений на изоляцию принято характеризовать кратностью перенапряжений кв п, определяемой как соотношение Цпах к амплитуде наибольшего рабочего напряжения Очевидно, что
к = к к
пв п пустлуд-
(44.29)
УСТАНОВИВШИЕСЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ
Они возникают не только в симметричных режимах. Их значения могут резко возрасти при нс-полнофазном одностороннем включении линии, обрывах проводов фаз линии, при несимметричных коротких замыканиях (КЗ) и т.д. Учитывая возможные амплитуды установившихся перенапряжений, в ПУЭ и технических условиях на электрооборудование регламентируются допустимые в условиях эксплуатации повышения напряжения частотой 50 Гц на оборудовании 110—750 кВ (габл. 44.20).
Установившиеся перенапряжения подразделяют на резонансные (емкостный эффект) и ферроре-зонансные. Резонансные напряжения возникают, например, при включении разомкнутой ВЛ под напряжение (табл. 44.21, п. 1), когда первая собственная частота сети coj > 2ы, где ы = 314 1/с — про-
Ч ’SO
322
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [РаздЛ
Таблица 44.20. Коэффициенты допустимого в условиях эксплуатации повышения напряжениям оборудовании выше 1/ра6.наи6
Напряжение Цюм-кВ	Оборудование	Коэффициенты допустимого повышения напряжения npi длительности воздействия, с							
		фаза — земля				фаза — фаза			
		1200	20	1.0	0,1	1200	20	1,0	0,1
110—500	Силовые трансформаторы и автотрансформаторы	1,1	1,25	1,9	2.0	1,1	1,25	1,5	1,5!
	Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения	1,15	1,35	2,0	2,1	1,15	1,35	1,6	Цй
	Выключатели, разъединители, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры	1,15	1,6	2,2	2,4	1,15	1,6	1,7	1,1
750	Силовые трансформаторы и автотрансформаторы	1,1	1,25	1,67	1,76	—	—	—	-
	Шунтирующие реакюры, коммутационные аппараты, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры	1,1	1,3	1,88	1,98	—	—	—	-
мышленная частота. Если же в линейной схеме, когда в расчетной схеме не учитываются нелинейные элементы, напряжение в точках установки трансформаторов возрастает до (1,25—1,35)С'ф, то такое напряжение вызывает насыщение магнитопроводов силовых и измерительных трансформаторов и в схеме появляются токи высших и низших гармонических. Типичным примером может служить включение линии с трансформатором на конце (см табл. 44.21, п. 2).
Кривая напряжения будет искажена наложением на синусоиду высших или низших гармонических, могущих достигать очень высоких значений Феррорезонаисные перенапряжения будут существовать до момента подключения нагрузки либо аварийного отключения линии блоком автоматики или релейной защитой от повышения напряжения. Однако такая защита, как правило, предусматривается только па линиях 330—750 кВ. На линиях напряжением 220 кВ и ниже феррорезонаисные перенапряжения могут существовать достаточно долго, пока не будет оперативно изменена схема сети
При коротких линиях (меньше 100 км) возникновению феррорезонансных перенапряжений способствует наличие на шинах ненагруженного трансформатора (см. табл. 44.21, п. 3). Дело в том, что еще до включения линии кривая напряжения на шинах может быть искажена из-за намагничивающих токов двух ненагруженных трансформаторов Ту и Т2.
Феррорезонаисные перенапряжения могут возникнуть на ненагруженных шинах с электромагнитным трансформатором напряжения при отключе
нии выключателем, имеющим емкостное выраш ванне напряжения по разрывам. Расчетная йен возникновения феррорезонанса показана I табл. 44.21, п. 4.
В сетях 110—750 кВ феррорезонаисные пере» пряжения в силу своей длительности могут бил причиной отказа трансформаторов напряжеиц трансформаторов тока и аппаратов защиты от пере напряжений ОПН и РВ
В сетях 6—35 кВ феррорезонаисные пере» пряжения могут также стать причиной появленм так называемых «ложных земель».
Резонансные перенапряжения могут бытыг-раничены до приемлемых значений в лннипВ 330—1150 кВ установкой шунтирующих реагоЯ ров (ШР), поперечной компенсации, подключхЯ мых в режимах несимметричных коротких замшлЯ ний или при неполнофазных включениях через жЯ кровой промежуток ШР эффективно препятствуЯ ют и возникновению феррорезонансных пере»Я пряжений.	>
В сетях 6—35 кВ установившиеся перенапрьЯ жения, как правило, не представляют опаснослЯ для изоляции высоковольтного оборудования. ОуЯ нако возникновение резонансных перенапряженЛЯ в сетях с компенсированной нейтралью при вкллЯ чении дугогасяших реакторов (ДГР) в иейтриЯ трансформаторов при неполнофазиых включеюшЯ или отключениях может привести к значительная перенапряжениям, которые могут вызвать мно»Я численные перекрытия изоляции. Упрощенная свЯ ма сети с компенсированной нейтралью в неполаЯ фазном режиме показана в табл 44.21, п. 5.
5446]
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
323
Таблица 44.21 Характерные схемы электроустановок, приводящие к возникновению различных видов внутренних перенапряжений
Вид коммутации
Схема
Вид перенапряжений
1	Включение разомкнутой ВЛ СВН длиной несколько сотен километров под напряжение (симметричный и неполнофазный режимы)	„7 z-x-x	1	ВЛ	|	Перенапряжения за счет емкостного эффекта. Коммутационные перенапряжения при включении и АПВ
2	Включение под напряжение блочной электропередачи с нена-груженным трансформатором		ч 0|	ВЛ 0~\2	Феррорезонансные перенапряжения
3	Включение под напряжение блочной электропередачи с пепа-груженным трансформатором лри наличии ненагруженного трансформатора на шинах ПС	Gks5--С-гА-	<N А 5 °2г		Феррорезонансные перенапряжения
Ненагруженные шины ПС с емкостным выравнивателем напряжения (Св) по разрывам выключателей; TH — электромагнитный трансформатор напряжения
Феррорезонансные перенапряжения
5 Неполнофазный режим (отказ фазы выключателя) в сети с компенсированной нейтралью
Резонансное смешение нейтрали
6 Отключение иеиагруженных линий (а) и конденсаторных батарей (б)
7 Отключение трансформаторов в режиме холостого хода
Коммутационные перенапряжения в результате повторных зажиганий дуги между контактами выключателя при отключении емкостного тока
Коммутационные перенапряжения при «срезе» в выключателе малого индуктивного тока
КОММУТАЦИОННЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ
Изоляция электрических сетей чаще всего подвергается воздействию коммутационных перенапряжений в силу большого числа плановых и аварийных коммутаций. В большинстве случаев значения кв п определяются коммутационными перенапряжениями Как и для грозовых перенапряжений, для внутренних перенапряжений определяющей задачей является координация изоляции, решение которой должно обеспечить падежную работу изоляции при воздействии внутренних перенапряжений Строго говоря, задача координации изоляции является вероятностной, при решении которой обеспечивается с заданной надежностью согласование вероятностных характеристик разрядных напряжений изоляции с вероятностными характеристиками внутренних перенапряжений, ограниченных средства
ми защиты от перенапряжений. Такой подход носит название статистической координации изоляции
Однако практически изготовители высоковольтного оборудования при выборе уровня изоляции выпускаемого оборудования ориентируются на расчетную кратность внутренних перенапряжений кЕ п р, повторяемость которой принимается достаточно малой (1 раз в 50—100 лет) Значение расчетной кратности внутренних перенапряжений задается на основе технико-экономического анализа с учетом аппаратов по защите от перенапряжений в сетях.
Традиционно в электроустановках С'1|ПМ < < 220 кВ не выполнялись мероприятия по ограничению коммутационных перенапряжений Нормальная изоляция с испытательными напряжениями по ГОСТ 1516.3—96 рассчитана на воздействие
324
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗА ЩИТА ОТ НИХ [Разд. Я
перенапряжений при достаточно малой вероятности превышения кв п = 0,001—0,005.
Для С||ом 330 кВ в связи со значительной стоимостью изоляции кратность кв п р устанавливается с учетом ограничения коммутационных перенапряжений с помощью ОНИ или комбинированных вентильных разрядников типа РВМК.
Внедрение ОПН в установках всех поминальных напряжений позволяет снизить кв п р практических во всех классах напряжения:
Чюм-кВ	3,0	6	10	20	35	ПО
*в п.р 6с! ОПН • Ав п при использо-	4,5	4,5	4,5	4,0	3,5	3,2
вании ОПП .	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
Сном. кВ ...	220	330	500	750	1150	
Ав11рбезОПН . кК п р при использо-	3,0	2,7	2,5	2,1		1,8
вании ОПП			2,2	2,2	2,2	2,0	1,7	— 1,8
Повышение кратности внутренних перенапряжений в сетях 3—35 кВ обусловлено режимом заземления нейтралей силовых трансформаторов. Нейтраль силовых трансформаторов в этих сетях либо изолирована, либо заземлена через дугогасящий реактор. В обоих случаях однофазное замыкание па землю приводит к появлению на неповрежденных фазах линейного напряжения, которое может существовать достаточно долго (до 6 ч), пока не будет выведена из работы линия или кабель с поврежденной фазой. Длительная работа сети с заземленной одной фазой существенно повышает надежность электроснабжения потребителей. Однако при этом необходимо иметь высокий уровень изоляции высоковольтного оборудования.
В электрических сетях 110 кВ и выше принято глухое заземление нейтрали, при котором при возникновении однофазного замыкания на землю в месте замыкания протекают большие токи короткого замыкания, требующие немедленного отключения. Относительный уровень изоляции значительно ниже, чем в сетях до 35 кВ, но надежность электроснабжения потребителей остается весьма высокой в силу высокого абсолютного уровня изоляции.
В нашей стране действующие электрические сети были созданы согласно приведенному верхнему ряду расчетных кратностей верхних перенапряжений, что позволило не иметь аппаратов защиты от внутренних перенапряжений в сетях напряжением вплоть до 220 кВ. В последние годы применение ОПН позволило обеспечить глубокое ограничение внутренних перенапряжений в сетях любого номинального напряжения. Естественно, применение ОПН позволяет проектировать и создавать
электрические сети с пониженным уровнем изо; ции, что экономически очень выгодно.
Наиболее часто коммутационные перенапряг ния возникают при включении разомкнутой лиц (табл. 44.21, п. I). Амплитуды этих перенапра ний зависят от многих факторов, в том числе:
1)	от амплитуды перенапряжений установи шегося режима;
2)	скорости схождения контактов полюса!! ключателя, т е от типа выключателя,
3)	полярности и значения ост а точного заряд! на линии в цикле автоматического повторно™ включения после отключения тока КЗ;
4)	пофазного или трехфазного способа вк.тю-чения линии;
5)	защитного уровня аппаратов защиты иг перенапряжений;
6)	значения шунтирующего предвключаемо-го сопротивления в выключателе двухступенчато го действия для демпфирования свободной «в ставляющей переходного процесса.
Другой вид коммутационных перенапряжет! обусловлен нестабильным горением дуги в вык.тю-чателе. Чаще всего такая нестабильность вызыы-ется малой скоростью восстановления электрической прочности дугогасителыюго промежутка!» сравнению со скоростью появления напряжения!» контактах выключателя. К гакнм перенапряжение относят перенапряжения при отключении разом-нутых линий или конденсаторных батарей выключателями, допускающими в процессе отключен!» повторное зажигание дуги (табл. 44.21, п 6).
Так как при первом погасании дуги емкостного тока в выключателе на липни или на конденсатор!» может остаться значительный заряд, то при недостаточной скорости восстановления электричесюИ прочности между контактами может возникн) повторное зажигание дуги, приводящее к очевьвысоким перенапряжениям с большой энергией.
У современных воздушных, элегазовых и № куумных выключателей повторные зажигания дуги практически отсутствуют, так как скорость во(-становления электрической прочности межкон-тактных промежутков у них высока. Повторю» зажигания дуги возможны в масляных выключателях, а также между контактами разъединителе! при отключении разрядных токов ошиновки РУ при оперативных переключениях Однако высокая скорость восстановления электрической прочности межконтактных промежутков является пр» чиной возникновения перенапряжений при отключении малых (10—50 А) токов, в частносц при отключении ненагруженного трансформатор! (табл. 44.21, п. 7).
Это явление получило название «среза» топ Срез тока приводит к тому, что магнитная энерп» тока намагничивания трансформатора колей-
S44 6]
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИИ
325
тельным образом переходит в энергию электрического поля, заряжая паразитные емкости высоковольтного оборудования до очень высоких потенциалов. Для защиты силовых трансформаторов напряжением 330 кВ и выше от таких перенапряжений между выключателем и трансформатором или автотрансформатором включают РВ или ОПН. В настоящее время ОПН устанавливают вблизи трансформаторных вводов напряжением 110 и 220 кВ.
Возникновение высоких потенциалов приводит к многократным повторным зажиганиям дуги в межконтактном промежутке выключателя. Неограниченные перенапряжения в случае отсутствия аппаратов защиты от перенапряжений могут достигать очень высоких значений, достигая «холодной» прочности выключателя Частота появления таких перенапряжений определяется частотой включения и отключения цепи выключателем. Наибольшую частоту появления перенапряжений в эксплуатации отмечают при коммутациях плавильных дуговых печей, отключении по режиму реакторов поперечной компенсации, особенно в цепях с вакуумными выключателями. В перечисленных случаях необходимо устанавливать аппараты зашиты от перенапряжений
В сетях с изолированной нейтралью к перечисленным видам коммутационных перенапряжений следует добавить дуговое перенапряжение. Хотя однофазное замыкание в таких сетях может не отключаться и существовать долго (до 6 ч), опыт эксплуатации показал, что при малых токах замыкания на землю (10—30 Л) дуга может гореть нестабильно. Повторные зажигания и погасания дуги являются своеобразным ключом, коммутация которого приводит к интенсивным переходным процессам, сопровождающимся перенапряжениями Особую роль может играть накапливание заряда одного знака в сети при зажигании дуги один раз за период промышленной частоты.
При высоком изоляционном уровне сетей 6—35 кВ не требуется, как правило, использования аппаратов защиты от внутренних перенапряжений Однако длительное воздействие перенапряжений в силу длительного существования однофазного замыкания на землю сопровождается заметным ухудшением характеристик изоляции и снижением ее электрической прочности. Поэтому в настоящее время в эксплуатации широко стали применяться
1)	ограничители перенапряжений;
2)	заземление нейтрали через резисторы с высоким или низким сопротивлением;
3)	высокоомное и низкоомное заземление нейтрали через резисторы с высоким и низким сопротивлением совместно с дугогасящими реакторами.
Система с заземлением нейтрали через резистор с малым сопротивлением ограничивает ток в
месте повреждения значением 50—1000 А и обеспечивает более надежную работу изоляции электродвигателей, трансформаторов и другого оборудования сети за счет снижения амплитуды перенапряжений, длительности и частоты их воздействия.
Система с резистивным заземлением с высоким значением сопротивления нейтрали использует резистор, ограничивающий гок замыкания на землю на малом уровне (50—ЮЛ) и создает активный ток в месте повреждения, примерно равный емкостному. Эта система сохраняет основное преимущество сети с изолированной нейтралью опа позволяет не отключать немедленно заземление на землю и обеспечивает снижение амплитуды, длительности и частоты воздействия дуговых и феррорезонансных перенапряжений (примерно до уровня 2,5 Цр
Наиболее ответе!венным оборудованием сетей 6—10 кВ являются генераюры и двигатели, что требует повышенного внимания к защите их изоляции от перенапряжений. Опыт эксплуатации показывает стремление уменьшить перенапряжение путем заземления нейтрали сетей 6—10 кВ как через резистр с низким, так и высоким значением сопротивления.
Широкое внедрение микропроцессррной техники заставляет применять защиту от высокочастотных перенапряжений, которые возникают при коммутациях разъединителями на подстанциях напряжением 110 кВ и выше. Перенапряжения имеют форму коротких колебательных импульсов с амплитудой (2—3)1/ф. Для высоковольтной изоляции такие импульсы в силу их малой энергии особой опасности не представляют, хотя их число измеряется от десятков до сотен. Однако в силу сильных емкостных связей между цепями высокого и низкого напряжения их появление в цепях управления и защиты может представлять реальную опасность. Таким образом, зашита от таких высокочастотных перенапряжений позволяет решить острую проблему электромагнитной совместимости на подстанциях.
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТОВ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Для расчетов в общем случае применяются известные методы расчета электрических цепей (см Т. 1,разд 4). При этом основной целью расчетов является определение напряжений Сп1ах и С'уст.
Для расчетов составляется расчетная схема замещения электрической цепи для данного вида перенапряжений. В схемах замещения генераторы представляются источником ЭДС с внутренним реактивным сопротивлением xd (турбогенераторы), x'd (гидрогенераторы). Силовые трансформаторы отражаются их индуктивностью рассеяния и ин-
326
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Рам?
Таблица 44.22. Характерные параметры ВЛ при 1/ном = ПО—1150 кВ иа одну цепь
Параметры ВЛ
Число проводов в фазе
Прямая последовательность:
L', мкГп/км
С' мкФ/км
/?', Ом/км
ZB, Ом
рад/100 км град/100 км
а, 1/100 км
а/р, 1/рад
Нулевая последовательность:
Z.o', мкГн/км
Со' мкФ/км
Ro', Ом/км
ZBo, Ом
Напряжение (7НОМ, кВ
110—220	330	500	750	1150
1	2	3	4	8 <
				
1200	1050	940	880	860
0,0075	0,0115	0,012	0,013	0,014
0,10	0,05	0,036	0,0195	0,0135
400	350	280	255	250
0,105 6°	0,105 6°	0,105 6°04'	0,1075 6° 14'	0,109 6°23'
0,0125	0,0083	0,0064	0,0036	0,0027
0,12	0,08	0,06	0,04	0,025
3600—4000
3100—4000
рад/100 км град/100 км
а0, 1/100 км а0/р0, 1/рад (ср. знач.)
0,005
025
850—895
0,006
022
720—820
3020—3960	2870—3620	2660-3331
0,008	0/И	0,0107
630—695	550—615	495—560
0,13—0,14
7°33—7°9'
0,135—154 7°6'—8°7'
0,16—0,178	0,166—0,188 0,167—0,118
7°33—7°9'	9°30'—10°75' 9°50- 104J
0,014
0,084
0,014
0,084
0,014	0,014	0,014
0,083
0,080
0,080
дуктивностью намагничивания. Насыщение магнитопровода следует учитывать, если перенапряжения установившегося режима, найденные без учета насыщения, в месте установки трансформатора оказались больше 1,25(7ф
Линии и кабели электрической сети необходимо представлять либо цепями с распределенными параметрами с учетом протекания токов нулевой последовательности по земле, либо, когда это допустимо, цепями с сосредоточенными параметрами. Параметры цепей желательно брать соответствующими первой свободной гармонике переходного процесса. В табл. 44.22 представлены характерные параметры прямой и нулевой последовательностей ВЛ в системах с заземленной нейтралью (7НОМ = 110—1150 кВ. Параметры воздушных и кабельных линий 3—35 кВ систем с изолированной нейтралью приведены в табл 44.23. Необходимые для расчетов значения междуфазных емкостей составляют
С^ф =(0,25-0,3)С6-
Таблица 44.23. Параметры воздушных и кабельных линий при UHUM = 3—35 кВ систем
с изолированной нейтралью
Параметры	11апряжение (7^, кВ				
	3	0	10	20	35
Наибольшее рабочее напряжение 0/ра6 наиб, кВ	3,5	6,9	11,5	23	40,5
Критический ток замыкания на землю 13 А	30	30	20	15	10
Емкость фазы иа землю Cq, пФ/м воздушной сети кабельной сети (5 = = 120 мм2)	4 250	4 250	4 270	5 270	5
Ток замыкания на землю /3 (на 100 км), А. воздушной сети кабельной сети	0,8 50	1,5 90	2,5 100	6,3 340	11 440
} 44.6]
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
327
Расчеты проводятся как с использованием системы относительных единиц, так и в именованных единицах. При расчетах с использованием относительных единиц за базисные величины принимаются:
<0 = 314 1/с — частота источника;
72 Дном ф, кВ, — амплитудное значение номинального фазного напряжения;
ZB, Ом, — волновое сопротивление прямой последовательности ВЛ
В этом случае базисная мощность оказывается равной натуральной мощности ВЛ
3 г/2
р _	ном ф _	ном
г нат ”	у — 7
в	в
Ниже приведены усредненные значения натуральной мощности ВЛ различных номинальных напряжений
1/иом, кВ	ПО	220	330	500	750 1150
Рихг МВт.	30	120	360	900	2200 5290
Индуктивное сопротивление	и емкостная
проводимость	ВЛ длиной 1, км, в относитель-
ных единицах выражается следующим образом:
0)£вл, =	'-05  10 3/;
(йСвл. = coC7ZB = o>C'Jp/= 1,05 -10 3/.
Параметр ы-Jl.'C'l называется волновой длиной линии. При данном выборе системы относительных единиц /.щ|* и Свл» участка ВЛ численно равны его волновой длине в радианах. В относительных единицах сопротивление генератора
\ x'd | % |(или х'' | % |) /?нат
~	100	’
где 5Г — кажущаяся мощность генератора. Для мощных генераторов х^ [%] ~ 30 %. Реактивные сопротивления системы в схемах прямой и нулевой последовательностей определяются по мощностям на шинах системы;
у	Р	X	Р
_	спет	__ нат	_	Осист	__ нат
хсист-	у (3)’	*0сист -	у	~~О)’
в Лкз	в Лкз
где sjj33, 5^3 — мощности трехфазного и однофаз
ного КЗ на шинах системы без учета подпитки со стороны ВЛ.
Трансформаторы или автотрансформаторы в схемах прямой последовательности заменяются в общем случае Т-образной схемой, в которой хт, оп
ределяется по хн, хв, хс — реактивным сопротивлениям рассеяния обмоток низшего, высшего и среднего напряжения, приведенным к соответствующей стороне, а также хр — реактивным сопротивлением намагничивания. Учитывается, что магнитное сопротивление хр имеет вольт-амперную характеристику, соответствующую характеристике намагничивания реального трансформатора. Шунтирующие реакторы представляются в схемах индуктивным сопротивлением хр = a>Z.p, Ом, реактивной мощ-2
ностью Qp = U /Хр, Мвар, реактивной мощностью в относительных единицах о„ = О, /Р„,„
• р р Hal
Реактивное сопротивление источника (электростанции) в схемах замещения хи складывается из х'{ (или Xj ) и хт рассеяния трансформаторов и автотрансформаторов (например, для ГЭС x'd ~ ~ 30—35 %, хт = 10—15 %). Тогда получим
Р х =о5_!1217 и*	5 ZB
где 5 — кажущаяся мощность источника.
Начальные условия переходного процесса задаются предшествующим режимом Если параметры предшествующего режима (значения токов в индуктивностях и напряжений на емкостях расчетной схемы) неизвестны или в расчетах учитываются статистические характеристики UycT, то можно использовать статистическое изменение значений ЭДС в диапазоне Е| — /:2 вследствие изменения режима электропередачи. Минимальное и максимальное значения Др и /:’2» являются расчетными при определении соответственно минимального (/| и максимального С'2 напряжений установившегося режима. Каждому виду коммутаций соответствует свой интервал расчетных значений £ри £2«. Однако при оценочных расчетах можно считать диапазон изменений значений ЭДС от £р = 1 до £2.= '-2.
Несмотря на то что каждой электропередаче присуще свое статистическое распределение напряжения установившегося режима ?7уст, в качестве хорошего приближения плотность распределения можно задать в виде
1
ни ) =----------——
м и2-щ,,2
уст
Этой плотности соответствует закон распределения
U\ U2 ~ Чет
k уст' уд;	7/уст ’
где С| и С2 — значения Uycr соответственно при £2 и Др
328	ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА О Г НИХ [Разд.4
844.7]
44.7. УСТАНОВИВШИЕСЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
ЕМКОСТНЫЙ ЭФФЕКТ В СИММЕТРИЧНЫХ РЕЖИМАХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ СВЕРХВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ (СВН)
Перенапряжения возникают тогда, когда ВЛ электропередачи переходит в режим холостого хода при одностороннем питании (рис. 44.19). При этом емкостный зарядный ток ВЛ, протекая по собственной индуктивности ВЛ и индуктивному сопротивлению источника питания, вызывает падение напряжения на этих элементах, которые приводят к возрастанию напряжения на ВЛ Такие перенапряжения часто называют перенапряжениями за счет емкостного эффекта.
Перенапряжения достигают больших значений при длинах ВЛ в несколько сотен километров. ВЛ такой длины применяются в электропередачах СВН, т е при (7НОМ > 330 кВ Обозначим амплитудное значение фазного установившегося напряжения U в начале, конце и промежуточной точке ВЛ длиной / соответственно через (7(0), 0(1) и О(х) При отсутствии шунтирующих реакторов, используемых для ограничения перенапряжений, напряжение U(l) связано с напряжением (7(0) соотношением
(44.30)
COS0/ + у- Sin р/
Рнс. 44.19. Повышения напряжения за счет емкостного эффекта в симметричном режиме одностороннего питания разомкнутой ВЛ СВН:
/ — хн = 0; 2 — xJZB = 0.5 при учете коронирования проводов линии; сплошные кривые — (7(/), штриховая — (7(0)
где р = о> JL'C — коэффициент изменения фа а = Л7(2 JL'/C) — коэффициент затухания,I £' С'— параметры линии на единицу длины (ci табл. 44.22).
Если система далека от резонанса и активна потерями можно пренебречь, что соответствует!» альиым длинам ВЛ СВН примерно до 600 км,той отношение (44.30) упрощается
U(l) = (7(0)/cosp/	(44.)
Напряжение (7(х) вычисляется по соотношени
V(x) = (7(/)cosp(/-x)
Если внутреннее сопротивление системы рай нулю, то напряжение (7(0) совпадает с ЭДС нети ника Е. В противном случае напряжение в начал определяется как
Е ПТ
(7(0) = Е------
-*вх + *и
где хи — внутреннее индуктивное сопротивля источника; xBX = ZB etgp/— входное сопротивля линии (носит емкостный характер при/< 1500в) ZB — волновое сопротивление линии.
На рис. 44.19 приведены типичные резонанс ные кривые, которые построены с учетом потерн элементах электропередачи. С возрастанием сопре тивления источника (системы) хи резонансная для на уменьшается.
Судя по кривой 3 рис 44 19, существенное® раничение перенапряжений обеспечивает обща корона на проводах ВЛ Общая корона вноситася му электропередачи дополнительную актив)! проводимость на землю A gK' и дополнительна емкость АС*. Это приводит к ограничению пере» пряжений и смещению резонансного максимум!] сторону меньших значений длины ВЛ Однако ф реальных длинах ВЛ электропередач СВН не боя 600 км влияние A и АСК' практически взаини компенсируются. Таким образом, при таких длим ВЛ СВН влияние короны на перенапряженияир» четах можно не учитывать.
Для ограничения перенапряжений за счет ем» стного эффекта применяют ШР поперечной ко» пенсации, которые включаются между проводои| землей на каждой фазе ВЛ Ограничение пере» пряжений обусловлено тем, что индуктивный» реакторов компенсирует зарядный ток ВЛ. Влиии ШР на ограничение перенапряжений за счет ем» стного эффекта иллюстрирует рис. 44.20.
При включении ШР в начале ВЛ происходите!1 раничение перенапряжения на сопротивление», (кривая / на рис. 44.20) Входное сопротивлем ВЛ с реактором
1
1
1
1
1
Рве. 4
(ПУНКТ! чале BJ
напряж
напряж исполь:
Для
рнс. 44.
гдеор =
В с; вал 3 на ем в на<
а входи раженн
j 44.7] УСТАНОВИВШИЕСЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ЗА ЗЕ МЛ ЕН НОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
329
Рнс. 44.20. Распределение напряжения вдоль ВЛ 550 кВ длиной 600 км:
(пунктир — при отсутствии ШР); / — при ШР в на-чтле ВЛ; 2 — при ШР в конце ВЛ; 3 — при ШР в середине ВЛ; qp = 0,45; хи = 0,5ZB
*вх1 х — х ’ р вх
напряжение в начале ВЛ
(/g(0) = Е—-*вхр‘	;	(44.32)
*вх pl + -'и
напряжение в конце ВЛ вычисляется по (44.31) с использованием (/ДО), рассчитанного ио (44.32).
Для ВЛ с ШР в конце линии (кривая 2 иа рис. 44.20) имеем:
^2(/) = —m.
cosp/ + — sinp/
•*Р
*вх2 =-ZBlg(p/+ap), где Op = arctg(xp/ZB).
В случае установки ШР в середине линии (кривая 3 на рис. 44.20) соотношение между напряжением в начале и конце линии имеет вид:
^з(0 =--------.
cosp / + sinрI
Р
а входное сопротивление линии определяется выражением
Ctg₽/+^-
НЕСИММЕТРИЧПЫЕ КЗ
Одной из коммутаций, приводящих к перенапряжениям, является неодновременное отключение одно- или двухфазных КЗ на землю выключателями по обоим концам ВЛ. В этом случае на некоторое время образуется схема одностороннего питания ненагруженпой ВЛ с несимметричным КЗ В таком режиме на линиях СВН возможны перенапряжения на неповрежденных фазах, так как па повышение напряжения за счет несимметрии накладывается повышение напряжения, обусловленное емкостным эффектом.
Рассмотрим однофазное КЗ как наиболее распространенный вид несимметричных КЗ (рис. 44.21, а). Расчет двухфазного КЗ на землю принципиально не отличается. Расчет напряжения на неповрежденных фазах осуществляется методом симметричных составляющих с помощью расчетной схемы замещения (рис. 44.21,6). Так как длины ВЛ сравнительно невелики, т.е схема далека от резонанса, сопротивление всех последовательностей принимается реактивным. Входные сопротивления относительно точки КЗ прямой и обратной последовательностей считаются равными, т е. хк1 =хк2. Отношение входных сопрот ивлений нулевой и прямой последовательностей относительно точки КЗ т = хОк /хк) может определяться не только индуктивностью, но и емкостью липни и приобретать как положительные, так и отрицательные зна-
Рис. 44.21. Одностороннее питание неиагружен-иой линии с однофазным КЗ:
а — исходная схема; 6 — расчетная схема замещения с параметрами линии ZB, Zb0, (3, PG (ем. табл. 44.22)
330
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд.41
чения. В расчетах учитывается, что однофазное КЗ произошло на расстоянии /| от начала ВЛ длиной /.
Внутренние сопротивления источника прямой и нулевой последовательностей соответственно равны _ти и хи0. При этом для заданных значений I и 7|, км, используя параметры ZB, Zb0, Р, Ро, получаем
sin р/, + arctgy5 cosP(7-/,) I	Zb)
*К1 = ZB----------------------------
cos p/] + arctgy-I	I
(44.33)
sin P0/j +arctg— cosPo(/-/]) t	ZboJ
*k0 = Zb0-------------------------------- (44.34)
cos P0Z] + arctg — I	ZboJ
Напряжения неповрежденных фаз Z7B и Z7C определяются по напряжению Ц = UM и напряжс-. ,, т - 1 ,, „ нию Ас/ = ----Ui Последнее является падением
т + 2
напряжения на сопротивлении (хк0 -Х|)/3, включенном в нейтраль схемы рис. 44.21, б. При неучете активных потерь в схеме напряжения фаз
Зависимость Uq/Uj и UcHJ\ от т (44.35) имеет сложный характер (рис. 44.22). Значение т < 0 практически не реализуется в реальных схемах электропередачи. Для систем с заземленной нейтралью характерно 1 < т < 3 Верхние значения т могут получаться в точках сети, удаленных от источников питания, где хк0 и хк] определяются в основном сопротивлениями линий. Принимается, что для сетей с заземленной нейтралью значение т < 3, при этом напряжения на неповрежденных фазах не превышают значений
UB= Uc = (1,1-1,15)1,25^ = 0,8£7НОМ
Большое значение т (в пределе т —э сю ) соответствует системам с изолированной нейтралью. В этих системах напряжения на поврежденных фазах при однофазных замыканиях на землю достигают значений Ц,абнаиб, или примерно 1,ШНОМ.
Рис. 44.22. Зависимость напряжения на неповра денных фазах от m = хк0/лк1 при однофазном Ю на землю в схеме без потерь
Зависимость напряжений UB(l) и //<-(/) от расстояний /| и / (см. рис. 44.21, о) определяется соотношением
UB(P) = Uc(l) =
=Ц (0 + Ц>(')-Д и, (of+ [у (/)]2 04 й)
и зависит от хк1 (44.33) и хк0 (44 34).
В (44.36) составляющие Ц(/), t/0(Z), АЦ(/)|и-числяются по выражениям:
Ux(l) = Ц(0)/созр/, t/oW=t/o(/i)/cosp0(/-/l), AZ7| = Z7j(0)/( 1 + т) cosp/
При этом Ц(0) определяется симметрична режимом схемы, а С70(/|) относится к точке КЗ:
Ц)(/,) = Ц(«)
cosPfZ-Zj) т
cosp/ т + 2
Расчеты показывают, что место КЗ, а также»
отношения параметров хи, хи0, р. р0 существен!»
влияют на значения напряжения не повреждении! фаз. Наибольшие значения 6/в и Z7C относятся! концу ВЛ При реальных длинах ВЛ СВН до бООп значения Луст < 2. Эффективным средством ограшь чения перенапряжений являются ШР, особен» включенные в конце ВЛ Однако при этом требуется большая мощность реакторов, чем при ограничении перенапряжений за счет емкостного эффект» симметричном режиме электропередачи
j 44.7] УСТАНОВИВШИЕСЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
331
НЕПОЛНОФАЗНЫЕ РЕЖИМЫ
Из возможных неполнофазных режимов рассматривается однофазный режим ВЛ, например, в цикле однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) либо при отказе включения фазы выключателя.
На отключенной фазе ВЛ устанавливается напряжение промышленной частоты, обусловленное главным образом емкостными связями этой фазы с фазами, находящимися под напряжением.
В общем случае задача по определению напряжения на фазах ВЛ решается методом симметричных составляющих с помощью комплексной схемы замещения (рис. 44.23). На схеме Z, =./xl(, Z0I =jxl,0 — индуктивные сопротивления прямой и нулевой последовательностей ВЛ вместе с трансформаторами и реакторами.
Рис. 44.23. Комплексная схема замещения при расчете неполнофазного режима в цикле ОАПВ
Рае. 44.24. Трехфазная схема замещения при пол-яофязном режнме ВЛ с ШР (а) и однофазная схема замещения (б)
Рис. 44.25. Трехфазная схема замещения при однофазном неполнофазном режиме ВЛ с трансформатором (а) и однофазная схема замещения (б)
Однако в случае относительно коротких ВЛ длиной / составляются упрощенные схемы замещения с шунтирующим реактором (рис. 44.24) или трансформатором (рис. 44.25), подключенным к ВЛ.
В этих схемах параметры выражаются следующим образом'
Ц = Ро/(« ^во)’	~р/(о)^в);
смф = (с' - О) УЗ; = хр/о>;
Z.j = xH/w
— индуктивность рассеяния на фазу обмотки трансформатора, соединенной в треугольник
Так как Смф « Со, напряжение при отсутствии реактора и трансформатора мало.
При наличии Тр (см. рис. 44.24) напряжение
^=-0,5£---------“2£Р2СЧ> 1------.
1-ш Лр(С' +2с;ф )/
Условие резонанса определяется соотношением щ2/.р(С0' +2С^ф)/=1.
При наличии трансформатора (см. рис. 44.25) в схему включается дополнительная ЭДС Е с внутренним сопротивлением 3xtl = 3o>£j.
Условие резонанса определяется соотношением
^3Ld(Ci +2С^ф)/=1.
Расчеты показывают, что опасные повышения напряжения теоретически возможны в схемах с UJP при / = 150—250 км, а в схемах с трансформатором в конце ВЛ при / ~ 150—300 км Однако практиче-
332
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд.41
Рнс. 44.26. Схема четырехлучевого шунтирующего реактора
ски перенапряжения ограничиваются потерями на развивающуюся общую корону и насыщением трансформатора до значения Kyct~ 1,6—1,7
В случае необходимости дальнейшее ограничение перенапряжений может быть обеспечено с помощью так называемого четырехлучевого ШР (рис 44.26), у которого в нейтраль соединенных в звезду ШР с сопротивлением хр включается дополнительный компенсационный или нулевой реактор с сопротивлением хкр Такая схема при соответствующей настройке хкр обеспечивает уменьшение емкостных токов на землю, что приводит к ограничению перенапряжений
ФЕРРОРЕЗОНАНС
Переходный феррорезонанс возможен в блочных и полублочных передачах, где ВЛ коммутируется вместе с невозбужденным силовым трансформатором (см габл. 44.21, п. 2, 3) Такие коммутации имеют место при плановом включении трехфазного АПВ. отключении внешнего КЗ, а также при подключении к линии невозбужденного трансформатора При этом в токе намагничивания присутствуют как че1ные, так и нечетные гармоники, которые вызывают перенапряжения, если линейная часть коммутируемой схемы оказалась близка к резонансу на какой-либо из этих гармоник
Схемы, в которых возможен переходный феррорезонанс, качественно делятся на две группы: слабодсмпфированные с наибольшими перенапряжениями и демпфированные с малыми перенапряжениями. Перенапряжения при переходном феррорезонансе зависят от значений первой собственной частоты и активных потерь в схеме, задаваемых активными нагрузками.
Значения наименьшей частоты в долях промышленной частоты можно определить по номо-
Рис. 44.27. Номограмма для определения перво! собственной частоты <0| электропередача:
/ — т = 0,01—0,1; 2 — т = 0,1—1,0; 3 — и = = 1,0—10; 4 — т = 10—100; w/Wj — отношены промышленной частоты к собственной частоте эм тропередачи, т = 0)67 / хи
грамме рис. 44.27, а кратность внутренних перенапряжений Лвп при переходном феррорезонаисе-по графикам па рис. 44.28. На рис. 44.28 указаны также уровни допустимых воздействий 1ВПД0[] = = и'доп 1 ^раб.наиб.ср с Допустимыми длительное»; ми воздействий (дои для изоляции трансформаторов. линия 3 — для (7НОМ = 110—500 кВ (тдоп = I J 4 — для 6/ном = 750 кВ (/доп = 1 с); 5 — для (/„„„= = 1150 кВ (4ДОП = 5 с). Там же приведены допусти мне уровни воздействий на ОПН. 6 — для 0'иов=1 = НО—750 кВ с защитным уровнем 1,8(/ф;7—дм Е/Ном = "50 кВ с защитным уровнем 1,66/ф. Каи следует из зависимостей рис. 44.28, переход™ феррорезонанс может представлять опасность ди трансформаторов и ОПН.
j 44 8] КОММУТАЦИОННЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ЗА ЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
333
Рис. 44.28. Кратность внутренних перенапряжений *вп в зависимости от ш,/ш электропередачи при переходном феррорезонансе:
/ —слабодемпфированные схемы; 2 — демпфированные схемы: 3—7 — см. текст
Феррорезонанс на электромагнитных трансформаторах напряжения. Когда в результате коммутаций (плановых или аварийных) образуется схема, содержащая электромагнитный трансформатор напряжения с подключенной к нему ошиновкой, которая отделена со всех сторон от источников питания емкостями, шунтирующими контакты выключателей, на шинах подстанции возможны феррорезонансные перенапряжения на промышленной частоте.
Схема для расчета феррорезонаисных перенапряжений в этом случае имеет вид, показанный на рнс. 44.29. Введены следующие обозначения: С/ф -— приложенное напряжение; Св — суммарная емкость между контактами выключателей (воздушные выключатели имеют емкость Св] = 150 пФ); Сш—емкость части ошиновки распределительно-
Рис. 44.29. Схема для расчета феррорезонаисных перенапряжений
Рис. 44.30. Схема подключения УНФ к каскадному TH
го устройства (примерно 1000—2000 пФ); /. т н— нелинейная индуктивность трансформатора напряжения (TH); /?тн — активное сопротивление первичной обмотки трансформатора напряжения
При феррорезонансе на промышленной частоте происходят периодические насыщения магшпо-провода трансформатора напряжения, возникают перенапряжения на нем. Кратность перенапряжений может превышать 2(7ф, а ток в обмотке высокого напряжения имеет резко выраженную пикообразную форму с амплитудой в несколько ампер
Известны различные способы подавления феррорезонанса. Большинство этих способов направлено на недопустимость возникновения схем, приводящих к возникновению феррорезонанса. Однако это не всегда удается сделать и приходится использовать различные устройства для подавления феррорезонанса (УПФ). Одно из таких устройств на базе ОПН приведено на рис. 44 30. УПФ ограничивает перенапряжения примерно до 0,5 (7ф и уменьшает ток в цепи на порядок.
44.8. КОММУТАЦИОННЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Максимальное напряжение в переходном процессе при любой коммутации можно представить как произведение ударного коэффициента куд на амплитуду установившегося напряжения С/уст’
^-шах — ^уд^уст-
Ударный коэффициент перенапряжений характеризует интенсивность переходного процесса, а ус-
334
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд И
Таблица 44.24. Статистические характеристики числа плановых коммутаций ВЛ за год
Номинальное напряжение Цюм> кВ	Параметры распределения годового числа плановых коммутаций линий		
	Математическое ожи-дание лпл	Среднеквадра-тическое отклонение о	Коэффициент вариации (о/нпл )100,%
но	14,3	5,45	38
220	14,8	5,7	38
330	10,4	3,8	37
500	10,0	3,6	36
Таблица 44.25. Статистические характеристип числа плановых коммутаций трансформатором автотрансформаторов за юд
Номинальное на пряже-ние обмотки ВН, кВ	Параметры распределения годового числ плановых коммутаций трансформаторе! (автотрансформаторов)		
	Математическое ожи- дание л ПЛ	Среднеквадратическое отклонение о	Коэффициент вариации (a/«nji)1005
НО	6,35	2,42	38
220	6,35	2,79	44
330	6,3	2,60	41
500	6,3	2,60	41
таповившееся напряжение — схему и режим электрической сети. Из-за большого числа влияющих факторов ударный коэффициент меняется от коммутации к коммутации даже в конкретной электрической сети и потому является случайной величиной.
Для прогнозирования перенапряжений используют статистику плановых и аварийных коммутаций линий и трансформаторов Опыт эксплуатации ВЛ 110—500 кВ позволяет характеризовать распределение числа плановых коммутаций за год ипл нормальным законом с параметрами, приведенными в табл 44.24. Распределение плановых коммутаций для трансформаторов и автотрансформаторов тоже хорошо аппроксимируется нормальным законом (табл 44.25). Усредненное число коммутаций ШР можно принять 10—20 за год для ВЛ 1150 кВ; 20—30 для ВЛ 750 кВ, 50—100 для ВЛ 500 кВ.
Число аварийных отключений ВЛ зависит от их длины и уровня грозоупорности Для линий с мол
ниезащитным тросом по всей длине, проходящих, районах с 20—30 грозовыми днями в году, и соц»' зивлением заземления опор в пределах 5—20Ои среднее число отключений в год на 100 км длили можно брать равным 1,3 при срсднсквадратичесж отклонении 0,7.
Причиной аварийных отключений грансфорш-торов могут служить как неисправности в самой оборудовании, так и возникновение КЗ на подели-ции Среднее число аварийных отключений трансформаторов за год в сетях ПО—500 кВ примерю 0,4, т.е. трансформатор аварийно отключаете» I среднем один раз за 2,5 года
Для оценки ожидаемого числа плановых наи-рийных коммутаций и ожидаемого числа КЗ moi-но воспользоваться данными, приведенными  табл. 44.26 Доля Д однофазных КЗ из общегочис-ла КЗ приводится в п. 7 габл 44.26
Таблица 44 26. Ожидаемое число плановых и аварийных коммутаций, коротких замыканий за гол
№ п/п	Вид аварии или коммутаций	Число ns аварий или коммутаций для электропередачи налрг жением, кВ					
		по	220	330	500	750	1150
1	Плановое включение линии	10	10	10	5	5	5
2	Плановое отключение линии и трансформаторов	10	10	10	5	5	5
3	Короткое замыкание вследствие грозового поражения л3	По расчету ожидаемого числа 1 розовых о гключений лини					
4	Короткое замыкание в нормальном режиме вследствие загрязнении и увлажнений изоляции линии л4	2	1,2	0,16	0,13	0,12	0,15
5	Короткое замыкание вследствие устойчивых повреждений л5	3,3	1,0	2,7	0,65	0,1	0,14
6	Разрыв передачи вследствие асинхронного хода л6	—	—	0,04	0,05	0,05	0,06
7	Доля однофазных КЗ из общего числа КЗ Д	0,67	0,84	0,86	0,92	0,95	0,99
{44.8} КОММУТАЦИОННЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ	335
Таблица 44.27. Ожидаемое число воздействий внутренних перенапряжений за год
Коммутация	Система АПВ на передаче	Ожидаемое число коммутаций N'	Ожидаемое число Nj воздействий за год		
			на изоляцию		на резисторы ОПН
			Фаза — земля	Фаза — фаза	
Плановое включение	Любая	Ni=n\	*1 = */	*i = *i'	*i = *.'
Плановое отключение	Любая	1^2 = и?	n2 = n2	n2 = n2	*2 = *2'
Трехфазный разрыв передачи при отключении первичного КЗ	Отсутствует	ДУ = л3 + л4 + л5	2 Л3=|*3	*з = *з'	*3=5*3'
	ОАПВ	*У = (1 ~ Д)(л3 + л4 + л5)		w3 = o	
	ТАПВ (трехфазная АПВ)	ДУ = л3 + л4 + л5		*з = *з'	
	ОАПВ и ТАПВ	А'У = (1 - Д)(л3 + л4 + л5)		*3 = *3'	
Успешное ОАПВ	ОАПВ	N4 = 0,75Д(л3 + л4)	*4= j*4	*4=5*4	*4=5*4'
	ОАПВ и ТАПВ				
Успешное ТАПВ	ТАПВ	N5' = [0,75Д + 0,6(1 -- Д)](«з + п4)	*5 = *s'	*5 = *s'	*5 = *5'
	ОАПВ и ТАПВ	А'У = 0.6(1 -0,75Д)(л3 + + л4)			
Неуспешное ТАИВ	ТАПВ	лу = л5 +0,4(1-- 0,75Д)(л3 + л4)	2 *6=5*6	2 , *6=5*6	*6 = 1*6
	ОАПВ и ТАПВ				
Трехфазный разрыв передачи при отключении вторичного КЗ	ОАПВ	N2 = л5 + 0,25Д(л3 + л4)	2	*7=5*7'	*7=|*;
	ОАПВ и ТАПВ	Д'/= л5 +0,4(1 -- 0,75Д)(л3 + л4)			
Отключение линии с короткозамкнутой фазой	Любая	ду = ду + ду	*8=5*8	*8=|*8	*8=1*8
Разрыв передачи при асинхронном ходе	Любая	N9' = n6	N9 = N9	n9 = n9	n9 = n9
Ожидаемое число воздействий внутренних перенапряжений в зависимости от организации релейной защиты и противоаварийной автоматики представлено в табл. 44.27. При расчетах ожидаемого числа коммутаций использованы данные табл. 44.26.
Значеиие кратности коммутационных перенапряжений на линиях электропередачи при каждой коммутации зависит от многих факторов. На линиях наибольшие перенапряжения зарегистрированы при АПВ. Если схема линии и пауза АПВ таковы, что повторное включение происходит при наличии остаточного заряда, то возникающие перенапря
жения могут достигать высоких значений. Если же на линии установлены электромагнитные трансформаторы напряжения, то обеспечивается стекание остаточного заряда за время, не превышающее 0,1 с, а перенапряжения при АПВ не превышают значений, наблюдаемых при плановых включениях.
На линиях электропередачи СВН установка шунтирующих реакторов приводит к колебательному стеканию остаточного заряда в паузу ЛПВ со временем стекания 3—5 с, что повышает кратности перенапряжений при замыкании выключателя в момент максимального напряжения па контактах.
336	ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд.44
ВКЛЮЧЕНИЕ РАЗОМКНУТОЙ ЛИНИИ
Расчетная схема приведена на рис. 44.31. ВЛ включается линейным выключателем Q. Здесь Lw — эквивалентная индуктивность источника относительно шин; £|I]axsin(a)I + V) — напряжение на шинах до включения линии. Напряжение в конце линии длиной / подсчитывается по формуле
где \ik = arctg
sintg -
шк
— tgV--------
ш
г, 1 2Х
Е 2 шах ык
COS 1g
') = Лтах
со Л
COSOJT - ——
sin(wT + V) -
sin шт
2 ык
о -8*' 2е
— У Е -----------------—-----------х
шах 2	2	(о т
к=1	^-ш T + JV_
К Sinai^T
1) 5Ш(Ш^Т + фД
cos 41
причем Uo берется с учетом знака остаточного заряда линии.
Значение t/0 уменьшается с ростом паузы АПВ Д/апв за счет снижения остаточного заряда на отключенной фазе линии. Ниже приводятся значми Ц/^max в зависимости от АГдцц:
Д»АПВ’С.............. 0,2	0,4	0,6	0,8	1,0
Ц/£пшх:
в хорошую погоду...	1,1	0,9	0,8	0,7	0,65
в плохую погоду ....	0,5	0,25	0,1	0,05	0,01
где = arctg — tgХ|/ ; т = Z/cq с0 — скорость света;
ZB — волновое сопротивление линии (см. табл. 44.22); ш = 314 1/с — промышленная частота;
. „	, ы/'и
ш^ — к-и корень уравнения ctgtoT =	.
При наличии остаточного заряда на линии, например, в цикле АПВ, создающем напряжение (70, включение линии может сопровождаться более высокими перенапряжениями. Тогда напряжение в конце линии рассчитывается по формуле
О = £тах---------------- S1,1(WT + V) -
COSOJT-—— sinojT
С помощью рассчитанной кривой переходного процесса можно вычислить зависимость ударного коэффициента от электрического угла включена! £уд = /(м/). Примерный вид этой кривой представла на рис. 44.32. Кривую распределения ударных и-эффициентов можно построить, если известно распределение углов включения выключателя В простейшем случае можно принять равномерныйзао распределения углов включения, что приблизительно соответствует быстродействующим выкм>| чателям. Тогда вероятность Р появления значснм куа больше заданного находится по отношению интервала — W1 к 180° (в случае АПВ с остающийся зарядом на линии — к 360°). Знание Ауд =/(у)позволяет построить функцию распределения ударного коэффициента Е(куд} = Р(>куд) (рис. 44.33).
2 ык
2е
щ2 - ш2 к COSCO. Т + —-------------
К sinto^x
00  Z к-1
х s'm(u>kt + у*),
Рис. 44.31. Расчетная схема для определения напряжения на конце разомкнутой линии u(l, f) при включении ее линейным выключателем Q
и(Щ)
Рис. 44.32. Графическое определение вероятносп превышении значения Агуд
г т
с 1
а-I
г I
г с
У и
( Г
*
j 44.8] КОММУТАЦИОННЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ЗА ЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ	337
Рис. 44.33. Функции распределении ударного коэффициента:
/ — без учета разброса фаз выключателя; 2 — с учетом разброса фаз выключателя при включении
Если первая собственная частота схемы рве. 44.31 удовлетворяет условию iOj/cd > 1,6, то плотность распределения ударного коэффициента близка к усеченному нормальному закону
/%) =
N ----^ехр ст. 72 л
Луд
1Г*уд *Уд]
- 21 °УД J -
где N — нормирующий множитель, выбираемый оо
тах, чтобы 1/(*уд)<1Л = । ;£уД —математиче-1
ское ожидание коэффициента; суд— среднеквадратическое отклонение.
Усечение нормального закона вызвано тем, чго не существует < 1 Математическое ожидание Ав[] и среднеквадратическое отклонение ст^ распределения амплитуд связаны с ударным коэффициентом соотношениями
3 -кН
Л в п - Л уд- уст ,
2 2	77 2	2
УДСТГ/ + С УСТ°уд ,
где куа и Студ — соответственно математическое ожидание и среднеквадратическое отклонение ударного коэффициента; t/ycT и о(/ — соответственно математическое ожидание и среднеквадратическое отклонение установившегося напряжения (рис. 44.34). Описание закона распределения 6/уст приведено в (§ 44.6).
Вероятность Q(kB ) того, что в одной фазоком-мутации кратность перенапряжений фаза — земля
Рис. 44.34. Зависимость среднего значения ПуС1 от отношения (а) н среднеквадратического отклонения установившегося напряжения CTf. от разности — Е\ (6) (в относительных единицах)
па разомкнутом конце линии превысит кв определяется с помощью нормированного параметра
( _ *вп ~ п
и кривых рис. 44.35.
Обработка экспериментальных данных позволила определить значения куа и студ для различных коммутаций (табл. 44.28).
Таблица 44.28. Значения куд и студ для различных коммутаций
Вид комму 13ЦИИ	уд	°ул
Плановое включение линии	1,61	0,183
Успешное ГАПВ линии, на которой приняты меры для снятия заряда за время паузы АПВ	1,61	0,183
Плановое включение блочной или полу блочной передачи	1,39	0,197
Отключение ненагружеппой линии	2,03	0,352
Полное двустороннее отключение несимметричного КЗ. отключение первичного КЗ отключение вторичного КЗ	1,29 1,4	0,114 0 137
Разрыв передачи вследствие асинхронного хода: имеется автоматика прекращения асинхронного хода (АЛАХ) нет устройства А ПАХ	Рис. 44.37	
Успешное ТАГ1В	Рис. 44.38	
Успешное ОАПВ: положительная полярность отрицательная полярность	1,36 1,62	0,173 0,267
338
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Рам. Я
Рис. 44.35. Кривые распределении вероятностей появления перенапряжений с кратностью более iu при включении разомкнутой линии
ОТКЛЮЧЕНИЯ КЗ
Схемы расчета коммутационных перенапряжений при отключении КЗ приведены на рис. 44.36 КЗ отключается выключателем Q2. Метод расчета переходного процесса заключается в том, что между разомкнутыми контактами выключателя вводится источник тока, значение которого равно значению отключаемого тока КЗ, а направление противоположное Затем используется метод наложения. Напряжение в любой точке линии на расстоянии х от КЗ после размыкания контактов
и(х) = ин(х) - Ди(х),
Рис. 44.36. Схема для расчета коммутационнш перенапряжений при отключении КЗ выключит лем Q2:
а — исходная схема, б — расчетная схема для опр деления Ди
j 44.8] КОММУТАЦИОННЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ЗАЗЕМЛЕННОЙ ЦЕНТРАЛЬЮ
339
где «н(х) — начальное напряжение в точке X короткозамкнутой линии (рис 44.36. «); Ди(х) — напряжение в этой точке, обусловленное включением источника тока 1(1) в схеме на рис 44.36, б.
В частности, в конце линии ин(/) = 0, а составляющую Ди(/, Г) можно вычислить по формуле
Ди(/, г) = ------------------ cos от Г -
ы£и .
COSIBT - -7— Z н
2	2
о) £и cosii^T
2
cos ш^т + a^Tctgoi^T
Рис. 44.37. Зависимости Луд и стул о г угла вА при разрыве линии электропередачи с АПАХ при асинхронном ходе
гдешд— k-ti корень уравнения ctg ш^т = а>дХи/7в.
РАЗРЫВ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПРИ АСИНХРОННОМ ХОДЕ
Перенапряжения при разрыве электропередачи вследствие действия защит при асинхронном ходе рассчитываются методом наложения. Сначала при заданному угле расхождения ЭДС концевых систем рассчитывают ток через отключаемый выключатель и распределение напряжения ин (х) вдоль передачи. Затем между размыкающимися контактами выключателя вводится источник тока (-/), равного по значению обрываемому току и имеющий обратное направление Напряжение в любой точке X линии после размыкания контактов вычисляется по формуле
и(Х) = ин- Дп(А’),
где Да(У) — напряжение в точке X, обусловленное включением источника (-/) в месте отключения выключателя. Наибольшие перенапряжения возникают при разрыве электропередачи выключателями наееконцах При этом можно использовать формулы, приведенные для расчета перенапряжений при отключении КЗ
Если не учитывать особенности конкретной электропередачи, то можно принять, что распределение ударных коэффициентов при отключении асинхронного хода подчиняется усеченному нормальному закону. Нормирующий множитель распределения
N,, = 2/(sin0 Э2), уд
где 0^ — угол между ЭДС примыкающих систем в момент отключения.
При этом могут быть два случая:
а)	на электропередаче установлена автоматика прекращения асинхронного хода (АПАХ), которая осуществляет разрыв при заданном угле 0^ между
ЭДС обоих концов передачи Тогда ударный коэффициент изменяется от
ет
*УД^УД1 = 1,05+0,3 sin у
до
ет
Ауд-Ауд2 = 1,05+0,8 sin у
Среднее значение и среднсквадратическос отклонение ударного коэффициента зависят от угла 0^ и определяются по кривым рис 44 37,
б)	на электропередаче нет устройства Л11АХ Тогда ударный коэффициент перенапряжений изменяется в пределах от 1,05 до 1,85, среднее значение и среднеквадратическое отклонение соответственно равны £уД = 1,5 п сг^ =0,18
РАЗРЫВ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ ГОКА НЕСИММЕТРИЧНОГО КЗ
Перенапряжения при аварийном разрыве вследствие отключения зока КЗ можно оценить аналогично вышеизложенному. Для электропередач, не имеющих установок продольной компенсации (УПК), среднее значение и средпеквадратическое отклонение ударного коэффициента можно определить, взяв в качестве 0и минимальный и максимальный углы между векторами напряжений по концам электропередачи. Среднее значение и среднеквадратическое отклонение ударных коэффициентов:
Луд = 0,5(Луд1 + Луд2);
°УД = 1’75(£УД1 + £уд1 )
340
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд.44
Рис. 44.38. Зависимости к и при успешном ТЛИ В от относительного значения среднего начального напряжения па неповрежденных фазах <4%
Аналогичным образом при оценке перенапряжений при трехфазном АПВ можно использовать следующие положения:
1. Если на линии электропередачи, на которой рассматривается ТАПВ, имеются электромагнитные трансформаторы напряжения и нет реакторов, на время паузы АПВ включаются резисторы, ускоряющие стекание заряда с проводов ВЯ, среднее значение и срсднеквадратичсское отклонение ударного коэффициента перенапряжений при успешном ТАПВ те же, что п при оперативном включении ненагруженной линии элек гропереда-чи, т е Луд = 1,61 и ОуД = 0,183. Это объясняется тем, что электромагнитные трансформаторы напряжения и резисторы за время бестоковой паузы полностью снимают заряд с неповрежденных фаз.
2. Если на линии отсутствуют средства ускорения стекания заряда с неповрежденных фаз, то можно принять статистическую независимость начального напряжения остаточного заряда от паузы АПВ. Распределение начальных напряжений хорошо согласуется с нормальным законом с параметрами L/q = 0,75{7ф,	- 0,16. Среднее
значение и среднеквадратическое отклонение ударного коэффициента при успешном ТАПВ приведены на рис. 44.38, откуда видно, что среднее значение ударного коэффициента меняется
мало, но достаточно сильно изменяется средне-квадратическое отклонение.
Для оценки перенапряжений, возникаю!® при успешном однофазном автоматическом I» вторном включении в электропередаче без реакторов поперечной компенсации, среднее значение ударного коэффициента можно взять равнш Луд = 1,5, а среднеквадратическое отклонение суд = 0,12.
Наличие на электропередаче УПК приводит! перенапряжениям, возникающим на повреждении фазах в переходном режиме как во время прога» ния тока КЗ, так и после отключения КЗ. Если падение напряжения Л(7 на батарее достаточно вели», го происходит ее еиунтирование защитным разряд ником. Если же шунтирование не осуществляем то при прохождении тока КЗ на свободные колебания (при отключении аварийного участка) накидывается постоянная составляющая АЛ/.
ОТКЛЮЧЕНИЕ НЕНАГРУЖЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ
Как отмечалось в § 44.6, перенапряжения см» ны с явлениями среза малого индуктивного тоц например тока намагничивания трансформатор! Срезы тока, т.е. принудительное прерывание топ до его естественного прохода через нуль, присущ прежде всего выключателям с высокой скорости восстановления электрической прочности межкоо-тактиого промежутка (воздушным, вакуумник, элегазовым). Предельное значение тока среза зам-сит от типа и конструкции выключателя.
Мгновенные значения тока среза и соответствующего ему напряжения на трансформаторе рак ны /0 и н0. Индуктивность намагничивания трансформатора обозначим Ли, а суммарную емкость,состоящую из емкости прилегающей к трансформа» ру ошиновки Сщ /ш и входной емкости трансфер» тора Ст, как С3. Здесь /ш — длина прилегающей! трансформатору ошиновки. Значения С,', и ^приведены в табл. 44.29.
Таб ли ца 44.29. Усредненные значения емкостс! ошиновки и силовых трансформаторов
Номинальное напряжение, кВ	Сщ, пФ/м	Сг пФ/фазу
по	9	1000—1500
220	9	1500—2000
330	10	2000—3000
500	12	3000—4500
750	13	3000—5000
} 44.9]	ВНУТРЕННИЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
341
После среза тока в выключателе возникает колебательный процесс в контуре £^СЭ, при котором происходит обмен энергиями между £^ и Сэ. Возможное (ожидаемое) максимальное напряжение па трансформаторе Ц11ах ож определяется из баланса энергий в контуре Без учета активных потерь уравнение баланса имеет вид
шах ож
Отсюда
£тах ож
Колебательный процесс имеет частоту со0 =
= 1/	, которая может иметь значения в не-
сколько килогерц.
Расчетные значения Umax ож с учетом насыщения магнитопровода трансформатора и потерь в нем определяются по следующему соотношению:
£niax ож
'Ч- =	ф . £И = <4м/«'хАом -
индуктивность намагничивания трансформатора без учета потерь насыщения, А'ф — коэффициент формы намагничивающего тока’ А'ф = 1,8—2,0; ix« — относительное значение тока холостого хода трансформатора, 5ИОМ — номинальная трехфазная мощность трансформатора.
Индуктивность £g э с учетом насыщения стали определяется по L^:
L = ~——L , Ю п + 1 И
причем п = 5—13.
Сопротивление, характеризующее активные потери в стали или потери холостого хода трансформатора,
где Рх — мощность потерь холостого хода
Перенапряжения за счет среза тока в выключателе при отключении ненагруженных трансформаторов возникают и в сетях 6—35 кВ. Ниже приводятся некоторые данные по значениям кратности
кв п у при отключениях ненагруженных трансформаторов:
кВ .	6—10	НО	150	220	330	500
Лвпт..	4,3—	4,1—	2,9—	1,9—	1,9—	1,8—
5,2	4,5	3,5	2,1	2,1	2,1
Отметим, что большие перенапряжения возможны при отключении трансформаторов с магнитопроводом из горячекатаной стали по сравнению с магнитопроводом из холоднокатаной стали
Перенапряжения, возникающие при отключении шунтирующих реакторов, происходят при следующих мгновенных значениях тока среза /0: 45— 60 А для ШР 500 кВ, 60—70 А для ШР 750 кВ.
Максимальные значения перенапряжений Цлах ШР определяются по току среза /0, индуктивности £шр и емкости Сэ’
Цпах ШР = 'о л/£ШР/Сз ’
2
£ШР = Цюх/^’^Шр) ’
где -5щр — трехфазная мощность ШР.
Вероятность С(^ВцШ|>) превышения значения £в п шр при одной фазокоммутации можно определить по следующим данным
*в.п.ШР-	2,0	2,2	2,4	2,6	2,8
2(£в.п.шр)	0,5	0,21 0,055 0,008 0,001
Число коммутаций ШР может доходить до сотни в год, поэтому необходимо считаться с весьма малыми вероятностями
44.9.	ВНУТРЕННИЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
ОДНОФАЗНЫЕ ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ
Особенности однофазных замыканий на землю. Системы с изолированной нейтралью (7НОМ = = 6—35 кВ включают в себя распределительные воздушные и кабельные сети 6—35 кВ, распределительные устройства собственных нужд электрических станций, как правило, с £/иом = 6 кВ; генераторные присоединения 10—20 кВ
Нейтрали трансформаторов, высоковольтных электродвигателей и генераторов в таких установках изолированы В случае необходимости в нейтрали включаются заземляющие дугогасящие реакторы (ДГР) в этом случае системы часто называются системами с компенсированной или резонансно-заземленной нейтралью
342
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд. 44
В таких системах при однофазных замыканиях на землю К(1^ доля которых составляет 40—80 % всех видов аварий, не требуется немедленного отключения что повышает бесперебойность и надежность электроснабжения.
Хотя при А'О происходит смещение нейтрали на напряжение (7ф, а неповрежденные фазы приобретают относительно земли напряжение Un, однако треугольник линейных напряжений не искажается При этом нагрузка, которая работает на линейном напряжении, не изменяет своих характеристик
Замыкания К ’ большей частью являются дуговыми. Вероятность самоугасания электрической дуги в месте К достаточно велика, т.е. возможны самоликвидация аварии и восстановление симметричного режима сети. Если является устойчивым, то эксплуатационный персонал находит аварийный участок и отключает его Таким образом, К может существовать в сети длительно.
Ток в месте А?О является емкостным (рис. 44.39):
/3 = ЗшС0(/ф,
где Со = (СА + Св + С£.)/3 — средняя емкость фаз относительно земли
Этот ток значительно меньше тока двухфазного замыкания и составляет единицы или десятки ампер.
При весьма малых токах /3 дуга гаснет практически без повторных зажиганий При более значительных токах дуга горит неустойчиво, наблюдаются ее повторные зажигания, сопровождающиеся большими перенапряжениями. Погасание дуги затягивается, и появляется вероятное!ь многоместных повреждений из-за многократных перенапряжений или перебрасывания дуги на неповрежденные фазы, что может привести к двух- или трехфаз-ному КЗ.
Компенсация тока однофазного замыкания на землю. Если значение тока /3 превосходит некоторый критический ток /3 кр, то вероятность погасания дуги резко падает, ее горение затягивается, вероятность перебрасывания на соседние фазы увеличивается Если /3 > /3 кр, то работа сети с изолированной нейтралью нецелесообразна и необходимо включить в нейтраль ДГР, обеспечивающий компенсацию емкостного тока в месте замыкания Значения /зкр для воздушной и кабельной сети с изолированной нейтралью приведены в табл. 44.23.
Как следует из табл. 44.23, /3 > /3 кр практически во всех распределительных сетях 35 кВ, а также в кабельных сетях всех напряжений, что вызывает необходимость установки ДГР в нейтрали силовых трансформаторов ДГР выполняется со ступенча
той и плавной регулировкой индуктивности £р1 имеет активное сопротивление Ар
Так (см. рис 44 39)
-Р Bq+JU>L0 -а ->
т е. имеет активную /а и индуктивную /у состав-ляющие; U^ = С7ф — напряжение на нейтрали пую А'^\ /,0 и 7?0 — индуктивность и активное сопротивление нулевой последовательности В первою приближении можно принять, что ~ Lp, Необходимо учесть, Ч1ОО)Др» Ар.
Результирующий ток в месте А-*1' при включенном ДГР
/ л = / + I = ! +J(i - I ) — зО — з —р —а э v — ( —I.'
где
10 Lq	О
Отношение 7у//(- = q— степень настройкиД! a /a//f-= 8 — коэффициент татухания.
q = 1/(тоА0- 3 тоС) = (ш0/(о)2,
______Ro________Ro А1"»)2
(о£0 - ЗсоС <i)A0l(oJ
где wq — собственная частота схемы при пулевой последовательности
При точной настройке q = 1 (<о0 = со) в схемети-полняется резонанс токов. При этом /зС « /а. Оби-печиваются паилучшие условия для гашения дугя|' месте А'(’) Кроме того, существенно замедляем скорость восстановления напряжения на дутом! промежутке после угасания дуги. Восстанавливаю щееся напряжение
<4occr = ^^(sin(or-e"S'sin(O0T).
При этом значительно уменьшается верой-ность повторного зажигания дуги в месте К ^,4 как <7В0ССТ может оказаться ниже восстанавливаю щейся прочности изоляционного промежутка! месте А'
Однако точная настройка не всегда возможд либо от нее уходят в сторону q > 1 (об этом см.ш-же). При q < 1 имеет место режим недокомпенсадв и в токе /з0 преобладает емкостная составляют» При q > 1 — режим перекомпенсации и в тот преобладает индуктивная составляющая. Завия мость /з0//3 -J{q) имеет (7-образный вид с Минину мом при q = 1. Поскольку при таких настрой ДГР со0 Ф го (7ВОССТ имеет форму кривой с биеа
} 44 9]	ВНУТРЕННИЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
343
Рис. 44.39. Схема трехфазной сети е изолированной вейтралью и с нейтралью, заземленной через ДГР (пунктир); D — место однофазного замыкания на землю в сети
нскорость нарастания этого напряжения становится более высокой, чем при q = I
Перенапряжения при неустойчивом горении электрической дуги в месте К^У При малых и средних значениях тока замыкания на землю окончательному погасанию дуги в месте может предшествовать несколько гашений при переходе тока через нулевое значение с последующими повторными зажиганиями под действием восстанавливающегося напряжения на дуговом промежутке. Такую электрическую дугу называют перемежающейся
Такое неустойчивое горение дуги приводит к развитию высокочастотных колебаний, которые возникают в контурах, образованных индуктивностями сети L, емкостями на землю Со и междуфаз-ными емкостями Смф (см. рис. 44.39), при каждом обрыве и зажигании дуги. Указанные процессы сопровождаются накоплением заряда одного знака на емкостях сети, что способствует возрастанию свободной составляющей напряжения, а значит, и увеличению амплитуды перенапряжений.
Дуговые перенапряжения могут существовать в течение длительного времени, если отсутствует селективное отключение места К
Амплитуда перенапряжений при перемежающихся дугах зависит от интервала между моментами гашения и повторного зажигания дуги, от сочетания скоростей восстановления электрической прочности в месте горения дуги и восстановления напряжения при погасании дуги, затухания и частоты колебательных процессов, напряжения смещения нейтрали, отношения значения емкости фазы
на землю к значению междуфазиой емкости С0/Смф, интенсивности затухания напряжения высокочастотных колебаний в цепи и г.д.
Случайный характер воздействующих факторов определяет кратность внутренних перенапряжений 7В п при перемежающейся дую как случайную величину. Функция распределения g(ArB п) = = Р(>кв п) приведена ниже
Ав.п...... J3	2,0	2.25	2,5	2,75	3,0
С(АВП)..	1,0	0.62	0.35	0,12	0,02 0,005
Экспериментами выявлено, что при перемежающихся дугах предельным значением следует считать kB п = 3,2. В остальных случаях (металлические замыкания, замыкания в кабельных сетях с большими емкостными юками замыкания на землю и т.д.) наибольшее значение кратности kB п = 2,3 При резонансных и близких к ним настройках компенсации значение перенапряжений не превышает 2,7(7ф, чему соответствует вероятность 0,025. При этом эффективность резонансно настроенной компенсации составляет 0,9. г е. только одно из 10 замыканий на землю развивается в мноюместное КЗ.
Эти перенапряжения нс являются опасными для бездефектной изоляции электроустановок 6— 35 кВ, за исключением электрических машин, но могут вызывать пробои в местах с ослабленной изоляцией и многоместные замыкания на землю.
Изоляция электрических машин имеет расчетные кратности внутренних перенапряжений 2 6— 2,9. Для такой изоляции перенапряжения при опасны Поэтому особое внимание следует обращать на предотвращение К в сетях собственных нужд электрических станций и в генераторных присоединениях.
РЕЗОНАНСНОЕ СМЕЩЕНИЕ НЕЙТРАЛИ
В сетях с ивоы = 6—35 кВ всегда имеется не-симметрия емкостей фаз (Cj * Сд * С( ) При этом напряжение на изолированной нейтрали без учета активных проводимостей на землю фаз
=	+ РвЗыСв+ E(.jaCc
~N0	jm(CA + Св + С(.)
С помощью симметрирования (транспозиции и т.д ) емкостей фаз удается поддержать (7д,ов пределах (0,005—0,0075)(7ф.
При включении ДГР в нейтрали трансформаторов на напряжение ней|рали UN дГР оказывает
344
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд
влияние индуктивное сопротивление нулевой последовательности Уо = 1/(7?о + JioLq).
+ Zl)Ji»Cli + EcJu>C(.
~NP-'P 7Ы(Сл + Сд+С(.)+Г0
При этом напряжении смещение нейтрали достигает значений (0,1—0.15)(7ф и зависит от степени настройки ДГР Такое значение Цу ДГР является небольшим, а зависимость (,'Л- дРР от степени настройки ДГР позволяет использовать его для настройки ДГР в условиях эксплуатации
Однако в ряде режимов, например, при неодновременном размыкании контактов выключателей, обрыве проводов, пофазных испытаниях линий не-симметрия емкостей может существенно возрасти Пусть Сц=С(= Со, a Cj = тС0, причем т < 1. Тогда для случая изолированной нейтрали
U -(j 1__—
иН0~иФ2 + /п’
а при включении в нейтраль ДГР
1 - т
Un дгр
82
Зависимости <7у дРр от q и 1 - т имеют резонансные максимумы при степени настройки 2 +
q = —-— < 1, т.е при настройке ДГР с недоком-
пепсацией. Например, при q = 0,9 максимальное расчетное значение t/д, дгр/Цр может достигать значения 2,4. а с учетом насыщения ДГР — 1,7— 1,8 При q = 1 это отношение не превышает 1, а при q = 1,1—0,7 поэтому ДГР обычно настраивается с небольшой перекомпенсацией q - 1,05—1,1, что позволяет избежать режима q < 1 в случае изменения режима работы сети
КОММУТАЦИИ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
В электрических системах, главным образом в схемам собственных нужд электрических станций, имеется значительное число электродвигателей (ЭДв) напряжением 6—10 кВ. Типичная схема питания ЭДв собственных нужд приведена на рис. 44.40, а. На рис. 44.40, б показана расчетная схема замещения.
В этих схемах источник питания — трансформатор собственных нужд (ТСН) имеет ЭДС
еп = Етф sln(,lZ
Присоединения, подключенные к шинам собственных нужд (ШСН), обладают эквивалентными индуктивностью /.э| и емкостью Сэ, Коммутируе-
Рис. 44.40. Схема питания ЭДВ собственныхкуц (а) и расчетная схема замещении (б):
/ — источник питания (ТСН) и присоединения, гоэ ключенные к шинам собственных нужд (ШСН); 2-ЭДв, подключенный через кабель и выключатель {) ШСН; пунктиром указаны возможные устройстм» щиты от перенапряжений
мый ЭДв подключен к ШСН кабелем Выключи^ Q — вакуумный, поскольку выключатели тайп типа наиболее широко используются в соврем»} ных схемах собственных нужд. ЭДС двигателям = £masinwt. Значение Етл можеч быть различных при заторможенном ЭДв ЕП1Д = 0, при вращают», ся ЭДв, включающемся, например, при АВР,£ * = (0,5-0,8)</иф.
В зависимости от мощности и конструкт! ЭДв, длины и конструкции кабеля эквивалентен индуктивность и емкость присоединения равны: ,
z-32 = ^ + ^k2“(I°—70) мГн;
Сэ2 = Сд + Ск2 - (20-50) нФ
Собственная частота контура при отк> ченном Q'
Шо1 = 1 /(-Лэг^эг)
и равна нескольким килогерцам
При включенном выключателе Q индук™ ность L32 соединяется параллельно с L3l, a C3j-J с Сэ). Собственная частота такого контураВД мерно на один-два порядка выше, чем щС|
Вакуумный выключатель Q является над ным, эффективным и быстродействующим кою
Д44 10]
ОГРАНИЧЕНИЕ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
345
тирующим аппаратом Однако высокая дукрасящая способность дугогасящих камер вакуумного выключателя приводит к тому, что срезы тока возможны при значительных отключаемых токах.
Значение тока среза составляет /0 ~ 5—15 А. В дугогасящих камерах вакуумного выключателя успешно прерываются при прохождении через нулевое значение высокочастотные токи. Нарастающая электрическая прочность межконтактного промежутка имеет скорость 3—30 кВ/мс, а предельная электрическая прочность составляет примерно 50—60 кВ для выключателя с (7НОМ = 6 кВ, т.е превышает амплитуду фазного напряжения более чем в 10 раз.
Все это приводит к коммутационным перенапряжениям как при отключении ЭДв, так и при его включении
Отключение ЭДв При отключении ЭДв срез тока возможен при амплитудном значении напряжения, т е при и0 ~ Um ф. Тогда максимальное ожидаемое напряжение на статорной обмотке ЭДв после среза
ож
Расчеты показывают, что у ЭДв 6 кВ это напряжение может достигнуть значения порядка 20 кВ. Повторные зажигания дуги между контактами выключателя Q несколько снизят эти перенапряжения до кратности кв Г1 ~ 3. Однако такие перенапряжения достаточны, чтобы вызвать повреждение ослабленной изоляции.
При отключении ЭДв может возникнуть эскалация напряжения Рассматривается следующая упрощенная модель процесса'
дуга в дугогасящей камере гаснет при прохождении через нулевое значение как тока промышленной частоты, так и высокочастотного тока свободных колебаний;
дуга зажигается при максимальной разности потенциалов ДОутах на контактах выключателя после гашения дуги;
процесс высокочастотный, напряжение источника практически не изменяется и равно
затухание высокочастотного напряжения не учитывается.
После первого гашения дуги при напряжении 1/тф в контуре /.з2^ >2 происходит колебательный процесс. По истечении времени АГ = n/(o0| на ЭДв напряжение достигает значения ~итф, при этом Al/pj = 2С/тф. Дуга в Q зажигается повторно, образуется новый колебательный контур В этом контуре происходят свободные колебания с частотой со02 н амплитудой Л ] = 2С',нф. Эти колебания наклады
ваются на напряжение Ц„ф. Результирующее напряжение па ЭДв О, = Ц,,ф + А, = 3<7отф.
При прохождении высокочастотного тока через нуль происходит второе гашение дуги. Цикл гашение-зажигание повторяется Напряжение на ЭДв во втором цикле может достигнуть 5Цнф Реально возможны один-два цикла i ашенпя-зажигания дуги При этом с учетом затухания высокочастотных колебаний кратность внутренних перенапряжений может достигнуть значения кв п = 3,5—4,0
Включение ЭДв При анализе процесса используется принцип наложения Между разомкнутыми контактами выключателя О включается ЭДС Де, уравновешивающая суммарную ЭДС схемы (см рис. 44.40, б).
при пуске заторможенного ЭДв Лг|-= еи,
при пуске вращающегося ЭДв Де2 ~ еи + ед
В первом случае амплитуда колебаний А] = = Чпф- во втором случае Аг = Сгаф + (0,5—О,8)С7тф= = (1,5—1,8) Стф, если включение ЭДв происходит, например, при АВР.
Результирующие кратности перенапряжений в первом случае кв п ~ 2; во втором случае кв п ~ 2,5—2,8 При разбросах во времени включения фаз выключателя кратности могут возрасти.
Ограничение перенапряжений при коммутации ЭДв. Приведенные выше оценки кв п сравнимы с допустимыми кратностями Агдо|| = 2,6—2,9, а в ряде случаев их превышают. Тогда перенапряжения ipe-буют ограничения.
Применяются следующие решения (см рис 44.40, а) включение ОПН рядом с ЭДв либо рядом с Q (последний вариант хуже); включение так называемой демпфирующей ЛС-цспочки, которая обеспечивает более интенсивное затухание высокочастотных свободных колебаний, уменьшает частоту этих колебаний и тем самым тамедляет скорость нарастания восстанавливающеюся напряжения на межконтактном промежутке Q
44.10.	ОГРАНИЧЕНИЕ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
В § 44.6 отмечалось, что усредненные грсбова-ния к кратностям внутренних перенапряжений определяются нормированными значениями расчетных кратностей. Однако более точные требования к кв п в конкретной точке электрической сети определяются испытательными напряжениями электрооборудования, установленного в тоне зашиты аппаратов, ограничивающих перенапряжения
346
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ ИЗАЩИТА О Г НИХ |Разд,44
Таблица 44.30. Соотношения, устанавливающие свить между испытательными нанряженпвмв изоляции электрооборудования и остающимися напряжениями защитных аппаратов
Ц|ОМ’ кВ	Испытательные напряжения внутренней и внешней изоляции, кВ			
	Форма импульса	Гротовые импульсы	Коммутационный импульс	Одноминутнос 50 Гц действующее значение
3—220	Полный	Л5	КЦкт-Л, + ДС'1К2+дс2|	h К^стк^+дгЛ^ + ДЦ]—
	Срезанный	К3КА (Ц^т-ди,)—		
330— 1150	Полный		(^остЛо^Лг + Д^Жк	J ^остЛо/^ + ДЩ) —
	Срезанный	^'ост		
Основными характеристиками координации изоляции являются испытательные напряжения изоляции электрооборудования и остающиеся напряжения защитных аппаратов (табл. 44.30). В табл. 44.30 для более полного описания приведены расчетные соотношения для определения не только коммутационных испытательных напряжений, но и грозовых.
Остающееся напряжение грозового (70СТ и коммутационного Ц,стк импульсов берется для соответствующих токов координации /к:
^НОМ’	3—220	330	500	750, 1150
Грозовой импульс /к, кА		5	7	10	14
Коммутационный импульс, /к, кА		0,5	0,7	1,0	1,2
Нормированные значения и формы испытательных напряжений для изоляции силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, трансформаторов напряжения и тока, выключателей, разъединителей, изоляторов, конденсаторов связи приведены в ГОСТ 1516.3—96 Значения параметров, входящих в формулы табл 44.30, и их обоснование приведены в табл. 44 31.
Ограничение внутренних перенапряжений можно производить различными способами, уменьшать Ауст, куа или то и другое одновременно. Для этого используются шунтирующие реакторы; заземляющие дугогасящие реакторы, в ряде случаев резистивное заземление нейтрали; ОПН и РВ; резисторы; шунтирующие дугогасящие промежутки выключателей; электромагнитные трансформаторы напряжения, обеспечивающие стекание заря
да с фаз ВЛ в бестоковую паузу Al 1В и уменьшат тем самым куи в цикле АПВ; специальные устро! ства, например, устройства подавления ферроре» нанса в схемах с электромагнитными трансфера» торами напряжения (см § 44 7), /?С-цепочки,01Ч ничивающие коммутационные перенапряжет при отключении вакуумными выключателями® нагруженных трансформаторов и электродвип лей; управление моментом замыкания контак выключателя при включении и т.д.
Ниже приводятся характеристики ряда наи! лее важных устройств для ограничения внутрега перенапряжений.
ШУНТИРУЮЩИЕ РЕАКТОРЫ (ШР)
ШР — эффективное средство ограничения)» тановившихся перенапряжений за счет емкости эффекта в непсрегружеиных ВЛ СВН как при си метричном, так и при несимметричном ражи электропередачи (см. § 44.7). Наиболее эффекта ным является включение ШР, например, наш станциях, в середине ВЛ или в промежуточных?!) ках. Включение ШР на стороне НН трансформи ров менее эффективно.
Для ограничения установившихся переиая» жений в неполнофазных режимах электропереи находят применение схемы четырехлучевого 11 (см. рис. 44.26). В качестве заземляющего лучи пользуется реактор на 35 кВ. Когда необход подключить дополнительные ШР, эго осущея ется через искровые промежутки, которые пр ваются при возникновении перенапряжений, кровые промежутки затем шунтируются выкл телями.
Характеристики ШР приведены в табл. 44.32.
{44.10]
ОГРАНИЧЕНИЕ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
347
Таблица 44.31. Значении и обоснования величии, входящих в расчетные формулы табл. 44.30
Параметр		Учитываемые факторы
Обозначение	Значение	
ДЦ	15 кВ	Возможность протекания тока, большего, чем ток координации
Д[/2	0,5(7ИОМ— для силовых трансформаторов, реакторов, трансформаторов напряжения; 0 — для трансформаторов тока, аппаратов, изоляторов, конденсаторов связи	Влияние возбуждения
*0	1,05	Отклонение длительности фронта тока координации от нормированной
	1,1 — для трансформагоров 1,2 — для аппаратов, измерительных трансформаторов, шунтирующих реакторов 330— 500 кВ	1. Повышение напряжения на защищаемом объекте за счет удаленности ею от защитного аппарата. 2. Для напряжений 3—220 кВ возможность протекания токов, больших, чем ток координации
*2	1,1 —для Ц)ом< 35 кВ 1,15 —дня Ц10М= ПО—220 кВ 1,05 — для Сном > 3 30 кВ	Коэффициенты, учитывающие снижение прочности изоляции при многократных воздействиях
	1,15	
	0,9 — для трансформаторов, шунтирующих реакторов, трансформаторов напряжения; 1,0 — для аппаратов, трансформаторов тока	
К,	1,25	Возможное повышение напряжения на объекте при срезе напряжения
*5	0,84	Учет метеоусловий и их отклонений от нормированных при испытаниях
*6	1,3—1,35 — для трансформаторов, шунтирующих реакторов 1,15 — для аппаратов, трансформаторов тока	Упрочнение изоляции за счет кратковременного воздействия коммутационных перенапряжений
Таблица 44.32. Характеристики однофазных масляных ШР
Тип	С мНОМ’ квар	ЦюМ’ кВ	^НОМ’ А	Мощность активных потерь, кВт
РОД-30000/35	30 000	38,5/-УЗ	1350	180
РОД-33333/110	33 333	121/73	447	180
РОДГ-55000/500	55 000	500/Л	190	275
РОДЦ-60000/500	60 000	525/Л	200	205
РОДЦ-110000/750	НО 000	787/Л	242	350
ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ ДУГОГАСЯЩИЕ РЕАКТОРЫ
ДГР включаются в нейтрали трансформаторов сетей с С/ном = 6—35 кВ для компенсации емкостного тока однофазного замыкания на землю (см. § 44.9). Выпускаются ДГР двух модификаций' со ступенчатым (тип РЗДСОМ) и плавным (тип РЗДПОМ) регулированием тока (табл. 44.33).
Ступенчатое регулирование производится вручную штурвалом на отключенном ДГР, число ответвлений — пять. Плавное регулирование осуществляется путем изменения зазора в магнитопроводе с помощью электропривода, управляемого устройством автоматической компенсации тока замыкания на землю. При этом ДГР не отключается, а замыкание на землю должно отсутствовать.
348
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ ////А' (Разд44
дит, если восстанавливающееся напряжение я
промежутке
между контактами выключателя №
Таблица 44.33. Характеристики заземляющих однофазных масляных ДГР
Тип	s ‘-’ном’ квар	к		Пределы ре-гул и ро вания тока, А
		сети	ДГР	
РЗДСОМ-115/6	115	6	3.81	12,5—25
РЗДСОМ-230/6	230	6	3,81	25—50
РЗДСОМ-460/6	460	6	3,81	50—100
РЗДСОМ-920/6	920	6	3,81	100—200
РЗДСОМ-190/10	190	10	6,35	12,5—25
РЗДСОМ-380/10	380	10	6,35	25—50
РЗДСОМ-760/Ю	760	10	6,35	50—100
РЗДСОМ-1520/10	1520	10	6,35	100—200
РЗДСОМ-115/15,75	115	15	9,09	5—10
РЗДСОМ-155/20	155	20	12,7	5—10
РЗДСОМ-310/35	310	35	22,2	6,25—12,5
РЗДСОМ-620/35	620	35	22,2	12,5—25
РЗДСОМ-1240/35	1240	35	22,2	25—50
РЗД1 ЮМ-120/6	120	6	3,81	5,2—26,2
РЗДПОМ-ЗОО/6	300	6	3,81	13,1—16,5
РЗДПОМ-190/Ю	190	10	6,35	5—25
РЗДПОМ-480/Ю	480	10	6,35	12,6—63
РЗДПОМ-480/20	480	20	12,7	6,3—31,4
РЗД1ЮМ-700/35	700	35	22,2	5,7—28,4
РЗД1ЮМ-800/35	800	35	22,2	7,2—36
растает быстрее, чем его восстанавливающая прочность. Воздушные, вакууумпые и элегазом
выключатели имеют высокую скорость восстаю ления прочности, поэтому в них циклы зажигая гашения дуги практически отсутствуют
Иначе обстоит дело с масляными выключай ми Во время каждого цикла зажигания-гашен происходит перезарядка отключаемой емкосц При многократных циклах перенапряжения доп» гают больших значений, опасных для изоляшд Шунтирование резистором /?ш дугогасящего ц» межутка снижает скорость нарастания напряжет па нем.
Изменение напряжения на промежутке AuBnpi включенном /?ш рассчитывается по следуюцея]
выражению:
Див =
,,	О)
lJ„,—------------х
и + 1/(/?шС)
W COSIDZ
- we
-"(V)
ШУНТИРУЮЩИЕ РЕЗИСТОРЫ
Шунтирующие резисторы (Дш) подключаются параллельно контактам дугогасящего устройства (ДУ) выключателя
По назначению шунтирующие резисторы разделяют на три основные группы:
для изменения параметров переходного восстанавливающегося напряжения на ДУ; сопротивление /?ш, приходящееся на один разрыв выключателя, может быть от долей ома до нескольких сотен ом;
для равномерного распределения напряжения между отдельными разрывами ДУ; сопротивление /?ш зтой группы лежит в пределах от десятков до сотен килоом;
для снижения коммутационных перенапряжений, возникающих при отключении емкостных и малых индуктивных токов, а также при включении ВЛ СВН; сопротивление /?ш, приходящееся на один разрыв выключателя, может быть от десятков ом до нескольких килоом.
При отключении емкостных токов (конденсаторных батарей, ненагруженных воздушных и кабельных линий) возможны циклы зажигания и гашения электрической дуги между контактами выключателя в процессе отключения. Это происхо-
где С — емкость линии, Ф, /?ш, Ом, ш — пром» ленная угловая частота, с Um — амплитуда фа него напряжения, кВ.
Значения отношения MJJUm = при С1 = 1,5 • 10-6 Ф (длина ВЛ около 200 км) через 0,011 после первого погасания дуги приведены ниже
Яш,кОм	1,0	2,0	3,0	5,0 10,0
0,18	0,41	0,70	1,05 1,41
С уменьшением Яш облегчается работа ДО уменьшается вероятность повторного зажигал дуги. Однако утяжеляется работа вспомогателнм контактов, отключающих сопровождающий ток.
При отключении малых индуктивных том возникающие перенапряжения при срезах тока(ск § 44.8) ограничиваются сопротивлением 7?ш засч того, что в переходный процесс в контуре № сится дополнительное затухание ценочка/?ш—к точник шунтирует контур ДцСэ.
Характер переходного процесса зависит отй, отношения волнового сопротивления Z. = кТ в У Р л и сопротивления /?ш. При /?ш > 0,5ZB перехода! процесс в контуре колебательный, при Кш < OJL — апериодический.
Требуемое значение /?ш, кОм, можно сцен по соотношениям:	~ 0,3(7НОМ, или Ra
~ «вдоп^О- , де Цюм. кН’ "в доп —допустимое» станавливающееся напряжение на выключал кВ, /0 — ток среза, А
{44.101
ОГРАНИЧЕНИЕ ВНУТРЕННИХ ИЕРЕИАНРЯЖЕПИЙ
349
Рве. 44.41. Схемы подключения Rlu к контактной системе выключателя:
ДУ — дугогасящее устройство; Отд — отделитель;
ВК, ВК,, ВК2 — вспомогательные контакты для отключения сопротивления
Для того чтобы обеспечить универсальность шунтирующего резистора, значение его сопротивления /?ш обычно выбирают средним из числа значений, обеспечивающих оптимальное ограничение перенапряжений при различных коммутациях, либо используют шунтирующие резисторы с нелинейной вольт-амперной характеристикой, либо применяют двухступенчатый шунтирующий резистор.
Некоторые варианты схем подключения шунтирующего резистора с сопротивлением к контактной системе выключателя приведены на рис. 44.41 В схеме 44.41, а отделитель предназначен как для создания разрыва в цепи при отключенном выключателе, так и для отключения тока на резисторе /?ш. В схемах рис. 44.41, б и в отделитель обеспечивает только разрыв в цепи, отключение тока на резисторе Лш производят вспомогательные контакты.
На схеме рис. 44.41, г показано подключение двухступенчатого шунтирующего резистора (сопротивления /?ш] и Т?ш2) Отключение вспомогательных контактов происходит обычно с запаздыванием в 0,03—0,08 с по отношению к отключению контактов ДУ. Поэтому времени рассчитывается термическая устойчивость шунтирующего резистора.
ОПН И РАЗРЯДНИКИ ТИПА РВМК
ОПН н вентильные магнитные комбинированные разрядники (типа РВМК) обеспечивают ограничение как грозовых, так и коммутационных перенапряжений В современных разработках используются только ОПН. Параметры РВМК и ОПН, относящиеся к ограничению коммутационных перенапряжений, приведены соответственно в табл. 44.34 и 44.35. Эти данные, а также данные табл. 44.18, касающиеся ограничений грозовых пе
ренапряжений, дают достаточно полную информацию о характеристиках отечественных РВ и ОПН
Разрядники типа РВМК имеют нелинейный резистор, состоящий из грозовой и шунтируемой частей. При ограничении внутренних перенапряжений эти элементы соединены последовательно Переход на ограничение грозовых напряжений происходит при напряжении перехода в грозовой режим за счет пробоя искрового промежутка, шунтирующего шунтирующую часть резистора
ОПН ограничивают коммутационные перенапряжения во всем диапазоне рабочих напряжений и более глубоко, чем РВМК, за счет более высокой нелинейности металлооксидного резистора. Эго обстоятельство позволяет либо снизить уровень изоляции оборудования, либо существенно повысить надежность защиты изоляции ог перенапряжений Высокая нелинейность резистора существенно ограничивает протекающих через него ток при рабочем движении. Это позволяет отказаться от искрового промежутка, подключающею этот резистор к фазе при возникновении напряжений Однако при постоянном подключении ОПН под напряжение возникает необходимость в обеспечении тепловой устойчивости его резистора при рабочих напряжениях, при сравнительно длительных повышениях напряжения частотой 56 Гц и при установившихся перенапряжениях.
У ОПН нормируются следующие параметры
1 Длительно допустимое наибольшее рабочее напряжение (7ДЛИТ, которое неограниченно долго может быть приложено между выводами ОПН. Ток, протекающий через ОПН при воздействии этого напряжения, нс более 1 мА
2	. Наибольшее допустимое напряжение ^допваиб промышленной частоты, которое ОНИ должен выдержать в течение определенного времени. По стандарту МЭК ОПН должен выдерживать это напряжение в течение 10 с после предварительного нагрева до 60 °C и воздействия энергетическим импульсом, соответствующим удельной энергоемкости данного типа ограничителя
3	Временно допустимое повышение напряжения Uj- промышленной частоты. Значение этого напряжения зависит от времени воздействия и, как правило, приводится в паспортных данных ОПН
4	Энергоемкость ОПН — его способность поглощать энергию нормированных коммутационных перенапряжений, которая характеризуется удельной энергоемкостью ^уД
Для нормальной работы ОНИ необходимо, чтобы описанные выше параметры соо!вс1ствовали параметрам сети, в которой предполагается его установка.
350
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Рац.И
Таблица 44 34 Электрические параметры РВМК при ограничении коммутационных перенапряжен!
Параметр	Тип разрядника			
	PBMK-330JI	РВМК-500 П	РВМК-750	РВМК-1150
Класс напряжения, кВ	330	500	750	1150
Напряжение гашения при работе от коммутационных перенапряжений, действующее значение, кВ	380	575	710	1430
Пробивное напряжение при 50 Гц, действующее значение, кВ:				
не менее	435	660	780	1100
не более	500	760	950	1256
Амплитуда напряжения переключения в грозовой режим, кВ				
не менее	720	ИЗО	1370	1900
не более	820	1126	1500	2100
Амплитуда остающегося напряжения, кВ, при токе в один полу период 50 Гц максимальным значением;				
1000, Л:				
нс менее	650	—	—	1640
не более	700	—	—	1760
1080, А				
не менее	—	—	1280	— 1
не более	—	—	1350	— 1
1500, А.				
не менее	—	1020	—	— 1
не более	—	1070	—	—
Таблица 44.35. Электрические параметры ОПН при ограничении коммутационных перенапряжена!
Параметр	Тип ОПН												
	опн- 6	ОПН- 10	ОПН- 35	ОПН- 110	ОПН- 150	ОПН- 220	ОПН- 330	ОПН- 500	ОППИ- 500	ОПН- 750	О1 ИЮ- 750	ОПН- 1150	опно- 1150
Номинальное напряжение, кВ	6	10	35	ПО	150	220	330	500	500	750	750	1150	1150
Напряжение частотой 50 Гц, кВ, действующее													
значение, допустимое в течение: 20 мин (для 1150 кВ — 60 мин)	8,4	14,4	50,4	88	120	175	250	365	365	545	545	765	7Й
20 с	—	—	—	95	130	190	270	390	390	590	590	830	800
3,5 с (для 1150 кВ —3 с)	—	—	—	100	138	200	290	420	420	635	635	900	830
1 с (для 6—35 кВ — 2 с)	9,8	16,8	58,8	105	145	210	305	440	—	660	660	—	
0,15 с	—	—	—	112	155	225	325	470	440	705	705	935	-
0,05 с						—						970	900
Амплитуда расчетного тока коммутационного перенапряжения (1,2/2,5 мс), А	400	400	400	280	350	420	700	1200	1200	1800	1200	2800	1400
Амплитуда остающегося напряжения при расчетном токе коммутационного перенапряжения, кВ, не более	18,6	31,9	111,6	190	260	380	545	770	770	1180	1180	1570	1570
То же в долях ^раб наиб ср ие более	3,4	3,4	3,4	1,85	1,85	1,85	1,85	1,80	1,80	1,85	1,85	1,60	
СПИСОК ЛИТЕРА ТУР Ы
351
Длительно допустимое напряжение ОПН должно быть больше наибольшего рабочего напряжения  точке установки ОПН, соответствующего классу напряжения данной сети
^длит “ ^раб наиб
Значение временно допустимого повышения напряжения Uj-должно превышать уровень установившихся перенапряжений па протяжении всего времени их существования:
Up^cr
Основными видами установившихся перенапряжений ЯВЛЯЮТСЯ’
отключение несимметричных КЗ;
неполнофазные режимы работы сети, феррорезонансные явления
Длительность существования и кратность этих перенапряжений зависят от конкретной схемы сети испособов построения релейной защиты. Если значение установившихся перенапряжений 77уст с заданной длительностью превышает временно допустимое напряжение ОПН 17у, необходимо принять меры по исключению данного вида перенапряжений или значительно сократить время его существования
При коммутационных и грозовых перенапряжениях ограничитель практически полностью поглощает энергию, выделяющуюся в нем при протекании через него соответствующего тока Определяющим является ток коммутационного перенапряжения.
Выделяющаяся энергия И7 должна быть меньше энергии, допустимой для данного аппарата:
W < W = W \\> доп уд v доп наиб-
Подробные методические указания по выбору ОПН в электроустановках 6—750 кВ приведены в [44.9].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
44.1	Руководство по защите электрических сетей 6—Н 50 кВ от I розовых и внутренних перенапряжений. СПб . Изд-во ПЭИПК. 1999
44.2.	ГОСТ 1516.3—96. Межгосударственный стандарт. Электрооборудование переменного тока на напряжение от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции. М Издательство стандартов, 1998
44.3.	Правила устройства электроустановок. — 6-е изд., перераб. и доп., с измен М Изд Главгосэнергонадзора России, 1998.
44.4.	Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред И М Баумштейна и С.А Бажанова. —3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1989.
44.5.	Справочник по электрическим аппаратам высокого напряжения / Под ред. В В. Афанасьева. Л. Энергоатомиздат, 1987
44.6.	Ларионов В.П. Основы молниезащиты / Под ред. И М. Бортника М.: Знак, 1999
44.7	Техника высоких напряжений / И.М. Богатенков, Г.И Иманов, В.Е Кизеветтер и др.; Под ред Г.С. Кучинского. СПб.: Изд-во ПЭИПК, 1998.
44.8	Перенапряжении в электрических системах и защита от них / В.В Базуткин, К П Кадомская, М.В. Костенко, Ю.А. Михайлов. СПб.: Энергоатомиздат, 1995
44.9	Ограничители перенапряжений в электроустановках 6—750 кВ / М.А. Аронов, О.А Аношин, О.И Кондратов, Т В. Лопухова; Под ред. М.А. Аронова. М.: Знак, 2001.
Раздел 45
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
СОДЕРЖАНИЕ
45	I Общие вопросы расчета переходных процессов .............................. 352
Режимы электроэнергетических систем и их классификация (352)
Классификация переходных процессов (352). Математическое описание переходных процессов в ЭЭС (353).
45.2.	Составление и преобразование схем замещения при расчетах токов
короткого замыкания	... 356
Составление расчетных схем и схем замещения (356) Преобразование схем замещения (358)
45.3.	Трехфазное короткое замыкание...... 359
Расчет начального значения периодической составляющей тока КЗ (359).
Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ (360)
Расчет периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени аналитическим методом (361). Практические методы расчета периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени (363).
45.4.	Несимметричные короткие замыкания.. 366 Общие сведения (366).
Параметры электрических машин для токов обратной последовательности (367). Схемы замещения и параметры трансформаторов для гоков нулевой последовательности (367). Сопротивление
линий для токов пулевой последовательности (368) Расчет токов и напряжений при несимметричных КЗ (370).
Переходные процессы при неполнофазиш режимах (374) Применение ЭВМ при расчете токов КЗ (376)
45 5 Расчет отдельных нидов переходных процессов.............................33!
Расчет периодической составляющей тока КЗ в сетях и ушановках напряженки до I кВ (379). Расчет замыканий на землю, в незаземленпых и резонапсно-заземленищ сетях (381).
45.6	Сложные виды повреждений........ 41
Двойное замыкание на землю (382) Однофазное КЗ с обрывом фазы (383)
45.7	Классификация электромеханических переходных процессов. .................ЗЦ
45.8.	Переходные процессы при больших возмущениях и малых изменениях скорости...............................3D
45.9.	Переходные процессы при больших возмущениях и больших изменениях скорости................................31
45.10.	Переходные процессы при малых возмущениях ......................... 351
45.11.	Мероприятия по улучшению устойчивости, надежности и качества переходных процессов в ЭЭС .......... 4tl
45.12	Особые режимы в ЭЭС ....	КН
Список литера!уры.	........11
45.1.	ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РАСЧЕТА ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
РЕЖИМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ
Состояние электроэнергетической системы (ЭЭС) на заданный момент или отрезок времени называется режимом Режим определяется составом включенных элементов ЭЭС и их загрузкой. Значения напряжений, мощностей и токов элементов, а также частоты называются параметрами режима. Если параметры режима неизменны во времени, то режим ЭЭС называется установившимся, если изменяются — то переходным
Отметим, что, строго говоря, понятие установившегося режима в ЭЭС условно, поскольку в сис
теме всегда существуез переходный режим, о словленный малыми случайными колебаниями грузки. Установившийся режим понимается и 1
смысле, что параметры
режима
генераторов
эле
тростаиций и крупных подстанций практически!
стоянны во времени.
КЛАССИФИКАЦИЯ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕСС
В силу физических свойств ЭЭС переход режим является по своей физической природее иым и, строго говоря, должен рассчитываться на нове общего математического описания. 0д1 при анализе явлений, связанных с переходным жимом, в большинстве практических задачею) нимают состоящим из ряда переходных проще
!«.!]
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РАСЧЕТА ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
353
полковых (I—100 мкс), электромагнитных (10—500 мс), электромеханических (0,1 —10 с);
длительных электромеханических, возникающих, например, при каскадном развитии аварий (длительность до нескольких минут или десятков минут)
Различная скорость протекания этих процессов позволяет в подавляющем большинстве случаев рассматривать их по отдельности, упрощая тем самым математическое описание ЭЭС. Так, при рассмотрении волновых процессов линии электропередачи (ЛЭП), обмотки электрических машин и трансформаторов представляют в виде систем с распределенными параметрами и при этом не учитывают изменения скоростей этих машин, полагая, что во время протекания волновых процессов они постоянны. При рассмотрении электромагнитных переходных процессов допустимо все элементы ЭЭС считать элементами с сосредоточенными параметрами и также не учитывать изменения скоростей электрических машин При рассмотрении электромеханических (взаимосвязанных электромагнитных и механических) переходных процессов не учитываются динамические свойства статических элементов ЭЭС (ЛЭ11, трансформаторов, обмоток статора электрических машин), но обязательно учитывается изменение скоростей электрических машин [45.1, 45.2].
Задачи управления разными переходными процессами различны
волновыми процессами — облегчение изоляции ЛЭП и других основных элементов ЭЭС за счет снижения атмосферных, коммутационных и рабочих перенапряжений с помощью разрядников и реакторов;
электромагнитными процессами — отыскание эффективных способов ограничения токов короткого замыкания (с помощью реакторов, трансформаторов с расщепленными обмотками, резонансных устройств и др.) и согласование их значений с параметрами оборудования электрических сетей различных напряжений;
электромеханическими процессами — обеспечение устойчивости ЭЭС и интенсивного демпфирования колебаний.
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ В ЭЭС
Основными динамическими элементами ЭЭС, определяющими протекание переходных процессов, являются синхронные генераторы электростанций. Переходные процессы в синхронном генераторе описываются дифференциальными уравнениями обмоток фаз статора, обмоток ротора (воз
буждения и демпферных), механического движения ротора.
Уравнения электромагнитных переходных процессов в обмотках фаз /1, В, С статора имеют вид;
Uk~~ dz
где к - А, В, С, и, Ч' и i — соответственно напряжения, потокосцепления и токи обмоток фаз, г — активное сопротивление обмотки статора
Эти уравнения неудобны для анализа, поскольку выражения для потокосцеплении громоздки, так как все обмотки имеют электромагнитную связь, собственные и взаимные индуктивности обмоток переменны во времени из-за вращения явнополюсного ротора, даже в установившемся режиме токи и напряжения переменны во времени — синусоидальны. По этой причине уравнения обмоток фаз статора записывают в системе координат d, q, 0, в которой составляющие d, q образуют декартову систему, вращающуюся с электрической скоростью ротора о) и ориентированную по продольной du поперечной q осям ротора (рис 45 I), а пулевая составляющая определяется суммированием фазных величин. Это преобразование координат, называемое преобразованием Парка—Горева, осуществляется умножением векторов фазных величин (токов, напряжений и потокосцеплении) слева на матрицу Т, которую по условию инвариантности выражения электрической мощности р = 1лил +	+ 1(-иг =
= zt/Wt/+ l4uq + 'о"о- выбирают ортогональной, такой, для которой обратная матрица равна транспонированной (Т 1 = Т() Эта матрица имеет вид
cosy siny 72/2
cos(y-120°) cos(y+120°) sin(y- 120°) sin(y+ 120°) Jl/2 Ji/2
где у = o)Z.
При таком преобразовании в установившемся (со = о)0 = const) симметричном режиме токи, напря-
12-760
354 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СПС 'ТЕМАХ [Разд. 4j
жения и потокосцепления постоянны во времени. Например,
Id - L\d'\d+ Ma}d‘d+ Mfd'f -
/„, sin(tJ>oz + Ф) /„sin(w0Z + q>- 120°) 7„,sin(b>0z + Ф + 120°)
= ~^X\d,}d + Xa\d,d + Xld^’
^Ig- Lig‘ig + Malg'g~ ы <7</'lg + xo\<№ HOM
Й
5/2
/„.sinv 7mcosq> 0
где L, M— собственные и взаимные индуктианосл обмоток соответственно; х — индуктивные coupons-ления Соответствующим выбором базисных величи обычно обеспечивают (в отн. efl.)x^j = xal£Z=xllj
Уравнение движения ротора генератора имеет вд
Уравнения переходных процессов в обмотках фаз статора в системе координат d, q, 0 имеют вид:
TJ
0)ном
do) 1/ м
— = М - М,
At т
dV, d At 4 d
d'P
~d7
- ri
4'
d^o
"0-~ dz -rzo
Уравнения переходных процессов в обмотках ротора обычно записывают, учитывая либо только обмотку возбуждения (составляющие с индексом /), либо дополнительно демпферные обмотки по продольной (составляющие с индексом 1<Д и поперечной (составляющие с индексом !<?) осям ротора. В последнем случае эти уравнения имеют вид:
d4'
17 + 77= иг
At
d'1'j ~~d7
\d'\d ~ 0 ;

Выражения для потокосцеплений обмоток статора и ротора имеют вид:
^d = Ld‘d + Mad,f+ Ma\d'\d =
- ^Xd‘d + xad,f + xa\d‘\d^’
HOM
= Lg'g + 4l/lv = —^4 + X<4g HOM
Ч'о - Lo'o - *o'o ном
'Vf ~ Lf 'f + Mad'd + Mfd‘ I d ~
= ^-(xjif+xadid + xjdlidy>
где Т/ — постоянная инерции, с; M.r, М — момент турбины и электромагнитный момент генератор! соответственно, отн. ед.
Постоянная инерции определяется по выражению
2,74GD2n2	6
lJ с 1U •
ном
где GD^ — маховой момент вращающихся массро-г	2
тора генератора и турбины, т • м ; п — частота вр» щения ротора, об/мин; 5НОМ — номинальная мощность генератора, МВ • А.
Расчеты переходных процессов в ЭЭС ведутй на основе ее схемы замещения, содержащей схемы
замещения ее отдельных элементов и представляв-щей собой линейную электрическую цепь. Поэтому более удобной формой записи уравнений генератора является такая, в которой фигурируют паря метры элементов электрической цепи: ЭДС и ин
дуктивные сопротивления вместо потокосцеплений и индуктивностей. При этом следует ориентв-, роваться на использование тех индуктивных сопро-. тивлений, которые указываются в основных теш.
ческих данных машины: синхронных х& х^, переходного х'^ и сверхпереходных x"d, х"
Вводя в рассмотрение сверхпереходную ЭДСпГ поперечной оси Е" = o>HOM4'j-itlx"j; сверхпереход-j
ную ЭДС по продольной оси E"j = - ь>номФ9-^; переходную ЭДС по поперечной оси £' • ~ ^01^fxad^Xj\ синхронную ЭДС по поперечив! оси Еч= xajif, вынужденную ЭДС, пропорционалн ную напряжению возбуждения генератора, ! = UjXaj!rjy получаем после преобразований следуй щую систему уравнений переходных процессов: 1
ном	ном
§45.1]
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РАСЧЕТА ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
355
ном	ном
dE"
=	~ Е'ч + 'с1(Хс1~Х'с№\ +
+ \E'II-E"4 + ,d(x’d-x'd)\k3’
dE'
Td0~^ = ЕЧе ~ Е'ч + ‘d(-Xd ~ Xd> +
+ |Е" - Е'ч - id(x'd-x"d)\k2 , AE'd
тчо dt ~~Еd~,/х<1-хчУ’
^-Mr-lE"4‘^Eyd^d‘4(xd-x'^ ном
Здесь
Xd = Xd~Xad/xf’
x"d = xd~ ^ad&f + Xld~ 2xad)7(X/Xld~ xad) ’
X"q = X4~ x2at]/Xl4’ Td0 = х/(“ном'/) ’
T"d0 = Exld~Xad/xf>/('(i,HOMrld) '•
*1 = [jdj-	T"d0 ^ad-tXd-x'dЖю;
k2 = (\l-x'<jV(xad-xd+xd>’ k3 = 1 ~k\k2
При расчетах электромеханических переходных процессов и устойчивости ЭЭС в уравнениях переходных процессов обмоток статора допустимо пренебречь составляющими d'Vd!dt, d'Vy/dt и неучитывать изменения скорости ротора, т.е. считать, что ы = О)ном [45.1—45.6]. Кроме того, в связи с рассмотрением симметричных режимов составляющую с индексом 0 не учитывают. Полученные таким образом уравнения называют упрощенными уравнениями Парка—Горева, и они отвечают установившемуся режиму ЭЭС:
ud 11)ном'^<7 —
uq ~ whom'IZd ~ r'q
С целью упрощения математического описания для некоторых генераторов (как правило, удаленных от точки приложения возмущения) считается допустимым не учитывать электромагнитные переходные процессы в демпферных контурах. В этом случае уравнения переходных процессов в генераторе будут иметь вид:
Е'ч + 'dxd ~ ‘чг = uq>
АЕ'ч ,
Td0 dt * ЕЧ~ ‘d^d Xd> ~ ЕЧе ’
ном
При исследованиях статической устойчивости ЭЭС математическое описание переходных процессов составляется на основе линеаризованных уравнений, записанных в малых отклонениях от заданного установившегося режима. Полученные уравнения записываются в операторной форме, удобной для применения алгебраических критериев или частотных методов исследования устойчивости. В этом случае уравнения переходных процессов в контурах ротора удобно разрешить относительно малых отклонений сверхпереходных ЭДС ДЕ", bE’j, исключив отклонение переходной
ЭДС ДЕ' , т е. записать в виде
ДЕ" =G(p)EE4e+\xd(p)~ x"d}Eid,
EE"d =-[хч(р)-хач }ЫЧ, где
G(P) =--------2 Гр+ 1------------
T"dGTd0P + (T\d+ Edo)P + 1
xd<p) =-------1--------------
TMTdoP +Cf\d<-TM)P+'
d-
Т“ р+ 1
Здесь
T - T" X‘’d'(Xd~X"‘l) . M xad-^xd-x'dv
E\d=E“dO
1 + (xd-x’d^x’d-x"dy .
<xad-xd+x'd)2 -I
T\d~ T\d~ Td0
x2ad<x'd~x"d)
<	, ,2 ’
xd^xad-xd + xdy
Td TdOx'd,xd’ Td T"dOx"d/xd’
Для машины без демпферных контуров можно аналогичным образом представить уравнение переходного процесса в обмотке возбуждения
Д£д = С(р)ДЕуе, + [xj(/>) - x'd]Eid,
г. . I	. .	ТdP+ 1
racC<'” = wVi;
356 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Раад.45
Математическое описание элементов электрической сети строится на основе схем замещения линий электропередачи, трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, установок продольной и поперечной компенсации, которые вводятся в расчеты переходных процессов как элементы электрической цепи.
Нагрузки в узлах ЭЭС обычно представляются статическими характеристиками мощности по напряжению (в частном случае постоянными сопротивлениями или проводимостями) [45.2].
45.2.	СОСТАВЛЕНИЕ И ПРЕОБРАЗОВАНИЕ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ПРИ РАСЧЕТАХ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
СОСТАВЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ СХЕМ И СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ
Расчет юков короткого замыкания (КЗ) начинают с составления расчетной схемы, т е. такой электрической схемы, при которой данный элемент электроустановки (электрический аппарат, проводник и т.д ) в случае КЗ находится в наиболее тяжелых, но достаточно вероятных условиях.
В расчетную схему вводят все источники энергии, влияющие на ток КЗ (синхронные генераторы и компенсаторы, синхронные и асинхронные электродвигатели), а также различные элементы ЭЭС, связывающие источники энергии с точкой КЗ (трансформаторы, воздушные и кабельные линии, реакторы и т.д ). Влияние асинхронных электродвигателей допустимо не учитывать при мощности электродвигателей до 100 кВт, если они отделены от расчетной точки КЗ токоограничивающим реактором или силовым трансформатором, а также при любой мощности электродвигателей, если они отделены от расчетной точки КЗ двумя плечами сдвоенного реактора или двумя и более ступенями трансформации В некоторых случаях наиболее тяжелые условия при КЗ имеют место, когда включены не все элементы электроустановки.
Наиболее удаленную от расчетной точки КЗ часть ЭЭС обычно представляют в виде одного источника энергии с неизменной по амплитуде ЭДС и результирующим эквивалентным сопротивлением. ЭДС этого источника принимают равной среднему номинальному напряжению сети, связывающей удаленную и остальную части ЭЭС, а его результирующее эквивалентное сопротивление определяют, исходя из известного тока от эквиваленти-руемой части системы при КЗ в какой-нибудь узловой точке указанной сети; при отсутствии данных о таком токе результирующее эквивалентное сопротивление оценивают, исходя из параметров выключателей, установленных на какой-нибудь узловой подстанции упомянутой сети.
По расчетной схеме составляют схему заведения, причем при расчете периодической составляющей тока КЗ в электроустановках напряжение» свыше 1 кВ электрические машины, силовые трансформаторы и автотрансформаторы, токоограничи-ваюшие реакторы, воздушные и кабельные линии! схеме замещения учитывают их индуктивными сопротивлениями. Исключение составляют возданные линии с проводами малых сечений и стальными проводами, а также протяженные кабельные линии, выполненные кабелями малых сечений; такие линии в схеме замещения учитываю! как индуют ными, так и активными сопротивлениями, есляак-гивная составляющая результирующего эквмь лентного сопротивления схемы относигельноточи КЗ превышает 30 % от индуктивной составляйте! результирующего эквивалентного сопротивления.
Параметры элементов схемы замещения мозут быть определены несколькими способами’
1)	в именованных единицах путем приведеви параметров различных элементов к основной(бь зиспой) ступени напряжения с учетом фактически коэффициентов трансформации трансформатор!» и автотрансформаторов;
2)	в относительных единицах путем привел-ния параметров различных элементов к базиенш условиям с учетом фактических коэффициент» трансформации трансформагоров и автотрансформаторов;
3)	в именованных единицах без приведения!» раметров элементов к одной ступени напряжен»! с учетом фактических коэффициентов трансфер!» ции трансформаторов и автотрансформатор!» (этот способ применяется преимущественно щв расчетах токов КЗ с использованием ЭВМ).
При отсутствии данных о фактических коэффициентах трансформации трансформаторов и автотрансформаторов можно использовать приближен ный способ их учета. Он состоит в замене действительных напряжений холостого хода (XX) обмом трансформаторов и автотрансформаторов, находь щихся па одной ступени напряжения, а также номинальных напряжений других элементов расчетно! схемы, включенных на той же ступени напряжеищ одним средним номинальным напряжением. Эю напряжение следует выбирать в соответствии!» следующей шкалой средних поминальных наложений: 67ср = 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18;20;2( 27,5; 37; 115; 154; 230; 340; 515; 770; 1175 кВ
При определении параметров схемы заменю-ния в именованных единицах путем приведенияш-1 раметров различных элементов к основной (базисной) ступени напряжения следует использоватьвм-ражения, которые приведены в табл. 45.1. Злее и далее приняты следующие обозначения:
Е и Z — фактические значения ЭДС источит энергии и сопротивления какого-либо элемент
} 45 2] СОСТАВЛЕНИЕ И ПРЕОБРАЗОВАНИЕ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ПРИ РАСЧЕТАХ ТОКОВ КЗ
357
Таблица 45.1 Формулы для определения параметров схем замещения в именованных единицах
Приводимая величина	Расчетная формула (приведенные значения)
ЭДС	Е = ЕП|я2...лт
	^ = £*(HOM)t/HOMnIn2-nm
Сопротивление	о	2 2	2 Z = Znin2...% °	"L 2 2 2 Z = Z*(hom)c	л1л2 ' Ли ном
^•(иом) и ^*(ном) — значения ЭДС и сопротивления в относительных единицах нри номинальных условиях,
Ир «2. — > пт — коэффициенты трансформации трансформаторов или автотрансформаторов, включенных каскадно между ступенью напряжения, на которой заданы Е и Z, и основной ступенью;
l/cpoCH, UcpN—средние номинальные напряжения соответственно основной и Н-й ступени напряжения, на которой находится подлежащий приведению элемент; 7бЛ, — базисный ток N-й ступени напряжения.
Следует отметить, что коэффициент трансформации каждого трансформатора должен быть определен в направлении основной ступени напряжения, те. как отношение напряжения XX обмотки, обращенной в сторону основной ступени напряжения, к напряжению XX обмотки, обращенной в противоположную сторону
При определении параметров схемы замещения в относительных единицах путем приведения параметров элементов к базисным условиям с учетом фактических коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов необходимо:
а)	задаться базисной мощностью Sg и для одной из ступеней напряжения, принимаемой за основную, выбрать базисное напряжение t/gOCH,
б)	найти базисные напряжения других ступеней напряжения, используя для этой цели выражение
п]Л9 ^боси ’
в)	по формулам, приведенным в табл. 45.2, определить относительные значения ЭДС источников энергии и сопротивлений различных элементов
При определении параметров схемы замещения в относительных единицах и приближенном учете коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов базисное напряжение любой ступени напряжения следует принимать равным среднему номинальному напряжению этой ступени При этом расчетные формулы для определения параметров схемы замещения существенно упрощаются (см табл. 45.2).
При составлении схемы замещения необходимо иметь в виду, что трехобмоточные трансформаторы, трансформаторы и автотрансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения, сдвоенные реакторы имеют особые схемы замещения. Эти схемы, а также расчетные выражения для определения сопротивлений их элементов приведены в табл. 45 3.
Таблица 45.2. Формулы для определения параметров схем замещения в относительных единицах
Расчетная формула
Исходная величина	при учете фактических коэффициентов трансформации		при приближенном учете коэффициентов трансформации
ЭДС			Е -cpN
	р	— Р	^НОМ Л*(б) “ £*(ном) и oN		£‘(б) = £*(ном)
Сопротивление			
реакторов и электрических линий	z -z^- U6N		Sf-Z ~ 7 6 Z*(6)-Z 7 UcpN
реакторов (если сопротивление задано в относительных единицах)	7	7	’6N	^ном	z -z *(б)“^*(Н0М)г ном
	А*(б)А*(ном)г ном	l!6N	
генераторов, трансформаторов, электродвигателей		"пом	S, 7	— 7		— *(6) Z*(HOM)£ ° HOM
	*(б) z*(hom)5 НОМ		
358 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд.41
Таблица 45.3 Схемы замещении трансформаторов, автотрансформаторов и сдвоенных реакторе»
Исходная схема
Схема замещения
Расчетные выражения
В
В
Н
**В(иом) = °>5(икВ-С + икВ-Н ~ икС-Н>1100> х*С(ном) = °>5<"кВ-С + икС-Н ~ wk«-//V 10°;
х,//(иом) = ®ЖикВ-Н + “к(-11 ~ им'>100
х*Ш(ном) “ х*//2(ном) ~	1(10 “
х*Н(ном) = (vkB-H ~ °.25wkWI-//2)100 = ( 1 О,25Кр)икй.и/100
х*В(иом) = °.5(икВ-С + икВ-Н ~ икС -Н>11
х*С(ном) = ()>5(!'кВ-С + икС-Н ~ икН-нЦ |(Ю-
х»//1(иом) = х*//2(иом) = °>5wkW1-W2 1,0°"
*//(иом) = °’5(икВ-Н + икС-И~ икВ-е~°’5икН1-/П^10(1
:2 = х3=(1 +Ксв)хр
Примечание. В приведенных формулах Кр — коэффициент расщепления трансформатора, Ка-коэффициент связи между ветвями сдвоенного реактора.
ПРЕОБРАЗОВАНИЕ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ
Схемы замещения путем преобразований упрощают и определяют эквивалентную ЭДС и эквивалентное сопротивление При этом все ветви источников энергии, присоединенные к одному узлу, заменяют одной ветвью с эквивалентной ЭДС и эквивалентным сопротивлением. Для преобразования схем используют другие известные способы: преобразование треугольника в эквивалентную звезду или наоборот, многолучевой звезды в многоуголь
ник с диагоналями и т.д. Формулы для таких прсо$ разований приведены в табл 45.4
Если схема замещения симметрична отно» тельно точки КЗ или часть этой схемы симметрии на относительно какой-либо промежуточной да ки, а значения параметров элементов (генератора трансформаторов и т.д.), расположенных симки-
рично, одинаковы, то потенциалы некоторых узла!
оказываются равными, вследствие чего такие утл можно соединить между собой. При этом образу
ются параллельные ветви и схема легко приводит к простейшему виду.
§45.3]
ТРЕХФАЗНОЕ КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ
359
Таблица 45.4. Основные формулы для преобразования схем н определения токов в исходных схемах
Преобразование	Схема		Сопротивления элемен- _ _	„ Распределение токов в тов преобразованной исходном схеме схемы
	до преобразования	после преобразования	
Последовательное соединение
Параллельное соединение
Преобразование треугольника в экий вален т-ную звезду
Преобразование звезды в эквивалентный треугольник
Преобразование многолучевой звезды в многоугольник с диагоналями
большем числе лучей
45.3.	ТРЕХФАЗНОЕ КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ
РАСЧЕТ НАЧАЛЬНОГО ЗНАЧЕНИЯ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА КЗ
Прн расчетах начального значения периодической составляющей тока КЗ (здесь и далее речь идет о ее действующем значении) синхронные и асинхронные машины в схему замещения вводят их сверхпереходными ЭДС, численно равными значениям этих ЭДС к моменту КЗ, и сверхпереходны
ми сопротивлениями. Чтобы упростить расчеты, обычно пренебрегают несимметрией ротора синхронных машин, т е. считают, что х" = x'j х'^, и сверхпереходную ЭДС определяют по формулам1 для синхронных генераторов и электродвигателей, работающих с перевозбуждением,
Е"=^и{0) + /(0)x"sin4’(0))2 + (7(0/"COS<P(0))2 =
“ f'(0) + 7(0)* ' sin4’(0) .
360 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд,<5
где Цо), /(()) и <Р(0( — напряжение, ток и угол сдвига между векторами напряжения и тока до КЗ;
для синхронных электродвигателей, работающих с недовозбуждением,
£'-J((7(0)-/(0)JC”sin<P(0))2 + (/(0/''COS(P(0))2 =
==Цо)-/(О)'Х s,n<₽(0) ’
для синхронных компенсаторов
= Цо) ±
причем знак плюс принимается в случае работы компенсаторов в режиме перевозбуждения, а знак минус — в режиме недовозбуждения.
Для асинхронных электродвигателей сверхпереходную ЭДС определяют по приведенной выше формуле для синхронных электродвигателей, работающих с недовозбуждением, а относительное сверхпереходпое сопротивление при номинальных условиях (т е. когда за базисные единицы приняты номинальное напряжение и номинальный ток) — по формуле
Х *(ном) ~ I М*п’
где /«п — кратность пускового гока электродвигателя (указана в каталогах).
Для обобщенной нагрузки принимают сверхпереходную ЭДС, отнесенную к среднему номинальному напряжению той ступени, на которой эта нагрузка подключена, £»н(ном) = 0,85, а сверхпереходное сопротивление, отнесенное к тому же напряжению и суммарной полной мощности (МВ • А) нагрузки, xZ ,	, =0,35.
1J ’ * н(ном)	’
Далее находят сопротивления остальных элементов схемы замещения, приводя их к предварительно выбранным базисным условиям (при расчете в относительных единицах) или к одной ступени напряжения (при расчете в именованных единицах); полученную схему замещения путем соответствующих преобразований приводят к простейшему виду и определяют результирующую ЭДС EZ% (или Е'^) и результирующее сопротивление х,у (или Ху) относительно точки КЗ (см. § 45.2). Искомое начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяют по формулам:
при расчете в относительных единицах £'*у /по = ~/б-
где /б — базисный ток той ступени напряжения, на которой находится точка КЗ, кА;
при расчете в именованных единицах
РАСЧЕТ АПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ И УДАРНОГО ТОКА КЗ
Начальное значение апериодической составляющей юка КЗ зависит от предшествующего той в цепи, в которой находится расчетная точка КЗ,угла сдвига между векторами напряжения и этого тока, а также от фазы включения, т е угла, определю щего положение вектора напряжения повреждений фазы в момент КЗ. Обычно в качестве расчетной принимают момент, когда начальное значение апериодической составляющей тока КЗ по абсолют» му значению равно амплитуде периодической составляющей тока в начальный момент КЗ, те.
'а0 =	•
В схеме, содержащей только последователи включенные индуктивные и активные со против»-ния, апериодическая составляющая токаКЗизи-пяется во времени по экспоненциальному закону, поэтому в произвольный момент времени I
'а/ =
где Тя = Ху/((о/?у), Ху и /?у — соответственно туи-марное индуктивное и суммарное активное сопротивление до точки КЗ.
При определении Ху и Ду синхронную машину вводят в схему замещения индуктивным сопротяи лением обратной последовательности и сопротивлением статора постоянному току.
Ударный ток КЗ связан с начальным действу» щим значением периодической составляющей™ КЗ соотношением
'уд “ -'/2/п0*уд’
где £уд — ударный коэффициент
Обычно ударный коэффициент определяют» формуле
,	- 1	0.01 //'я
*Уд - 1 + е
При этом предполагается, что ударныйтокиит! ет место через полпериода с момента возникни ния КЗ, чго при частоте периодической состава! щей тока 50 Гц составляет 0,01 с Однако сувет чением в цепи доли активного сопротивлеи уменьшается промежуток времени от момента и» никновения КЗ до момента, когда полный ток К становится ударным. Поэтому, если Ху//?у <5,ц более точные значения ударного коэффициентам зволяет получить формула
-0,0110,5 + (<р /л)|//'
*уд=>+е
Уп0= Е’£ /лХ
где <р = arctg(xy//?у).
545.3]
ТРЕХФАЗНОЕ КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ
361
В зарубежной практике широкое применение нашла эмпирическая формула
-3/(ш7 )
*УД= 1,02+ 0,98 е
которая при изменении отношения x^l от бесконечности до 0,8 дает погрешность, не превышающую 0,6 %.
Если исходная схема является многоконтурной, причем все ветви содержат только индуктивные и активные сопротивления, то апериодическая составляющая тока КЗ представляет собой сумму экспоненциальных функций времени, затухающих сразными постоянными времени. Чтобы упростить расчеты, обычно полагают, что в схеме любой конфигурации апериодическая составляющая тока КЗ изменяется во времени по экспоненциальному закону с некоторой эквивалент ной постоянной времени Га эк, т.е.
F>i -,/7аэ*
'а, = Л'2/пОе
и при определении ударного коэффициента вместо постоянной времени 7а в соответствующие формулы также подставляют значение Та эк.
Существует несколько способов определения этой постоянной времени:
1)	с использованием составляющих комплексного результирующего (входного) сопротивления схемы замещения, найденных при частоте 50 Гц,
JmZ3K
Гаэк “ (oReZ,K’
кде Z,K — комплексное результирующее эквивалентное сопротивление схемы замещения относительно точки КЗ, найденное при частоте 50 Гц; JmZ3K = х.)к — мнимая (индуктивная) составляющая комплексного результирующего эквивалентного сопротивления; ReZ3K = /?эк — действительная (активная) составляющая этого сопротивления;
2)	с использованием результирующих индуктивного и активного сопротивлений, найденных при поочередном исключении из схемы замещения сначала всех активных, а затем всех индуктивных сопротивлений,
т _ *£(^ = 0)
1 а эк р
шлЕ(г = 0)
гдехдЛ = 0^ — результирующее эквивалентное сопротивление схемы замещения, в которой все элементы расчетной схемы (генераторы, трансформаторы, линии электропередачи и т.д.) учтены только их индуктивными сопротивлениями; = 0) — результирующее эквивалентное сопротивление схемы
замещения, в которой все элементы расчетной схемы учтены только их активными сопротивлениями,
3)	с использованием составляющих комплексного результирующего сопротивления схемы замещения, найденного при частоте 20 Гц,
= s Jrn—~>к(20)
'алк ’’ (|>Ре7 о,ке-эк(20)
где Z3K(2oj — комплексное результирующее эквивалентное сопротивление схемы замещения, измеренное при частоте 20 Гц;	и ReZ,Kp0)
— соответственно мнимая и действительная составляющие этого сопротивления.
При первом способе определения эквивалентной постоянной времени получаемые значения ударного коэффициента обычно оказываются заниженными по сравнению с фактическими значениями, причем погрешность может достигагь 10— 15 %. При втором способе значения ударного коэффициента могут оказаться завышенными на 20— 30 % по сравнению с фактическими. При третьем способе определения эквивалентной постоянной времени и ее использовании для определения ударного коэффициента получаемая погрешность по модулю обычно меньше, чем при использовании эквивалентных постоянных времени, получаемых первым и вторым способами.
В тех случаях, когда в месте КЗ расчетная схема делится на несколько независимых частей, целесообразно для каждой части отдельно определить эквивалентную постоянную времени, найти соответствующие значения апериодической составляющей тока КЗ и ударного тока и затем определить суммарные значения апериодической составляющей тока КЗ и ударного тока КЗ.
Если данные для определения активных сопротивлений различных элементов расчетной схемы отсутствуют, то при расчете апериодической составляющей тока КЗ и ударного тока КЗ можно использовать данные о средних значениях постоянной времени затухания апериодической составляющей и ударного коэффициента для характерных элементов и частей ЭЭС, приведенные в табл. 45.5.
РАСЧЕТ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА КЗ В ПРОИЗВОЛЬНЫЙ МОМЕНТ
ВРЕМЕНИ АНАЛИТИЧЕСКИМ МЕТОДОМ
Аналитический расчет периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени сравнительно несложен лишь в простейших случаях
1. В расчетную схему входит только один или несколько одинаковых симметрично расположенных (относительно точки КЗ) генераторов, причем влиянием демпферных контуров можно пренеб-
362 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд. 4!
Таблица 45.5. Значения постоянной времени Тл и ударного коэффициента Ауд для характерны! элементов и частей ЭЭС
Элемент или часть ЭЭС	7а,с	*уд
Турбогенератор мощностью 10—63 МВт	0,16—0,25	1,94—1,955
То же мощностью 100—1000 МВт	0,4—0,54	1,975—1,98
Блок, состоящий из турбогенератора мощностью 63 МВт и трансформатора, при номинальном напряжении генератора, кВ;		
6,3	0,20	1,95
10,5	0,15	1,935
Блок, состоящий из трансформатора и турбогенератора мощностью, МВт-		
100—200	0,26	1,965
300	0,32	1,977
500	0,35	1,983
800	0,30	1,967
Часть системы, с которой электростанция (подстанция) связана воздушными линиями напряжением, кВ:		
35	0,02	1,6
110—150	0,02—0,03	1,6—1,717
220—330	0,03—0,04	1,717—1,78
500—750	0,06—0,08	1,85—1,895
Часть системы, с которой сборные шины 6—10 кВ электростанции (подстанции) связаны через трансформаторы мощностью, МВ • А (в единице)		
80 и выше	0,06—0,15	1,85—1,935
32—63	0,05—0,10	1,82—1,90
Присоединения, защищенные реактором с номинальным током, А:		
1000 и выше	0,23	1,956
до 630	0,10	1,904
Распределительные кабельные сети напряжением 6—10 кВ	0,01	1,37
речь, а при форсировке возбуждения напряжение на выводах обмотки возбуждения мгновенно возрастает до предельного значения. В этом случае периодическая составляющая тока КЗ в момент времени t
где £(/п — синхронная ЭДС генератора по поперечной оси при предельном токе возбуждения /уп (обычно принимают £*(/п = /.уп), xd— синхронное сопротивление генератора по продольной оси; x'd — его переходное сопротивление по продольной оси, £(' — переходная ЭДС генератора по поперечной оси до момента КЗ:
_'/(^(0)+/(0)x’jsin<P(0)> +(/(0)xJcos<P(Qp* ~
~ ^(0) + ^(0)XJS’n<()(0) ;
хвш — внешнее сопротивление, те. сопротнвлешя элементов электрической цепи, которые при КЗ оказываются включенными между выводами гене-1 ратора и точкой КЗ; T'd = Tf0(x’d + xBU|)/(xd+x,J TfQ — постоянная времени обмотки возбуждеиш при разомкнутом статоре.
Приведенное выражение для определения периодической составляющей тока КЗ справедливо, пока эта составляющая остается меньше Время гкр, по прошествии которого 1П1 оказываете! равной Нном/хвш и далее остается неизменной, нн зывается критическим. Его можно найти, прирв-1 няв правую часть выражения для /пг к Сном/хвш J
2. В расчетную схему входит только одни генератор с демпферными контурами, а при форсиро!-ке возбуждения напряжение на выводах обмотки возбуждения мгновенно возрастает до предельно»
}45.3]
ТРЕХФАЗНОЕ КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ
363
значения. В этом случае, если пренебречь поперечной составляющей тока якоря,
/ „ £у<°) ,[ Е'ч _ £?(°) У'/7*,
+ *вш IхJ( 1 d) + хвш xd + xbJ
Е"ч _ Е'ч ] е"'7 тЕчп £/wL /И*вш </(!</)+ XbuJ I Лг/ + Хвш J
X 1-
^d-T.ld -'^d T"d~T<,id -‘"У -------e + -------------e r'd-n T’d-T"d
где E?(o) — синхронная ЭДС генератора по поперечной оси до момента КЗ (обычно принимают Е.^0) = /*дО)); Е'ч и £" —переходная и сверхпереходная ЭДС генератора по поперечной оси до момента КЗ (формула для определения £" отличается от формулы для £^ лишь тем, что в нее вместо Xj входит х"d), T'd и Т"^ — переходная и сверхпе-реходиая постоянные времени по продольной оси при замкнутой обмотке якоря:
T'd ~T'f + T’ld и '"d ~ °' T'f T\dl( T'f + T'\ d
7
x~ad ' xf~ --------------
T, = */ = 1 Хг/ + Хвш . J (£)Rj wRj
7 xad ' _ X'^ J'11 Xd+Xw ld c>R,d (,>Rld
a'= 1-
+ мЧ.1
+хвШ) -	।x i d(xd+хвШ) -
Ху-и fiy— индуктивное и активное сопротивления обмотки возбуждения; xld и Rld — индуктивное и активное сопротивления продольного демпферного контура; xad — индуктивное сопротивление взаимоиндукции между обмоткой якоря и контурами ротора по продольной оси; — индуктивное сопротивление рассеяния обмотки якоря;
xd(ld) ~ xd
T'f+ T\d . '/О + 7I dO
_ Xald _ xld Xad aRld ’
xnld— индуктивное сопротивление рассеяния продольного демпферного контура.
ПРАКТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА КЗ В ПРОИЗВОЛЬНЫЙ МОМЕНТ ВРЕМЕНИ
Расчет при удаленных КЗ. При приближенных расчетах токов КЗ нет необходимости производить индивидуальный учет всех элементов ЭЭС. Обычно отдельно учитывают только те источники энергии, которые находятся относительно недалеко от места КЗ. Остальную часть ЭЭС представляют в виде одного источника (обычно его называют системой), сопротивление которого принимают равным ее суммарному сопротивлению хс, а действующее значение ЭДС — неизменным во времени и равным среднему номинальному напряжению той ступени напряжения, к которой приведено сопротивление хс.
При КЗ в точке, относительно которой подсчитано сопротивление хс, действующее значение периодической составляющей тока КЗ не изменяется во времени и определяется по формуле
'пг = 'по =
или, если сопротивление системы выражено в относительных единицах при базисных условиях, — по формуле
7пг — 'п0 — 'б7х*с(б)’
где /б — базисный ток той ступени напряжения, на которой находится точка КЗ
Обычно при расчетах токов КЗ известно не суммарное сопротивление системы, а действующее значение периодической составляющей тока от системы в начальный момент КЗ в какой-либо точке. При этом индуктивное сопротивление системы до этой точки легко определить по формуле
= "ср/^'по) или х’с(б)='б"п0
Если источники энергии (генераторы, синхронные компенсаторы), индивидуально введенные в расчетную схему, удалены от точки КЗ настолько, что ток ближайшего к месту КЗ генератора (компенсатора) в начальный момент КЗ превышает номинальный ток менее чем в 2 раза (такие условия имеют место при КЗ за трансформатором собственных нужд блока генератор—трансформатор, за двумя трансформаторами связи, за линейным реактором с небольшим номинальным током, в распределительных сетях 6—10 кВ и т.д ), то все эти источники энергии и остальную часть ЭЭС можно путем соответствующих преобразований схемы, составленной для расчета периодической составляющей
364 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд 45
тока в начальный момент КЗ (т.е. схемы, в которую генераторы и синхронные компенсаторы введены сверхпереходными сопротивлениями и сверхпереходными ЭДС), заменить одним источником и амплитуду его результирующей ЭДС считать неизменной во времени. При этом периодическая составляющая тока КЗ в произвольный момент времени
иг — ^пО ~ г х*£
или
Ли = />г0 =
где и — результирующие эквивалентные ЭДС и сопротивление схемы в относительных единицах при выбранных базисных условиях; /-.у и Ху. — то же в именованных единицах.
Метод типовых кривых. Метод типовых кривых [45 7J основан на использовании кривых изменения во времени отношения действующих значений периодической составляющей тока КЗ от генератора (компенсатора) в произвольный момент времени /г( к начальному значению этой составляющей /г0 при различных значениях отношения действующего значения периодической составляющей тока генератора (компенсатора) в начальный момент КЗ к его номинальному току, т е. /г0//ном = Лг0(ном) (рис. 45.2, а). Эти кривые построены при следую
щих условиях: кратность форсировки возбуждена для турбогенераторов и синхронных компенсаторе!' равна 2,0, а для гидрогенераторов — 1,8, постоянна времени нарастания напряжения на обмотке возбуждения синхронной машины при форсировке возбуждения равна нулю.
Отношение периодической составляющей той КЗ от синхронной машины в произвольный монет времени к начальному значению этой составляющей при принятом способе оценки удаленностиЮ (он изложен ниже) сравнительно мало завися от параметров машины, а также от нагрузки и места ее подключения, поэтому метод типовых кривых позволяет с достаточной для практики точности определить ток КЗ от всех современных синхронных машин и при различных схемах электрических соединений электростанций, в частности, как при наличии местной нагрузки, так и при ее отсутствии.
Чтобы с помощью типовых кривых определил отношение токов КЗ от синхронной машины в произвольный и начальный моменты времени, нужно предварительно оценить электрическую удаленность точки КЗ от этой машины Обычно под удаленное! ью точки КЗ понимают приведенное к номинальной мощности и номинальному напряжению машины сопротивление элементов электрической цепи, которые прн КЗ оказываются включенными между машиной и точкой КЗ Однако если точка КЗ находится за элементом, который являет
Рис. 45.2. Кривые изменения во времени тока КЗ от синхронной машины (а) и зависимости тока в месте КЗ от тока генератора (б)
545.3]
ТРЕХФА ЗНОЕ КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ
365
ся общим для рассматриваемого генератора и для других источников энергии, то внешнее сопротивление ие может быть определено. Более удобной и универсальной величиной, которая в полной мере характеризует удаленность точки КЗ от синхронной машины, легко может быть определена в схеме с любым числом источников энергии и позволяет построить единые кривые для разнотипных машин, является отношение действующего значения периодической составляющей тока генератора (компенсатора) в начальный момент КЗ /г0 к его коми-налитому току /НОм, т.е.
Z*tO(hom) — А 0 ZZhom 
В общем случае, когда синхронная машина и точка КЗ находятся на разных ступенях напряжения и ток машины в начальный момент КЗ приведен к напряжению той ступени, на которой находится точка КЗ (обозначим этот ток через ), относительный ток в начальный момент КЗ следует определять по формуле
^*гО(ном) ~ гО / ^ном ’
да 'ном = ^номЛ^срк) — номинальный ток машины, приведенный к той ступени напряжения, на которой рассматривается КЗ, t/c к — среднее номинальное напряжение этой ступени.
Если же расчеты тока КЗ проводятся в относительных единицах при произвольно выбранных базисных условиях, то относительный ток генератора (компенсатора) в начальный момент КЗ /*,о(1|0м)це" лесообразно определять но формуле
'*гО(ном) '*гО(б)‘^б'‘^ном'
где /»го(б) — ток синхронного генератора (компенсатора) в начальный момент КЗ, выраженный в относительных единицах при произвольно выбранных базисных условиях; ,S’g — базисная мощность.
В тех случаях, когда расчетная схема содержит только один синхронный генератор (компенсатор), расчет периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени по методу типовых кривых ведут в следующей последовательности:
1)	по исходной расчетной схеме составляют схему замещения для определения начального значения периодической составляющей тока КЗ (т.е. схему, в которую синхронный генератор или компенсатор вводят сверхпереходным сопротивлением и сверхпереходной ЭДС, найденной с учетом предшествующей нагрузки машины);
2)	находят суммарное индуктивное сопротивление схемы замещения относительно точки КЗ и определяют значение периодической составляющей тока генератора (компенсатора) в начальный момент КЗ;
3)	по одной из приведенных выше формул находят значение относительного тока генератора (компенсатора) в начальный момент КЗ /*го(НОМ) и исходя из этого значения па рис. 45.2, а выбирают соответствующую типовую кривую /|Г//г0 = fit)', если /.г0(ном) оказывается дробным числом, то его округляют до ближайшего целого числа (если разница этих чисел невелика) или производят интерполяцию кривых;
4)	по выбранной кривой для расчетного момента времени определяют отношение токов IuH?q = у
5)	определяют искомое значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени t
^rt ~	— Y»^*iO(hom) 'ном — Y,'»,O(fj)'fj ’
где /g — базисный ток гой ступени напряжения, на которой находится точка КЗ.
Если в схеме имеется несколько генераторов и они не связаны с местом КЗ общим элементом (реактором, трансформатором и т.д ), то при определении периодической составляющей тока трехфазного КЗ в какой-либо момент времени необходимо изложенным способом найти токи от отдельных генераторов и затем определить суммарный ток в месте КЗ.
Метод типовых кривых следует применять при сравнительно небольших удаленностях точки КЗ от генераторов (компенсаторов), а именно когда относительный ток генератора (компенсатора) в началь-ный момент КЗ /*г0(НОм) - 2 ПРИ z*r0(HOM)< 2 амплитуда тока от синхронной машины практически не изменяется во времени, поэтому такую машину и все еще более удаленные от точки КЗ машины можно, как было сказано выше, объединить с остальной частью энергосистемы и определить суммарный неизменный по амплитуде ток
В гех случаях, когда точка КЗ находится за сопротивлением хк, которое является общим для генератора и системы (рис 45.3), а удаленность этой точки от генератора такова, что /*,отпои; - 2, необходимо учитывать изменение во времени дейст-
Рис. 45,3. Расчетная схема для определения тока КЗ от' синхронного генератора с учетом влияния системы
366 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд.45!
вующих значений периодических составляющих токов генератора и в месте КЗ. Отношение действующих значений периодической составляющей тока в месте КЗ в произвольный момент времени t и в начальный момент КЗ, т.е. /к( //к0, можно определить с помощью кривых /кг//ко = /(/г(//го), кото“ рые приведены на рис. 45.2, б (для удобства использования этих кривых ось /п//го направлена вертикально, а ось IkiHkq — горизонтально). Кривые построены для разных отношений /г0 //ко в пределах от 1 до 0,5. При /г0//к0 < 0,5 изменением во времени действующего значения периодической составляющей тока в месте КЗ можно пренебречь.
Порядок расчета тока в месте КЗ с использованием кривых, приведенных на рис. 45.2, б, таков:
1)	по исходной расчетной схеме составляют схему замещения для определения начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ;
2)	путем преобразований схему замещения приводят к виду, показанному на рис. 45.3;
3)	находят суммарное индуктивное сопротивление всей схемы и суммарную ЭДС Е% и определяют начальное значение тока в месте КЗ
4)	определяют начальное значение тока генераторной ветви
, Е гО ~ ^кО^к
Э0 _ х
5)	находят 7»го(ному а также отношение и по ним выбирают соответствующие кривые на рис. 45.2;
6)	для расчетного момента времени t по выбранной в п. 5 кривой IrtHTQ = f(t) находят отношение Zr//Zr0 и затем, используя выбранную на рис. 45.2, б кривую /к///ко = /(/гг//г0), определяют отношение /и//ко,
7)	определяют искомое действующее значение периодической составляющей тока в месте КЗ 1Ы в расчетный момент времени Z.
45.4. НЕСИММЕТРИЧНЫЕ КОРОТКИЕ
замыкания
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Для расчета несимметричных КЗ и неполнофазных режимов обычно применяют метод симметричных составляющих. Зависимость между переменными, выраженными в фазных координатах Ед , FR, F{., и переменными в симметричных координатах Ед1 , FД2 • ^ /0’ определяется следующими соотношениями:
?А
Г АО
1 1 1 9
а а I а с? I

/12
ДО
или
।	1	а а~
т 1 2
3	\	а а
1 I I
К
Здесь F — комплексы напряжения U или тока /, а — оператор изменения аргумента вектор! .	1 л/З /2л/3	2	1	2
(fl=__+7_ = e2 -а
+ 1=0).
Соотношение между параметрами режима» ределяется матрицей преобразования к система симметричных координат
1 I 1 9
а а 1
2 , а а I
или обратной матрицей
j
3
S’1
9
I а а
,	2
1 а а
2 ,
а а 1
Таким образом, переход от симметричных №
ординат к фазным F и наоборот производите
по формулам
F = SFs. и Fs = s'f
Для расчета несимметричных КЗ состав.™ схемы прямой, обратной и нулевой последователь-ностей в однолинейном исполнении и рассчитан-ют эквивалентную ЭДС прямой последовательности Ед^ и результирующие сопротивления относительно точки КЗ схем всех трех последовательностей. Х|£, и х0£ (рис. 45 .4) Для удобства расчел фазу А принимают условно за особую
Схему прямой последовательности составляй так же, как для расчета соответствующего симметричного режима. Напряжение в месте повреждал не равно нулю, как это имеет место при расчете трехфазного КЗ (при несимметричном КЗ J
при неполнофазном режиме	ЭДС и со-
?45.4]
НЕСИММЕТРИЧНЫЕ КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ
367
Рис. 45.4. Схемы прямой, обратной и нулевой последовательностей при несимметричных КЗ
противления генераторов, электрических двигателей и нагрузки определяют в расчетный момент времени КЗ. Схема обратной последовательности по конфигурации аналогична схеме прямой последовательности с тем отличием, что генераторы, электрические двигатели и нагрузки учитывают сопротивлениями для токов обратной последовательности (поперечными ветвями). ЭДС источников питания в этой схеме отсутствуют, в месте повреждения приложено напряжение обратной последовательности (£/кЛ? при несимметричном КЗ и
^LAl ПРИ неПолиофазном режиме).
Схема нулевой последовательности, как и схема обратной, не содержит ЭДС, в месте повреждения приложено напряжение	или ДЕ///10.
Конфигурация схемы нулевой последовательности определяется схемой сети напряжением 1)0 кВ и выше, схемами соединения обмоток трансформаторов и режимами заземления их нейтралей.
Симметричные составляющие токов в месте повреждения условно направляют к точке КЗ или к месту обрыва и обозначают соответственно
41’ 4/12’ 7кД0 или 4/11’ 4-/12 • 4/0
Сопротивления всех статических элементов системы, не имеющих подвижных магнитно-связанных контуров (реакторов, трансформаторов, воздушных и кабельных линий), выполненных симметрично, в фазных координатах определяют следующим образом
х1. ХМ ХМ
ХМ XL ХМ
ХМ ХМ х1.
При переходе к симметричным координатам сопротивления при принятых условиях определяют по следующему выражению'
X] 0 0
0 _г2 0
0 0 х0
где х । = х2 - Х[ - хм\ х0 = X/ + 2хм; лу — собственное индуктивное сопротивление фаз; xw — взаимное индуктивное сопротивление фаз
Матрица сопротивлений в симметричных координатах содержит только диагональные элементы Это означает, что схемы отдельных последовательностей не связаны между собой и могут рассматриваться отдельно (см. рис. 45.4)
ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН ДЛЯ ТОКОВ ОБРАТНОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ
Сопротивления электрических машин для токов обратной последовательности зависят от места приложения напряжения обратной последовательности по отношению к выводам машины и от гармонического состава токов. Сопротивление синхронных машин для токов обратной последовательности с учетом всех высших гармонических составляющих токов в том случае, когда источник обратной последовательности приложен за сопротивлением хвш, определяется по формуле
*2 = ^x"d+ хъШ^х"ч + х^ -
В приближенных расчетах можно принять х2 = = 1,22х^.
Сопротивление асинхронных двигателей для тока обратной последовательности равно сверхпереходному сопротивлению
•*д2 “’’л
Аналогично для обобщенной нагрузки
х»н2 = xZH = 0,35.
СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ И ПАРАМЕТРЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ ТОКОВ НУЛЕВОЙ
ПОСЛ ЕДОВАТЕЛ ЬНОСТИ
При составлении схемы нулевой последовательности не учитывают токи намагничивания трехфазных четырех- и пятистержневых (броневых) трансформаторов и групп однофазных трансформаторов; схему составляют от места повреждения, где приложено напряжение нулевой последовательности. Схемы замещения трансформаторов для
368 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Рац.(5|
токов нулевой последовательности и их параметры при различных вариантах соединения обмоток приведены на рис. 45.5. Схемы составлены без учета ветви намагничивания; сопротивления всех элементов схемы отнесены к одной ступени напряжения. Трансформатор имеет бесконечно большое сопротивление для токов нулевой последовательности при повреждении со стороны обмотки, соединенной в треугольник, и со стороны обмотки, соединенной в звезду с разземленной нейтралью.
Если вторичная обмотка трансформатора соединена в звезду с изолированной или заземленной нейтралью, но в цепи обмотки отсутствует замкнутый контур для протекания токов нулевой последовательности (рубильник Р разомкнут на рис. 45.5), то эга обмотка в схему нулевой последовательности не входит.
Параметры трехфазных трансформаторов с трех-сгержневым магнитопроводом резко отличаются от параметров четырех- и пятистержпевых трансформаторов. Вследствие других путей прохождения магнитных потоков нулевой последовательности в схемах замещения этих трансформаторов необходимо учитывать ветвь намагничивания. Сопротивление ветви намагничивания в зависимости от конструкции составляет 0,3—1,0 отн. ед. (точное значение определяется экспериментальным путем).
Ток в нейтрали трансформатора равен утроенному току нулевой последовательности соответствующей обмотки. Ток в нейтрали автотрансформатора (см. рис 45.5) равен утроенной разности токов нулевой последовательности (выраженных в именованных единицах) обмоток высшего и среднего напряжений. Если токи определены в относительных единицах /*о(вн)’ /*0(СН)> то ток в нейтрали автотрансформатора
/ _3Г/ __________
W - J /+0(ВН) д	'*0(СН) д ,
\	с/б(ВН)	с/б(СН
Сопротивление реактора, включенного в нейтраль трансформатора, в схеме замещения нулевой последовательности учитывают утроенным значением, и соответствующий элемент включают последовательно с той обмоткой, в нейтраль которой он включен.
СОПРОТИВЛЕНИЕ ЛИНИЙ ДЛЯ ТОКОВ НУЛЕВОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ
Соотношения сопротивлений нулевой х0 и прямой Х| последовательностей линий имеют следующие значения:
Одноцепная воздушная линия без троса
или со стальным тросом............... 3,5
То же с тросом из провода АС......... 2,0—2,5
Кабель............................... 3,5—4,5
Активное сопротивление кабеля для токаи,' левой последовательности примерно в 10разбелите активного сопротивления прямой последом тельности.
Сопротивление нулевой последовательном взаимной индукции двух цепей I и 11 линии электропередачи (А, В, С и А', В', С' на рис.45.6), Ом/км,
*(1 ,1)0 = 0,435 IgC^/D^n),
где £>!„„ = JdAA,dAHr...d(,(., — среднее геометрическое расстояние между цепями; О3 — экви» лентная глубина возврата тока, О3 = 935 м [45 4].
Значение сопротивления щр находитси пределах 0,9—1,0 Ом/км при расположении цепй без троса на одной опоре и уменьшается до нуи при расстоянии между цепями более 500 м.
В расчетах токов КЗ ручным способом или сю мощью расчетных моделей постоянного тока ди учета взаимной индуктивности двух цепей используют схему замещения, показанную на рис. 45.7,I По аналогии с трансформатором ветвь линии учи» вают сопротивлением рассеяния храс|0 =X]o_*(l-I!)li где — сопротивление нулевой последовательности цепи I без учета магнитной связи с цепью 11.Соответственно храс1ю = х110 - Л(|__ц)0
Сопротивление взаимной индукции включается на сумму (разность) токов двух цепе! (рис. 45.7, а).
На рис. 45.8 представлена эквивалентная схем замещения нулевой последовательности при КЗ на одной цепи двухцеппой линии электропередачи
Схему замещения (см рис. 45 7, а) применяют при двух и более магнитно-связанных цепях, есл они соединены на концах. Если же цепи не сведи» цы, то применение этой схемы при числе цепейбо-лее двух невозможно. При двух магнитно-связют пых цепях, не имеющих общих точек по концам, индуктивное взаимное сопротивление включяют в ту ветвь схемы замещения нулевой последом-тельности, в которой протекает ток, равный суми токов двух цепей. Эти и более сложные случаи рассмотрены в [45.4]
Если две магнитно-связанные цепи соединена параллельно, то в расчетах можно использоватьсо-противление одной фазы одной цени с учетом влия ния второй:	=Х|0 + Х(| ц^0. Усредненные пара
метры двухцепной линии напряжением ПО кВ я выше при расположении их на одной опоре:  = 6Л| — для линии без троса или со стальным тросом и = 4Х| — для линии с тросом АС
При расчете токов КЗ на ЭВМ для учета взаимной индуктивности нескольких цепей, не имеющй электрической связи на концах, применяют други
J45.4]
НЕСИММЕТРИЧНЫЕ КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ
369
Рис. 45.5. Пути циркуляции токов нулевой последовательности в трансформаторах с различными схемами соединения обмоток и схемы замещения:
я —двухобмоточный трансформатор Y/Д, б— то же Y/Y; в — автотрансформатор YaBT0/A; г — трехобмоточ-ный трансформатор Y/Y/Л, д — двухобмоточпый трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения Y/Д-Д; Хр — сопротивление реактора в нейтрали
370 ПЕРЕ ГОДНЫЕ ПРОЦЕССЫИ ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Рзд
Рис. 45.6. Расположение проводов двухцепной линии электропередачи на одной опоре
Рнс. 45.7. Исходная схема н схема замещения двухцепной линии электропередачи, если цепи соединены ня одном конце (а) или не имеют электрического соединения по концам (б)
Рнс. 45.8. Исходная схема н схема замещения двухцепной лнннн прн КЗ на одной цепн. Общая длина, км, линии Г, повреждение на расстоянии nl от точки М и (1 - и)/ от точки 7V
методы. Наибольшее распространение получил: тод замены магнитно-связанных цепей линии! тропередачи эквивалентным многополюсником, противления ветвей которого определяются al венными и взаимными индуктивными сопротя ниями магнитно-связанных цепей. Для двухце схема эквивалентного четырехполюсника предс лена на рис. 45.7, б Алгоритмы, разработанные основе этого метода, наглядны, просты в реши пии. универсальны и вписываются в любой не вычислений узловых сопротивлений Число и нитно-связанных цепей не ограничивается.
В ряде программ используют метод параш ния матрицы узловых сопротивлений. Алгор расчета значительно усложняется с увеличен числа взаимосвязанных цепей. Применяют п метод, в котором индуктивная связь цепей учи вается включением в каждую цепь зависимых точников напряжения Ма>рицы узловых сопрел лений составляют вначале без учета взаимной н дуктивности, а затем в них вводят учитывающие! поправки Опыт применения этого метода покаи компактность и простоту его алгоритма при учс различных изменений в группе взаимосвязани цепей [45.8].
РАСЧЕТ ТОКОВ И НАПРЯЖЕНИЙ ПРИ НЕСИММЕТРИЧНЫХ КЗ
Согласно правилу эквивалентности токов при мои последовательности для различных видов» вреждений ток прямой последовательности от деляют как ток грехфазпого КЗ, удаленного от Jtk ствительной точки КЗ па дополнительное индук] (/?) тивное сопротивление х^
‘кА I “ КАГ.'НХ1^ +	)
(л) где хд — расчетное сопротивление, определй мое параметрами схем обратной и нулевой поев довательностей; п — вид КЗ.
Модуль вектора периодической составляю! тока поврежденной фазы в месте КЗ
(л)	. .
где т — коэффициент пропорциональности,» висящий от вида КЗ Основные расчетные формулы для токов и напряжений в месте поврежденц а также для х^ и приведены в табл. 45.6. Bell торные диаграммы, построенные по симметрия ным составляющим токов и напряжений в месп КЗ, для различных видов повреждений даны к рис. 45.9. На рис. 45.10 представлены комплекс™ схемы замещения для всех видов КЗ.
|45.4]
НЕСИММЕТРИЧНЫЕ КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ
371
Тяблина 45.6. Расчетные формулы для определения симметричных составляющих и фазных гоков и напряжений для различных видов несимметричных КЗ
Расчетный параметр и его обозначение	Двухфазное КЗ К^	Двухфазное КЗ на землю		Однофазное КЗ на землю К*'1>
и	(«) Дополнительное сопротивление	X2S		х2£ II Л0Е	х2£ + х0Х
Коэффициент т	-	;(л) Ток прямой последовательности I А । _	_	_	;(л) Токооратнои последовательности 'Kj2 Ток нулевой последовательности 1кА q Ток в фазе Л 1кА Ток в фазе В 7 д Ток в фазе С /'к(. «•пряжение фазы А йкА «•пряжение фазы В (7кД «•пряжение фазы С U (• т	:(И) Ток на землю /	Л ^AS	Л	X0ZX2S 2 (х02 + х22) ^АХ	3 ^АХ
	у(х12 + х22) ~ 'кА 1 0 0 'кА1 (°2 '1КА^а~а2>> 2'kA\Jx2Y ~ 'кАl/Jt2X ~ 'кА 1>х2Х 0	Лх - - / 'кА 1 7кЛ 1 3 ' -3/	х0£ кА 1 у 4- у л0£ + л2Е х2Х кА 1 г -4- Y 0 2 ax0£ + x2Y а	 *0>: + *22и Л0Х + х221 а	 X’oj + Xjj- J т2Х*02: кА 1 / г	1 у 0 0 х22 кА 1 у .у х0Х +	y(X[j. + X2j. +x0J.) 'кА 1 'кА\ 4.4 1 0 0 0 - 'kaxJ^-l'J ~а> + + W"2-1)I 'кЛ1>1*22;(а-а2) + + Х02(й- 1)1 -З4.н
Для определения токов и напряжений в различных ветвях и точках схемы находят их симметричные составляющие по схемам соответствующих последовательностей, затем определяют (аналитически или путем графического построения векторных диаграмм) действительные значения фазных токов и напряжений.
При переходе через трансформатор с нечетной группой соединений обмоток Y/Д-А' (где N — номер группы соединения обмоток: 1, 3, 5, 7, 9, 11) векторы фазных напряжений и токов смещаются по фазе
Токи в фазах па обеих сторонах трансформатора с соединением обмоток Y/A-l 1 связаны следующими соотношениями
•	•	- и'у / л — 1
= 'аЕ ~ !ЬЕ = ^’а - '	= Т "л •
-J3
•	•	•	С ~~ 1А
1с =	- 1аЬ = ( Л- - !А )— = J "л
372 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд.4!
имеем
Рис. 45.10. Комплексные схемы замещения приIQ а — двухфазном, б — двухфазном на землю, в — однофазном
ной группой соединений он равен отношению чг сел витков обмоток высшего и низшего напри» ний. пл = тгув^'ун Для трансформатора с нечет-
ной группой соединений ил =
При переходе к симметричным координат
Рнс. 45.9. Векторные диаграммы напряжений и токов в месте повреждения при двухфазном (а), однофазном (6) и двухфазном КЗ на землю (в)
2 <7 2 'all
А2
ЛО
или в матричной форме
1 -1 О
О 1 -1
-1 0 1
>В ’
>с
|де ил — линейный коэффициент трансформации, равный отношению номинальных линейных напряжений трансформатора Для трансформатора с чет-
В табл. 45.7 даны соотношения между симметричными составляющими токов и напряжена! трансформаторов типовых т рупп соединений обкаток Y/Y-0 и Y/A-l 1
При переходе через трансформатор с чепе! группой соединений векторы симметричных состег ляющих токов и напряжений не изменяются по фае При переходе через трансформатор с нечетнойгру»1 пой соединений со стороны Y на А векторы симметричных составляющих прямой последовательном
Таблица 45.7 Соотношения между симметричными составляющими токов и напряжений
Номер группы	Общий мно-	'aS~ ^/(НН) ' AS	/	AS~ М1(Ъ\\	'aS	й i	.S’- W(T(HII) UAS		,s = wt/(BH)^
	житель р								
							мщнн)		
		1 0 0		j 10 0			10 0		1 00
Y/Y-0	"л	Р 0 1 0		-01°			- 0 1 0		РОЮ
		0 0 I		0 0 1			Р 001		0 0 1
	и	1-Я2	0	0	I	1-я	0	0	I	1-Я2	0	0		1-я 0 0
Y/A-II	Тз	р 0	1 -я 0	р	0 I -я	2 0	Зр	0	1 -я 0	Зр	2 0 1-а 0
		0	0 0		0	0	0		0	0 0		0	0 0,
§45.4]
НЕСИММЕТРИЧНЫЕ КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ
373
Рве. 45.11. Смещение по фазе векторов напряже-впй прямой н обратной последовательностей в трансформаторе с соединением обмоток Y/Д-П
смещаются на угол -30° N, обратной последовательности— на угол+30° Н Например, для токов
•	—/30°¥ ;
/ ,, = и„е /	;
al л	А1 1
;	T730°V ;
‘al = "ле	Al
Токи нулевой последовательности за обмоткой трансформатора, соединенной в треугольник, отсутствуют. На рис. 45.11 представлено смещение по фазе векторов напряжений прямой и обратной последовательностей при переходе через трансформатор с соединением обмоток Y/Д-П. На рис. 45.12 приведены векторные диаграммы фазных токов в месте повреждения и за трансформатором Y/Д-Н, модули векторов выражены в относительных единицах (ид = 1).
Пример 1. При однофазном КЗ в точке К схемы рис 45.13 определить в начальный момент токи вместе повреждения и в генераторе Гу Построить векторные диаграммы токов, определить ток в нейтрали автотрансформатора
Схема и группа соединений обмоток трансфор-матора Ту Y/Д-П. Напряжение на шинах системы [/еподдерживается неизменным и равным 230 кВ. Короткое замыкание происходило на одной цепи двухцепной линии электропередачи на расстоянии /м= 100 км от шин электростанции.
Данные элементов системы:
турбогенераторы Г] и Гу Рком = 200 МВт; ю5|Рном=0-85; Цюм=15>75 кВ;х d =Л2=°>2 °™- ед-
Рнс. 45.12. Векторные диаграммы токов в месте КЗ н за трансформатором Y/Д-П (в сеченнн М-М): а — двухфазное, б — двухфазное на землю, в — однофазное
Рнс. 45.13. Исходная схема системы для примера 1
В предшествующем режиме генераторы работали с номинальной нагрузкой при номинальном напряжении на выводах;
трансформаторы Ту. SmM = 250 МВ • А, ик = = П %; и = 242/15,75; Т2 5НОМ = 250 МВ • А, ик = = 10,5%; и = 121/15,75; АТ 5НОМ = 200 МВ  А;
374 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Рэд «!
икВС= >0,6 %; икВН = 31 %; икСН = 18,9%; п = = 230/135/13,8.
Линия: / = 200 км; худ1 = 0,4 Ом/км; xi0 = лц0 = = 1,4 Ом/км; Л(|_ц)0 = 0,9 Ом/км.
Нагрузка Н Бноы = 180 МВ • А, (7НОМ = 115 кВ
На рис. 45.14 представлены схемы замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей Сопротивления рассчитаны в относительных единицах при следующих базисных условиях
S6= 1000 МВ • А, С61 = 230 кВ; /61 = 2,5 кА;
(761| = 230 • 135/230 = 135 кВ; /Ы1 = 4,28 кА;
С6111 = 230  15,75/242 = 14,85 кВ; /6111 = 38,66 кА,
C/61V= 135- 15,75/121 = 17,55 кВ; /61v = 32,93 кА
Ток прямой последовательности в месте noipt-ждения
К/1'	7(Л1Е + Л2Е *029
7(0,462 + 0,462 +1,05)
Полный ток в поврежденной фазе
7 = 3- 0,506 • 2,5 = 3,8 кА;
Й,м1 = 0,5067(0,462 + 1,05) = 70,765.
Рнс. 45.14. Схемы прямой (а), обратной (б) н нулевой (в) последовательностей и их преобразования
Распределение токов по ветвям схем отделит последовательностей следующее
ток прямой последовательности в ветви генератора Г ।
/,.... , =0,171 или /.,,. . =0,171 • 38,66 = 6,61 кА;
1 U ] )	И I ] J
ток обратной последовательности в ветви га» ратора /’|
1„п. . =0,0606 или I7fr , = 0,0606-38,66 = 2,34кА;
z V I f	z U ] )
ток нулевой последовательности на стороне по* вышенного напряжения трансформатора Т^
/*0(7j) = 0,147 нли /0(7 р = 0,147 • 2,5 = 0,367кА;
ток нулевой последовательности в обмотках АГ повышенного напряжения
2*()/г/(ВН) = °’09 или Аш(ВН)= (),09 ’	= 0,225кА,
среднего напряжения
/*0Л 7(СН)= 0-069	W/(CI I)= 0,069 • 4,28 = 0,295кА,
ток в нейтрали АТ
1NAT = 3(0,295 - 0,225) = 0,21 кА
На рис. 45.15 представлены векторные диграммы токов трансформатора
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ НЕПОЛНОФАЗПЫХ РЕЖИМАХ
Практический интерес представляют режим с разрывом одной /71) или двух £^’0 фв (рис. 45.16). Для расчета неполнофазных режима используют метод симметричных составляющие При составлении схем отдельных последователи» стей выделяют место разрыва Напряжения и тон отдельных последовательностей в месте разрын обозначают БГ11А1, &UIAj, &UIM, /ц|,
lI.A2’ {I.A0
§45.4]
НЕСИММЕТРИЧНЫЕ КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ
375
Рас. 45.15. Векторные диаграммы токов на сторо-ас повышенного напряжения 7) (а) и на стороне генераторного напряжения (6)
б)
Рнс. 45.17. Исходная схема (о) н комплексные схемы замещения (б) при разрыве фазы А линии элекз ронередачн
Рас. 45.16. Разрыв одной (а) н двух (б) фаз я комплексные схемы замещения при разрыве одной (в) и двух (г) фаз
Результирующие сопротивления схем различных последовательностей относительно места разрыва *Ш’ */01 ’ */ 22 существенно отличны от аналогичных сопротивлений несимметричных КЗ, хотя некоторые расчетные выражения по виду совпадают.
Используя соотношения между токами и напряжениями в месте разрыва, можно объединить схемы отдельных последовательностей в комплексные схемы (см рис 45 16). На рис 45.17 дан пример составления комплексной схемы замещения при обрыве одной фазы линии электропередачи, связывающей генератор Г, зрапсформатор 7| с нагрузкой //, получающей питание по липин J1 через трансформатор Г2.
В соответствии с правилом эквивалентности прямой последовательности применительно к неполнофазным режимам ток прямой последовательности в месте разрыва фаз может быть представлен в общем виде как
Л") _ р /1(х	. <и) 3
LA\ ~ '• А\'ПХ!.\\ + ХЫ.\> '
а разность напряжений в месте разрыва
где индекс п условно показывает вид неполнофазного режима (1 — разрыв одной фазы, 1,1 — разрыв двух фаз); хд/ — дополнительное сопротивление, определяемое сопротивлениями схем обратной и нулевой последовательностей.
В табл. 45.8 даны расчетные формулы неполнофазных режимов при обрыве одной и двух фаз.
Векторные диаграммы симметричных составляющих токов и напряжений в месте разрыва одной фазы представлены на рис 45.18, я, двух фаз — на рис. 45.18, б. Соотношения между симметричными составляющими токов и напряжений в месте повреждения различных фаз даны в табл. 45.9.
376 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд 4!
Таблица 43.8 Расчетные формулы для определения токов н напряжении неполнофазных реклам
Расчетный параметр и его обозначение
Вид неполнофазного режима
Разрыв одной фазы /Л*
Разрыв двух фаз /Л1'
п	(«)
Дополнительное сопротивление х^у
Ток прямой последовательности /у д j
Ток обратной последовательности
...	-	;(и)
I ок нулевой последе ваз ельности I у А q
l2y
1 ^/,,2
/.Al
АЛ
ЕА£
A2" L0'
7.02
/.2^х/.^
/.2Х
АЛ А2
У + У
2 л
________еау.
l('x/.^ + x/.2t^x/.^
h.Al
/.Al

1 I	-	г’М
Напряжение прямой последовательности (J{ А (
Е A£xI.2S^xI.0£
Е A^xI.2/l + xL^ x/.ir. + xl,2^xL<)l
l.l^'t'xl.2Y.ixL0£
..	/Г	r’/(n)
Напряжение обратной последовательности с/у j
Напряжение нулевой последовательности
Д^1
^/.А1
eay.xl2i
EAi.xLeI
+ xI.2I + x/f
/_|Х + лЛ21+лу
Ток в фазе А
/.А
3 _________
j(xI.lX + xI.2l
О
Ток в фазе В
'/.В
Ток в фазе С
Е А£(х1.0£~ах/.21) х/.0^х/. 12 + х/.2£> + х1.11
ЕАХ(х/.0Г~а х/.2г)
7
О
О
Напряжение на разрыве фазы Л At/у д

О
Напряжение на разрыве фазы В &Uу
О
-7 Л
Е A^xI.2I~axL^
Напряжение на разрыве фазы С М/
О
л ,	2 ,
ЕА?УХ/..£-“ 7л/3---------------•
Xl.ix + X/.21+XL^
ПРИМЕНЕНИЕ ЭВМ ПРИ РАСЧЕТЕ ТОКОВ КЗ
Схемы замещения для расчета токов КЗ в современных электрических системах могут быть очень сложными. Число узлов в электрических сетях исчисляется сотнями и даже тысячами. Сложность процессов при внезапных КЗ синхронных генераторов существенно возрастает с увеличением числа машин, включенных в различных точках
электрической системы. Расчет токов КЗ возмога только с применением ЭВМ.
Основное требование к программе расчета» ков КЗ в сложной электрической системе закличь ется в том, что многовариантные расчеты в разли, ных точках при всевозможных изменениях вехе* (отключение и подключение ветвей, каскадное отключение и пр.) при допустимой точности неттоп-ны приводить к существенному увеличениювреиы
|45.4J
НЕСИММЕТРИЧНЫЕ КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ
377
Рнс. 45.18. Векторные диаграммы токов и напряжений в месте разрыва одной (а) н двух (б) фаз
Таблица 45.9. Соотношения между составляющими токов и напряжений прн разрывах фаз
Разрыв		Короткое замыкание		Соотношения в месте разрыва	
				для токов	для напряжений
	А		В иС	!1.А\ + 4/12 + h.AO = °	^/.A 1 = ^LA2 = Ьй/Ао
Одной фазы	В	На землю двух фаз	С н А	а h.A 1 + ° lLA 2 + Ч.А 0 = 0	7 « MJla 1 =a/\UlA2 =
	С		А и В	aiI.Al +a2h.A2+ 11М = 0	1 = «2A!';M2 = AtV, Ao
	ВнС		А	h.A 1 = Z/./l2 = h.AO	^l.A 1 + ^LA2 + ^LAO = °
Двух фаз	С и А	На землю одной фазы	В	a h.Al =aiIA2= /LM	a2&Ul,A 1 + a^UIA2 + t^ULA0 = 0
	А и В		С	ah.A] =a ii-A2= iIA0	a^ULA [ + я2ДС/.Л2 + bi/j A0 = 0
Примечание Для получения соотношений между составляющими при КЗ следует заменить I{А , , /у А9 'ш ™ 4л1  'КА2 ’ 'кАО . а также ДС£/11 , Д17£Л2, &U/A0 на Д()м1, д6м2 , Д17мо соответственно
378 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Раи
ни счета. Помимо того, предъявляются общие требования простоты подготовки исходных данных и обработки результатов, а также компактности и простоты алгоритма. Характеристики программы расчета токов КЗ определяются методом расчета и способом реализации этого метода.
Математическое описание сложной электрической системы при определенных допущениях может быть сведено к составлению системы линейных алгебраических уравнений Допущения связаны с неучетом насыщения трансформаторов и реакторов, с моделированием нагрузок постоянными шунтами, а также с представлением синхронных генераторов источниками ЭДС неизменной амплитуды и соответствующим сопротивлением, что возможно при расчете периодической составляющей токов КЗ в один заданный момент времени.
Математическое описание электрической сети возможно с использованием уравнений контурных токов, уравнений узловых напряжений или их комбинаций. В матричной форме записи системы уравнений контурных токов имеют следующий вид:
Z i = Ё , —к—к —к’
где Z —квадратная матрица собственных и взаимных сопротивлений независимых контуров; 1 Ё — столбцовые матрицы контурных токов и ЭДС
Система уравнений узловых напряжений для исходной сети в матричном виде записывается следующим образом:
Y Ci = i ,
—уз —уз —уз ’
где Y — квадратная матрица собственных и взаимных узловых проводимостей, порядок матрицы равен числу узлов исходной схемы без учета базисного узла, в качестве которого принимается узел нулевого потенциала; С jy3— столбцовые матрицы узловых напряжений и токов.
Широкое распространение для исследования аварийных режимов получил метод узловых напряжений Вследствие более сложной реализации на ЭВМ метод контурных чоков применяется реже. Его основное преимущество заключается в простоте учета взаимной индуктивности линий электропередачи в схемах нулевой последовательности, однако при необходимости расчета многовариантных задач с соответствующими изменениями исходной схемы метод контурных токов приводит к увеличению времени счета.
Из многочисленных методов решения линейных алгебраических уравнений нашли применение три метода:
I)	Гаусса—Зейделя (итерационный метод);
2)	Гаусса;
3)	узловых сопротивлений (Z-метод).
Итерационные методы в расчетах токов применяют редко. Сходимость этих методов су ственно зависит от элементов матрицы и коэф циентов исходных уравнений. Любой втерши ный метод эребуез большей затраты машши времени по сравнению с прямыми методами. На нове метода Гаусса разработано много алгорш расчета, которые, по существу, отличаются то объемом входной и выходной информации йен бом перенумерации узлов исходной системы реализации решения на ЭВМ. Широкое прим ние получили также программы, разработана основе метода обращения матрицы узловых водимостей (Z-метод) Этот метод эффективен многовариантных расчетах токов КЗ, однако mi применяться при ограниченном числе узлов.
Все применяемые в энергосистемах ш страны программы служат для расчета период ской составляющей тока КЗ в начальный мои времени при повреждении в сложных электр) ских системах. Характер повреждения о предел ся назначением расчета. Это может быть КЗ ( метричное или несимметричное, неполнофш режим или сложный вид повреждения, т е. сот ние КЗ и продольных несимметричных рем в различных точках энергосистемы. Для paw несимметричных режимов применяют методе» метричных составляющих. Используют принц» наложения аварийного режима на нагрузочша Синхронные генераторы учитывают заданной ЭД и индуктивным сопротивлением.
Наиболее широко в проектной и эксплуам ной практике используют программы, разработа институтом «Энергосеть! 1роект» и ИЭД АП Укра
Для решения линейных алгебраическихypi ний в этих программах применяют метод Гау и Z-метод.
Программы позволяют учитывать собствен! сопротивления ветвей и сопротивления взаим индукции в виде комплексов, расхождение ЭДС1 точников энергии по модулю и фазе. Предем количество узлов в сети составляет 1000, чтоуд летворяет требованиям большинства энергосисп Количество ветвей в электромагнитно-связам группе может достигать 15, что достаточно дм: мешения магнитно-связанных линий в сильной лотненных коридорах
В программах предусмотрена возможность» тематического эквивалентирования сложных см с районом, в котором выполняются расчеты.
Разработаны и осваиваются в эксплуагаи программы расчетов токов КЗ на ЭВМ третьего» коления для сетей, содержащих до 1000 узловии сколько сотен ветвей.
Для увеличения объема решаемой задачи» дутся работы по использованию свойства слан заполненности матрицы узловых проводимостей
S45-5J
РАСЧЕТ ОТДЕЛЬНЫХ ВИДОВ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
379
реализации на ЭВМ метода диакоптики. В ряде организаций разрабатываются программы расчета токов КЗ в сложных сетях с учетом переходных процессов в синхронных генераторах, трансформаторах, линиях электропередачи и комплексных узлах нагрузки.
45.5.	РАСЧЕТ ОТДЕЛЬНЫХ ВИДОВ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
РАСЧЕТ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА КЗ В СЕТЯХ И УСТАНОВКАХ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО I кВ
При расчете периодической составляющей тока КЗ в сетях и установках напряжением до I кВ необходимо учитывать:
I)	индуктивные и активные сопротивления силовых трансформаторов, кабельных и воздушных линий и других элементов расчетной схемы,
2)	индуктивные и активные сопротивления проводников небольшой длины, трансформаторов тока, токовых катушек автоматических выключателей;
3)	сопротивления различных контактных соединений, особенно разъемных контактов аппаратов, втычных контактов комплектных распределительных устройств и т.д.;
4)	переходное сопротивление дуги, возникающей в месте КЗ
В ряде случаев приходится учитывать увеличение активного сопротивления проводников вследствие их нагрева током КЗ.
Расчеты токов КЗ в сетях и установках напряжением до 1 кВ обычно производят в именованных единицах. При этом сопротивления всех элементов расчетной схемы приводят к ступени низшего напряжения и выражают в миллиомах В случае отсутствия данных о фактических коэффициентах трансформации трансформаторов пользуются следующей шкалой средних номинальных напряжений: [/_, = 690; 525, 400; 230; 127 В
Если сеть напряжением до 1 кВ с помощью понижающего трансформатора связана с энергосистемой, то периодическую составляющую тока КЗ можно считать неизменной по амплитуде При определении этой составляющей исходят из того, что обмотка высшего напряжения трансформатора подключена к шинам источника неизменного (по вмплитуде) напряжения через промежуточный элемент, обладающий индуктивным сопротивлением системы хс. Последнее может быть определено одним из следующих способов:
1)	если известен ток КЗ /кВц, кА, при повреждении на выводах обмотки высшего напряжения трансформатора, то искомое сопротивление, мОм,
приведенное к ступени низшего напряжения трансформатора,
11 ссрВН
*^7кВИ
г it
I ссрНН
V (4рвн
где (7срВН и (7срНН — средние номинальные напряжения на сторонах обмоток соответственно высшего и низшего напряжений трансформатора, В;
2)	если ток /кВН неизвестен, но между трансформатором и шинами источника питания имеется еше один трансформатор, реактор, линия или другой какой-либо элемент, сопротивление которого соизмеримо с сопротивлением понижающего трансформатора, то хс, мОм, можно считать равным сопротивлению этого элемента, поэтому
(U З2
срНН I
Х с - хс (У	’
I/срВн/
3)	во всех остальных случаях допустимо ток КЗ /кВН считав, равным номинальному току отключения /откл, кА, выключателей, установленных в сети питания понижающего трансформатора, поэтому
11
ссрВН
;4рНН ^срВН,
2
Сопротивления других элементов расчетной схемы определяют исходя из каталожных, конструктивных и других данных. Так, активное и индуктивное сопротивления понижающего трансформатора, мОм, приведенные к ступени низшего напряжения, находят по формуле
А/>ХомНН
т ном
И
2 ПООДРА2 2
ик ~ с	ном НН
\ т ном у	_п
------S-------------ю , т ном
где ,S'.f ном — номинальная мощность трансформатора, кВ • А; Ц1ОмВВ — номинальное линейное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, В, А/'к — потери КЗ в трансформаторе, кВт; ик — напряжение КЗ трансформатора, %.
Сопротивления фазы шинопровода, мОм, при отсутствии соответствующих каталожных данных могут быть определены по формулам
Polka 7 + 0 з.
R*~ s Г + О0 ° ’
380 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Pi
.... 'JsabSacSbc ш = 145 1g-----------
*0
верхности контакта; для разных материалов ния Д' таковы:
Алюминий — алюминий....................
где Ро — удельное сопротивление материала шины при начальной температуре в0, мкОм • м (для алюминия ро = 0,029 мкОм • м); / — длина шины, м; s — сечение шины, мм2; ка — коэффициент добавочных потерь, учитывающий влияние поверхностного эффекта, эффекта близости, а также добавочных потерь на гистерезис и вихревые токи в расположенных вблизи металлических элементах на активное сопротивление токопровода; для токопровода, проложенного на открытом воздухе с применением подвесных изоляторов, 6,( = 1,2—1,4, а с применением опорных изоляторов кд = 1,5—1,8; Т—постоянная, °C, определяемая материалом проводника; для меди Т= 242 °C, для алюминия Т- 236 °C; О — расчетная температура проводника, °C (при расчетах можно принимать в = 65 °C); gAti, gAC, --
средние геометрические расстояния между площадями сечений соответствующих фаз, м; g0 — среднее геометрическое расстояние площади сечения шины фазы от самой себя, м.
Для сплошных и трубчатых шин круглого сечения, сплошных шин квадратного сечения gAfi, gA(\ g/jC равны расстояниям между центрами сечений соответствующих шин. Для шин любого профиля сечения, удаленных друг от друга на расстояния, значительно превышающие линейные размеры сечения, gA/!, ВАС’ Sbc могУт быть приняты равными расстояниям между центрами масс сечений шин. Для шин круглого сечения gp = 0,7788г, где г — радиус сечения. Для трубчатых шин круглого сечения g0 = crH, где с — коэффициент, значения которого зависят от отношения внутреннего и наружного радиусов трубы и находятся в пределах 0,7788—1,0; гн — наружный диаметр трубы. Для шин прямоугольного сечения со сторонами Ь и h g0 = 0,2236(6 + Л).
Переходное сопротивление контакта любого вида, мОм, может быть найдено по формуле [45.9]
К	/и ’
(0,102FK)
где m — коэффициент, зависящий главным образом от числа точек соприкосновения и типа контакта (для точечного контакта m = 0,5, для линейного контакта m = 0,5—0,8; для плоского контакта m = 1; для разборного контактного соединения m = 0,5— 0,7); !К — сила нажатия в контакте, Н; К — коэффициент, зависящий от материала и состояния по-
Алюминий — латунь....................Ц
Алюминий — медь.....................03
Латунь — латунь.....................М1
Медь — медь........................0,4
Серебро — серебро...................ОД
Удельная сила нажагия в контактах коммумв ных аппаратов, отнесенная к току 1 Л, составляет,!
В медных контактах контакторов..... 0,145-0,
В серебряных контактах автоматических выключателей.......................... 0,1—0)!
В серебряных контактах контакторов.... 0,07—О,1
Активное и индуктивное сопротивления вичных обмоток многовитковых трансформя тока зависят как от их класса точности, такие эффициента трансформации. Так, для трансфо торов класса 1 активные и индуктивные сопри
ления составляют, мОм:		
Коэффициент трансформации трансформатора	Ятт	
20/5	42	67
30/5	20	30
40/5	11	17
50/5	7	11
75/5	3	4,8
100/5	1,7	2,7
150/5	0,75	1.2
200/5	0,42	0,67
300/5	0,2	0,3
400/5	0,11	0,17
500/5	0,05	0,07
Для трансформаторов тока класса 3 с тем коэффициентами трансформации активные и дуктивные сопротивления таковы, мОм:
Коэффициент трансформации трансформатора	Лтт	Хп
20/5	19	17
30/5	8,2	8
40/5	4,8	4,2
50/5	3	2,8
75/5	1,3	1,2
100/5	0,75	0,7
150/5	0,33	03
200/5	0,19	0,17
300/5	0,088	0,08
400/5	0,05	0,04
500/5	0,02	0,02
}45.5]
РАСЧЕТ ОТДЕЛЬНЫХ ВИДОВ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
381
Переходные сопротивления подвижных контактов и активные сопротивления обмоток расцепителей автоматических выключателей серий А 3700 «Электрон» и ВА, а также индуктивные сопротивления их обмоток составляют, мОм:
Номинальный ток выключателя, А	Яав	хав
50	7	4,5
70	3,5	2
100	2,15	1,2
200	1,1	0,5
400	0,65	0,17
600	0,41	0,13
1000	0,25	0,1
1600	0,14	0,08
2500	0,13	0,07
4000	0,1	0,05
Начальное действующее значение		периодиче-
ской составляющей тока трехфазного КЗ, кА, без учета влияния электродвигателей определяют по формуле
_ ^срНН 'пО _ I—--------- ’
где Црнц — среднее номинальное напряжение сети на стороне низшего напряжения, в которой произошло короткое замыкание, В; R^ и — соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивление цепи КЗ, мОм:
/?£ — /?т +	+ RK + RT т + Ra „ + Rkk + Ra
И
— Xc ^т лш + лт.т + ла в лкб’
xc — эквивалентное индуктивное сопротивление системы до понижающего трансформатора, мОм, приведенное к обмотке низшего напряжения трансформатора; R, и хт — активное и индуктивное сопротивления трансформатора, мОм; /?ш и хш — активное и индуктивное сопротивления шинопроводов, мОм; RK — суммарное активное сопротивление различных контактных соединений, мОм; й1Тихтт— активное и индуктивное сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока, мОм; /?ав и ха в — активное и индуктивное сопротивления обмоток тока автоматических выключателей, мОм; /?к6 и Хкд — активное и индуктивное сопротивления кабелей, мОм; Я — сопротивление дуги в месте КЗ, мОм.
Переходное сопротивление дуги в основном зависит от значения тока КЗ и длины дуги. Поэтому
для определения этого сопротивления часто используют формулу
где /л0 — начальное лейст вуюшее значение периодической составляющей тока КЗ, определяемое с учетом сопротивления ду i и, кА, / — длина дуги, см, которая в зависимости от расстояния между проводниками разных фаз а, мм, может быть определена по формулам'
при а < 5 мм
/д = 4«;
при а = 5—50 мм
/д = 20,4 1110,5а е0'15'^'^;
при а > 50 мм
РАСЧЕТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ В НЕЗАЗЕМЛЕННЫХ И РЕЗОНАНСНО-ЗАЗЕМЛЕННЫХ СЕТЯХ
Замыкание на землю в незаземленных и резонансно-заземленных сетях сопровождается разрядом емкости поврежденной фазы на землю и доза-рядкой емкостей «здоровых» фаз, которые оказываются под линейным напряжением.
Для расчета токов и напряжений установившегося режима в незаземленных сетях могут быть использованы выражения, выведенные ранее для однофазного КЗ. Поскольку емкостные сопротивления различных элементов электрической системы значительно превышают их индуктивные сопротивления, то при расчетах последние можно не учитывать и считать зок замыкания ие зависящим от места замыкания (в пределах ступени напряжения, на которой произошло замыкание), а напряжение источника принимать неизменным по амплитуде. Таким образом, токи прямой, обратной и пулевой последовательностей в месте замыкания на землю можно определить по формуле
7	—	— 7	- / Ф СР
'кЛ! “ 'кЛ2 “ '«до -J т
ЛСОЕ
где L/ф ср — среднее значение фазного напряжения той ступени напряжения, на которой находится точка замыкания; — суммарное емкостное сопротивление нулевой последовательности цепи.
При этом симметричные составляющие напряжения в месте замыкания
кА 1 “ ^ф.ср ’	^'кА2 ~ О’ Ц<Д0 - -(7фср'
382 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Раа.4|
Векторные диаграммы напряжений и токов в месте замыкания на землю приведены на рнс. 45.19
Емкостные сопротивления нулевой последовательности воздушных и кабельных линий, Ом • км, можно определить из таблиц или по приближенным формулам
для воздушной линии без троса
со = 396 Ig^lO3, ср
где R ' = \IRD~ —средний геометрический ради-ср у ср
ус системы трех проводов линии; Dm - 2(hA +	+
+ fy-)/3 — среднее расстояние от проводов фаз А, В и С до зеркальных отражений относительно поверхности земли, h.t, hfr h(-высоты подвеса проводов
фаз А, В и С над землей;
для воздушной линии с заземленным тросом из хорошо проводящего материала
ЛС0 -
где /?т — радиус троса; Dn т — среднее геометриче
ское расстояние между проводами и тросом, Dn т от = (D0T + 2/гт) /2 — среднее расстояние между проводами фаз А, В и С и зеркальным отражением троса, подвешенного па высоте /гт;
для трехжильного кабеля с круглыми жилами
Рнс. 45.19. Векторные диаграммы напряжений (а) и токов (б) в месте замыкания на землю
где R — радиус жилы, В и Ь — толщина cootbctctJ венно фазной и поясной изоляции.
45.6.	СЛОЖНЫЕ ВИДЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ j
В практике возможны различные сложные пот ждения Ниже даны принципы расчета наиболее1» то встречающихся сложных повреждений — двм ных замыканий на землю в незаземленных сетяхвад нофазных КЗ с одновременным обрывом фазы.
ДВОЙНОЕ ЗАМЫКАНИЕ НА ЗЕМЛЮ
При любой двукратной несим.метрии необхад-мо определить значения 12 параметров (для каждого места песимметрии неизвестны три симметричных составляющих тока и три симметричных» ставляющих напряжения) Поэтому для решети задачи необходимо составить такое же число не» висимых уравнений. Часть из них можно получи из граничных условий, а другую часть — путем установления связи между токами и напряжении одноименной последовательности.
Допустим, что в точках М и (V линии, связывающей между собой две части электроэпергетачесв! системы С| и С2, замкнулись на землю соответственно фаза В и фаза С (рис 45.20). При этоц очевидно,
'1МА = 0;	^мс = 0; &мв = 0;
NA = 0 1	ГН = 0 	= 0 ;
+ lNC = °
Из указанных граничных условий вытекая следующие соотношения между симметричным составляющими токов и напряжений фазы/,принятой за основную:
.	.	.	2 
]МА2 = а1 МА 1 ; ]МА0 ~ а 1МА1 •
а I + а йМА2 + ^МАО = 0 ;
БА2 ~ а ^NAl ’ ^NAO = aINA\>
Рис. 45.20. Двойное замыкание на землю. Принц-пиальная схема
5456]
СЛОЖНЫЕ ВИДЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ
383
Рис. 45.21. Схема прямой (а), обратной (б) н нулевой (о) последовательностей при двойном замыкании на землю
+ а ENA2 + ENA0 ~ 0 >
!NA I ~ ~а !МА I •
Если в последнем равенстве токи IМА । и /^1 выразить соответственно через /д^о и /jy^O (см. второе и пятое соотношения), то найдем,яте iMM =-iNA0 или iMA0 + iNA0 =о.
При любой конфигурации исходной расчетной схемы и двукратной несимметрии схемы замещения отдельных последовательностей после их преобразований в общем случае могут быть приведены к элементарным схемам в виде эквивалентных трехлучевых звезд, причем все ветви эквивалентной схемы прямой последовательности содержат ЭДС(рис 45.21). В рассматриваемом случае, когда в сети отсутствуют заземленные нейтрали, в схеме нулевой последовательности хио - сю, следствием чего и является полученное выше равенство ^АО + !НА0 = °-
Их схем прямой, обратной и нулевой последовательностей следует, что токи и напряжения одноименной последовательности связаны между собой соотношениями
^МА\~ЕНА + ЕМА ^МА\(ХАН + ХН\) ^РА\ХНЙ
^КА]~ЕНА + Е НА ^МА\ХН\ J1NA\(XN\ + ХН1^’
ЕМА2 ~ J!MA2^xM2+ хН2> JJNA2xH2’
ENA2 = ~^МА2ХН2 ~^НА2^ХН2 + ХН2>> •
Рис. 45.22. Векторные диаграммы токов в местах замыканий
'Д’АО ~ UМАО ~ J1 MA0^xМО + хН0^
Совместное решение всех уравнений, в которые входят составляющие токов и напряжений, дает
2 •	•	2 •
j _ (1 ~ а НА + Е мл ~ а ЕНА
MAi j(3xHi + xM{ + xN{ + &х)
где
Дх = Зхн2 + хм2 + хт + хм0 + xN0.
Зная ток 1МА । , нетрудно найти остальные симметричные составляющие токов и напряжений в местах замыканий. На рис. 45.22 приведены векторные диаграммы токов в местах замыканий. Как видно, токи поврежденных фаз в местах замыканий
,MB = ~’,NC = 3a 1МА\-
ОДНОФАЗНОЕ КЗ С ОБРЫВОМ ФАЗЫ
При одновременном обрыве провода фазы А и замыкании на землю одного из его концов (рис. 45.23) граничные условия таковы:
<д = 0; 7кС=0; (7^ = 0;
Рис. 45.23. Однофазное КЗ с обрывом той же фазы. Принципиальней схема
384 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Рам.4|
'L = °; д^й = °- д^с = °
Из этих граничных условий следует:
1кА\	= !кА2	“ 7кД0 ;
^кА] +	UKA2 +	
j/.A 1 +	ILA2 +	Ь.АО = 0;
^LA I - ^LA2 ~ ^I.AO
Вычисления токов и напряжений при рассматриваемой двукратной несимметрии удобно производить с помощью расчетной схемы прямой последовательности, получаемой путем добавления к основной схеме прямой последовательности так называемой производной схемы. Для составления последней используют следующие уравнения"
Ц<Л2 = ~Jxk2 ^кА2 ’
Ц<Л0 = ~-/ЛкО Zk/0 ’
^LA2 = ~JXL2 ipA2 ’
^^LAO = ~JXLO ^LAO’
где хк2 и xkq — индуктивные сопротивления обратной и нулевой последовательностей относительно точки КЗ при разрыве в точке L всех трех фаз; х^2 их/0 — индуктивные сопротивления обратной и нулевой последовательностей относительно места обрыва при отсутствии КЗ.
Если из всех указанных уравнений, связывающих симметричные составляющие токов и напряжений, исключить напряжения и токи обратной и нулевой последовательностей, то можно получить так называемые особые уравнения прямой последовательности для мест повреждений"
^1 =Jxk ^кА \ +JxkL Ila \ 
Д,'/.Л1 = JXKl. Л<Л1 +JXL ^LAl ’ где
(Лк7 2 -Лк/.о)
= Лк2 + Ако - •	. -—;
XL2 + "Э.О
xL2xL0 XL = ---------’
х1.2 + Х1Л
xkL2xI.O + xkLOxI.2.
XKL	-г j. г
XL2 + xL0
xkL2 и лк/,0 — взаимные индуктивные сопротивления обратной и нулевой последовательностей между точкой КЗ и местом обрыва.
Рис. 45.24. Расчетная схема примой последом-тельиости для однофазного КЗ с обрывом той а фазы
Особые уравнения прямой последовательное! можно представить в следующем виде
йкА1 =Ж -*к/.)/кл| + JxkIUkA\ + W
Д ULA 1 = JXkL ( iKA 1 + i 1. A l)+j(x/ - ХК1) Флэтам уравнениям соответствует расчетная с» ма прямой последовательности, которая предо» лена на рис. 45.24. Она дает возможность расчет» ков и напряжений прямой последовательности пц однофазном КЗ с обрывом фазы свести к раииц эквивалентного трехфазного КЗ (К^) в некоторой точке М, связанной с точками X) и Л, основной си мы прямой последовательности сопротивлении xkL- хк ~ хк!. и XL ~ хк1.’ определяемыми только и противлениями схем обратной и нулевой посла вательностей.
Напряжения прямой последовательное
1 и д ^LA I определяются путем суммиро! ния соответствующих падений напряжения  w противлениях производной схемы
45.7.	КЛАССИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИХ ПЕРЕХОДНЫХ!
ПРОЦЕССОВ
По значению возмущающих воздействий и возмущений (т.е. по начальным отклонениями! метров режима) переходные электромеханике процессы делят на две большие группы
1 Переходные процессы при малых возму| ниях (установившиеся режимы). ЭЭС должна б| устойчивой при малых возмущениях, иначе гоя она должна обладать статической устойчивое Статическая устойчивость — это способн ЭЭС восстанавливать исходный режим после м
[45.8] ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ БОЛЬШИХ ВОЗМУЩЕНИЯХ И МАЛЫХ ИЗМЕНЕНИЯХ СКОРОСТИЫ5
го его возмущения или режим, весьма близкий к исходному (если возмущение не снято).
2.	Переходные процессы при больших возмущениях (возникающих в нормальных и аварийных условиях). По отношению к большим возмущениям вводится понятие динамической устойчивости ЭЭС. Динамическая устойчивость — это способность ЭЭС восстанавливать после большого возмущения исходное состояние или состояние, практически близкое к исходному (допустимому по условиям эксплуатации ЭЭС). Если после большого возмущения синхронная работа ЭЭС сначала нарушается, а затем после некоторого, допустимого по условиям эксплуатации, асинхронного хода восстанавливается, то считается, что система обладает результирующей устойчивостью
Этот вид устойчивости иногда считают разновидностью динамической устойчивости, различая синхронную динамическую устойчивость и динамическую устойчивость (результирующую).
45.8.	ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ
ПРИ БОЛЬШИХ ВОЗМУЩЕНИЯХ И МАЛЫХ ИЗМЕНЕНИЯХ СКОРОСТИ
Возмущении в ЭЭС чаще всего вызываются отключением мощных нагрузок или несущих нагрузку генераторов, трансформаторов, ЛЭП. Более редкими, но и наиболее тяжелыми большими возмущениями являются короткие замыкания, при которых изменения мощности на отдельных участках системы могут быть соизмеримы с суммарной мощностью всей ЭЭС.
Задачи расчета электромеханических переходных процессов. При больших возмущениях они состоят в следующем:
проверка динамической устойчивости системы при заданных возмущениях;
расче	т параметров режима в течение переходного процесса с целью оценки его допустимости;
оценка эффективности различных средств улучшения устойчивости
Основные допущения.
1)	электромеханические переходные процессы при больших возмущениях в связи с большой инерционностью роторов генераторов протекают при изменении их угловых скоростей, не превышающем 2—3 % синхронной, т е. |Дщ| < (0,02—0,03)соном. Невыполнение этого условия означает, как правило, выпадение из синхронизма. Это позволяет считать, что в относительных единицах момент и мощность равны, т.е. вместо Р» = со.Л/» можно использовать приближенное соотношение Pt - Mt. Тогда уравне
ние движения ротора генератора может быть записано в виде
где для простоты записи опущены обозначения относительных единиц мощности;
2)	пренебрежение электромаг шипыми переходными процессами в цепях статоров генераторов, электрической сети и нагрузок, г.е. пренебрежение апериодическими составляющими гока и напряжения в указанных элементах. Возможность такого у п-рощения состоит в том, что апериодическая составляющая тока в обмотках сгаюра генераюра создает дополнительный пульсирующий с частотой 50 Гц момент, влияние которого на изменения скольжения ротора генератора, как правило, очень мало:
3)	переходные процессы в несимметричных аварийных режимах рассчитываются по схеме прямой последовательности, неучет токов нулевой и обратной последовательностей может значительно исказить параметры режима системы (токи и напряжения), но вносит, как правило, небольшие искажения в протекающие электромеханические переходные процессы: токи нулевой последовательности не создают вращающего момсн га (и в генератор обычно не попадают в связи с тем, что обмотка низкого напряжения генераторного трансформатора соединена в треугольник), а токи обратной последовательности создают пульсирующий момент с частотой 100 Гц, результирующее влияние которого на скольжение генератора мало,
4)	в упрошенных расчетах условие Е' = const, где Е’ — поперечная переходная ЭДС, распространяется на весь период переходного процесса, что существенно упрощает расчеты, позволяя не учитывать электромагнитные переходные процессы в обмотке возбуждения, в еще более грубых качественных исследованиях, носящих весьма приближенный характер, генератор в схему замещения системы вводят сопротивлением x'j и ЭДС Е'= const.
Простейшим способом исследования динамической устойчивости электрических систем является способ площадей. Он позволяет довольно просто и наглядно дать качественную и приближенную количественную оценку условий динамической устойчивости и влияния на эти условия различных факторов [45.1, 45.2].
Способ состоит в том, что при допущении 1) определяют изменение кинетической энергии ротора генератора при большом возмущении F = J(РТ - Р) d5 . Графически Е можно отобразить в виде площадок па плоскости (Д 8). коюрые называются «площадкой ускорения» при /•' > 0
13-760
386 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Рац.||
Рнс. 45.25. «Площадки ускорения» н «площадки торможения», определяемые характеристиками мощности:
1 — нормальною режима; II — послеаварийного режима; 111 — аварийною режима
и «площадкой торможения» /•' при F < 0. В цикле колебаний согласно закону сохранения энергии Ft + Fy = 0 (рис 45 25)
Способ площадей позволяет определить размах колебаний угла 6 ротора при отклонениях его от положения равновесия и найти тот предельный угол отключения аварийного участка, при котором устойчивая работа ЭЭС может быть сохранена. Этот предельный угол отключения	найден-
ный из условия равенства площадок ускорения н торможения в простейшей ЭЭС «станция—шипы» (см. рис. 45.25), определяется выражением (при любых видах КЗ)
х	Р0(8кр-80) + Р" cos8кр - Р"' cos80
COS5-P °™ =------------ЗГ—iii--------------’
‘ т ‘т
П11 JII
где гт и Р — максимальные значения мощностей, определенные соответственно из характеристик послеаварийного и аварийного режимов; бКр — критический (электрический) угол, рад.
При определении 5пр откл трехфазного КЗ вблизи шин передающей электростанции принимаем
Способ площадей может быть применен для исследований динамической устойчивости систем «станция—шины» и «станция—станция» (т.е. две станции, работающие параллельно на общую нагрузку [45.21. Для сложных многомашинных схем ЭЭС этот метод неприменим.
Решение дифференциального уравнения отпоен тельного движения ротора. Способ площадей не дает возможности получить зависимость изменения угла во времени 5 =/(/). Для ее определения необходимо решить дифференциальное уравнение движения ротора генератора. Например, в схеме «станция—шины», проинтегрировав уравнение движения, получим:
I)	при трехфазном КЗ у шин эквивалента генератора или отключении всех генераторовот: „14 ти, когда Р = О,
= /2Ъ(8~8о). g_g	2
Лф.ОТКЛ J (О Р ’	2Т Пр-010
'ч wnoMf 0	./
2)	при исчезновении момента сопротивлсш у синхронного двигателя, подключенного к сети,
,2~	I j-
tj —2 = -^р„,^ • > = d/	т ком п;
Общим методом решения дифференциалы* уравнения относительного движения ротора яви ся метод численного ипгегрирования приегоц стейшей модификации, именуемой методом пос. довательных интервалов. Для более точных рас тов применяют методы Рунге—Кутта, Штерн и др., которые предусматривают поправки дляуя ранения погрешностей. Методы численного инти рировапия в матемашке хорошо разработаны и гя использовании ЭВМ обеспечивают решение дифм ренциальпых уравнений с большой точностью. J
При решении задачи методом последовать ных интервалов весь процесс изменения угла» времени разбивается на интервалы А/, в течение, ждого из которых мощность ДР = Р - Роста! неизменной.
Выражения для приращения угла в пер и последующем интервалах [45 1].
Дб, = к • 0,5ДР0; б^бо + Дб,;
Дб2 = Дб, + АДР,; б2 = 5, + Д62;
д8„ = Дб„_ । + ккР„ б,, = 5„ ,+A8„. Здесь к = соном Д/2 / Тр Л/ нТt выражены в сскуи. Дб — в градусах. Значение Д/ принимается обы равным 0,02—0,1 с
Если на каком-то интервале п режим измен: ся скачком (отключается поврежденная линия часть генераторов), т.е. избыток мощности, сое: ляющий ДР„_,, внезапно становится рай &Р'п _ ,, то приращение угла в этом интервале
д8л = д8„ - | + 0,5А(ДР„ , + ДР,', _,).
Формально изменение режима отражае здесь изменением собственных и взаимных про димостей, по новым значениям коюрых опреде ется ДР ।.
Этот общий метод решения уравнений приме для систем любой сложности При этом об усге) вости ЭЭС судят по изменению не абсолютных,а носительных углов б,„ = б, - б„, i = 1, 2,..., п -1.
}45.81 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ БОЛЬШИХ ВОЗМУЩЕНИЯХ И МАЛЫХ ИЗМЕНЕНИЯХ СКОРОСТИЗХ1
Применим метод последовательных интервалов для схемы «станция—шины» с учетом электромагнитных переходных процессов. В этом случае Р=/(8, Е(/); Е(/ = <р(Е' , 5). поэтому в каждом интервале к дифференциальному уравнению движения ротора генератора добавляются соотношения [45.1,45.5]:
а)	между ЭДС Е' и ЭДС Еу
г £'^12(^-</)C0S(5 - а12)
9	1--УЦ (*/-*</) cosall
где U— напряжение на шинах системы; _уц, ац, Уи, ар характеризуют собственные и взаимные проводимости (см. разд. 43);
б)	между изменениями ЭДС Е^ и скоростью изменения ЭДС Е' :
ДЕ'
ЕЧе~Еч=
где Ече — вынужденная ЭДС, пропорциональная напряжению возбуждения; принимается среднее ее значение за интервал времени Д/
Расчет переходного процесса для неявнополюсной машины проводится в следующем порядке
1.	В исходном режиме определяют значения Р(1,8(), Е'^о, Еу0 и соответствующую им ЭДС Еуе.
2.	Определяют собственные и взаимные проводимости схем для аварийного и послеаварийного режимов, причем генераторы в схему замещения вводятся синхронным сопротивлением х^.
3.	По характеристикам регуляторов и возбудителей строят зависимости изменения во времени £,e=/W-
4.	Определяют ЭДС Е(/ в первый момент нарушения режима работы E^Oj, при этом значения Е^ и 8 принимают такими же, как и в исходном (нормальном) режиме (Е' = Е'ч0 ; 5 = 50):
Е _ E'q ~ L»|2(\,-<)cos(8 - <х|2)
9(С)	1-уцС^-х^совац
5.	Находят изменение переходной ЭДС в течение первого расчетного интервала
^0(0) дс
' jo
где Еуе1 — среднее значение Е^е за первый интервал времени.
6.	Определяют Е'^ в конце первого и начале второго интервалов:
g'Vl =^0 +Д£^|-
7.	Вычисляют активную электрическую мощность генератора в начале первого интервала
/J(0) = ^0-41 sinal Г + fc’v0L>|2s,n(S0-«I2)-
8.	Определяют небаланс мощности па валу генератора
д£(0)= £(0) - р0-
9.	Вычисляют приращение угла на первом интервале.
10.	Находят угол в начале второго интервала и т.д.
Расчет каждого последующего интервала выполняется по значениям параметров режима предыдущего интервала. При заданном (принятом) времени отключения поврежденного элемента сети расчет выполняется до тех пор, пока не будет ясен характер изменения угла во времени (затухающий или нарастающий).
Синхронный генератор с явно выраженными полюсами в таких расчетах представляется схемой замещения с сопротивлением х^ и ЭДС:
Е =	L'.vI2(-\/- -tj)cos(S-K|2)
Q 1 --ni(\y-*j)cos«ll
Последовательность выполнения расчета остается прежней.
Особенности организации вычислительного процесса при расчетах динамической устойчивости сложных ЭЭС на ЭВМ. Целью таких расчетов является определение зависимостей различных режимных параметров от времени (токов, напряжений, углов сдвига векторов ЭДС генераторов, электрической мощности, частоты и др.) после больших возмущений, причиной которых может быть КЗ, внезапное отключение ЛЭП, генераторов или трансформаторов, потеря возбуждения каким-либо из генераторов и синхронных компенсаторов.
Расчет переходного процесса при приложении заданного возмущения состоит в совместном решении системы нелинейных алгебраических и дифференциальных уравнений с заданными начальными условиями.
Система дифференциальных уравнений, описывающая электромеханические переходные процессы в синхронном генераторе при учете регулирования возбуждения дополняется дифференциальными уравнениями, описывающими систему возбуждения и автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) генераторов [см. § 45.10].
Электрическая сеть описывается системой алгебраических (узловых) уравнений большой раз-
мерности в форме баланса токов YU = или мощностей СдУЦ = S [45.10—45.12].
388 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд!
Совместное решение всех вышеуказанных уравнений приводит к следующим вычислительным трудностям
1)	к необходимости уменьшения погрешности взаимосвязи системы дифференциальных и алгебраических уравнений сети;
2)	к необходимости учета жесткости системы дифференциальных уравнений, для чего приходится уменьшать шаг интегрирования [45.13, 45.14].
Система уравнений считается жесткой, если отношение наибольшей постоянной времени к наименьшей велико В случае учета демпферных обмоток генератора Тм > Т'^о и Тм > Т"о в десятки раз Особым источником жесткости являются малые постоянные времени элементов регулятора возбуждения;
3)	к необходимости использования высокоустойчивых методов численного интегрирования из-за жесткости системы дифференциальных уравнений с целью уменьшения погрешности вычислений [45.14J.
Преодоление перечисленных трудностей приводит к повышению вычислительной эффективности расчетов.
Способы учета взаимосвязи систем дифференциальных и алгебраических уравнений делятся на раздельные и одновременные.
В промышленных программах расчета динамической устойчивости (табл. 45.10) используется, как правило, раздельный метод решения систем дифференциальных уравнений, описывающих поведение синхронных машин и комплексной нагрузки, и системы линейных (на каждом шаге интегрирования) алгебраических уравнений, описывающих пассивную часть электрической сети.
В программе МУСТАНГ (табл 45.10) для решения системы дифференциальных уравнений применяется комбинация различных методов численного интегрирования в зависимости от вида уравнений. Для решения дифференциальных уравнений, описывающих электромеханическое движение ротора синхронной машины, используется метод прогноз-коррекцин четвертого порядка Адамса с переменным шагом Прогноз осуществляется по формуле
Уп+1=Ун + ^в0Уп +В1Уп~] + в2Уп-2 +взУ’п-Л
а коррекция — по формуле
Уп + I =Уп + h(B 1Ун + I + воУп + вI У'п I + М-11 где_уп+ |,_уп — значения функций в моменты ври ни/,,+ | «t„,y'„ti,y'„,y'„_ ,.у^ 2,у'„ j — зим ния производных функций в моменты время |Л 2И'П 3, А — шаг интегрировщ] на интервале tn + ।— /н; В Во, В2,	—им
фициенты, значения которых зависят от метод! комбинации предыдущих шагов интегрироии [45.14,45 15]
Для решения остальных уравнений вышепрм денной системы, описывающих поведение ся хронной машины, а также уравнений, описыш щих процессы в АРВ и автоматическом регулам частоты вращения (АРЧВ), используется мета численного интегрирования, основанный на иля грале Дюамеля тре тьего рода с линейной аппрои! мацией возмущающих функций. Основная форм ла для коррекции имеет вид
Уп+ | =WA/7 + Ц,(1 - е А/7) + (/'[А - Т(1-е j где Un, U’n — возмущающая функция нее пром водная; Т — постоянная времени дифферента ного уравнения
Преимущества данного метода состоят в уди стве учета различных нелинейностей системы» гулировання синхронной машины и в достали высокой устойчивости вычислительного пронеся интегрирования.
Численная устойчивость метода интетрирои ния определяется характером изменения погрс» пости на большом числе интервалов
Одновременное решение систем дифферент альпых и алгебраических уравнений требует™ менепия неявных методов интегрирования, ют» рые заключаются в приведении дифференциал ных уравнений к алгебраическим [45.14]. Проста ший из них — метод трапеций.
Для понижения порядка и жесткости приведи ной выше (§ 45 1) системы дифференциальна уравнений пятого порядка возможно примеиеи интеграла Дюамеля В частности, учет эффея демпферных обмоток возможен за счет исклю» ния двух последних уравнений Порядок систем понижается до трех и существенно уменьшаем
Таблица 45.10. Характеристика программ расчета динамической устойчивости
Программа	Организация	Число генераторов	Число узлов	Число ветвей	Число устройств противощ рийной автоматики (ПА)
КОРОНА	ПДУ	150	500	750	200
МУСТАНГ	ДЦ Бал гика	500	1500	3000	500
ВРК-ДАКАР	ВНИИЭ-ЛТУ	300	1000	1600	300
ЭРА	внииэ	200	500	750	200
} 45.8] ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ БОЛЬШИХ ВОЗМУЩЕНИЯХ И МАЛЫХ ИЗМЕНЕНИЯХ СКОРОСТИ! 89
жесткость, что позволяет увеличить значение шага интегрирования Тогда описание электромеханических переходных режимов в синхронном генераторе получается в виде системы трех дифференциальных уравнений [45.13]:
dx d/
х[Рт-/>(£;, Uq, Ud, Е'чп. Е"п, E"dn, U4n, Udn, /)|;
dE'„ 1
Применение формулы трапеций для решения данной системы уравнений приводит к необходимости решения алгебраических уравнений для каждого генератора:
8(« + 1)~5(и)' 2(5("+ ') +	= °’
s(n+l)~s(n)~ 2Т, Х
Х ^т(п+ 1) + Рт(п) ~ Р(п + I) “ Р^ = 0 ’
Ef — F' — h 'li £</(») 2 7m t/0
x(£9c(n+ 1) + Eqe(n) ~Eq(n + 1) - Eq{n)^ ~ °'
Индексы в скобках при переменных указывают иа начало (/ = /„) и конец (/ = ln 4 । = ln + h) шага интегрирования.
Полученные алгебраические уравнения для генераторов решаются совместно с нелинейными узловыми уравнениями сети в форме баланса токов методом Ньютона.
Таким образом, для расчета переходных режимов в ЭЭС максимально используются информационная база, алгоритмические и программные разработки для расчетов установившихся режимов, включая эффективные схемы учета слабой заполненности матрицы узловых проводимостей, т.е. вычислительное ядро составляет программа расчета нотокораспределения, дополненная модулями формирования и решения уравнений переходных режимов в генераторах. Динамические свойства турбины, системы возбуждения и соответствующие автоматические регуляторы могут быть учтены без изменения структуры вышеприведенной системы из трех дифференциальных уравнений. Для этого PjHE^ должны рассматриваться как реакции динамических элементов на входные сигналы, вычисляемые по известным аппроксимациям интеграла Дюамеля.
Характеристика программ расчета динамической устойчивости. Для расчетов динамической устойчивости и электромеханических переходных процессов в многомашинных сложных ЭЭС с учетом ПА используются программы, характеристики которых приведены в табл. 45.10. Расчет одного переходного режима для больших систем, описываемых тысячами уравнений, осуществляется на современных ЭВМ практически мгновенно. Современные программные комплексы для исследования динамической устойчивости сложных ЭЭС, как правило, состоят из двух основных программ:
1) расчета установившегося режима для определения начальных значений переменных, интегрируемых в процессе расчета динамической устойчивости;
2) расчета переходного процесса при больших возмущениях с возможностью моделирования действий ПА.
Расчеты установившихся режимов в них осуществляются решением узловых уравнений в форме баланса токов или мощностей [45 11 [.
В расчетах переходных процессов предусмотрено использование различных моделей синхронных машин, которые представляются полными или упрощенными уравнениями Парка—Горева. Общепринятым допущением является неучет электромагнитных переходных процессов в статических элементах' статорных цепях синхронных машин, элементах электрической сети и статических нагрузок [45.2].
Уравнения, описывающие систему возбуждения (СВ) и систему АРВ генераторов, синхронных компенсаторов и двигателей, отражают существующие типы СВ и систем АРВ. Типовые параметры СВ и систем АРВ заложены в программы, и для их моделирования в общем случае достаточно указать вид СВ, и все параметры вызываются автомагически, но при необходимости их можно изменить.
В расчетах динамической устойчивости нагрузка представляется статическими характеристиками по напряжению и частоте или уравнениями динамики для синхронных и асинхронных двигателей.
Так как эффективность расчетов переходных процессов во многом зависит от возможностей моделирования и удобства описания различных средств ПА, то в программах предусмотрена возможность отображения всех реально существующих видов ПА с учетом блокировок и контроля предшествующего режима (КПР). Для кодирования ПА применяется специальный язык, близкий к разговорному языку, которым пользуются технологи при описании средств ПА
Современные программы используют базы данных по параметрам генераторов, системам регулирования, нагрузкам и удовлетворяют самым высоким требованиям к сервису в отношении удобст
390 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИ V С ИС 'ТЕМАХ [Pi
ва задания данных и наглядного, в виде графических зависимостей, вывода результатов.
В связи с постоянно растущими требованиями к оперативности и точности расчетов установившихся режимов и динамической устойчивости на базе однородных, преобразуемых в настоящее время в неоднородные, локальных сетей ЭВМ создаются оперативно-информационные управляющие комплексы, которые позволяют предоставить полный графический диалог диспетчеру и технологам ЭЭС.
Разрабатываются программы для расчета длительных переходных процессов, в которых с различной степенью детализации учитывается действие систем регулирования частоты и мощности, тепловые переходные процессы в котлах и системах их регулирования, переходные процессы в паровых и гидравлических турбинах и их системах регулирования.
Резкое расширение рынка компьютеров и стандартного программного обеспечения обусловливает необходимость постоянного совершенствования программных комплексов расчета режимов и переходных процессов, используемых не только в экспериментальных, но и в эксплуатационных целях.
45.9. ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ БОЛЬШИХ ВОЗМУЩЕНИЯХ И БОЛЬШИХ ИЗМЕНЕНИЯХ СКОРОСТИ
Процессы при больших возмущениях и больших изменениях угловой скорости роторов генераторов часто называют асинхронными режимами, которые включают в себя асинхронный ход, ресинхронизацию. результирующую устойчивость
Причинами возникновения этих процессов могут быть потеря возбуждения синхронных машин, нарушение динамической устойчивости после большого возмущения или статической устойчивости при утяжелении режима. Возникающий при этом асинхронный ход генераторов или части ЭЭС может быть устойчивым, неустойчивым, перемежающимся синхронно-асинхронным.
Для асинхронного режима характерен поворот вектора ЭДС. хотя бы одной станции ЭЭС, на угол больше 360° вследствие того, что роторы генераторов вращаются с частотой, отличной от синхронной При этом синхронная машина одновременно с синхронным развивает и асинхронный момент, а ее параметры, зависящие от скольжения, приобретают новые значения (Е„, и х„, =	В этих
условиях ток, циркулирующий в элементах системы, имеет слагающие двух частот' со и <оном. Асинхронные двигатели нагрузки, реагируя на изменение частоты и напряжения, будут изменять свои мощности и угловую скорость При значительных отклонениях частоты в системе индуктивные и емкостные сопротивления трансформаторов, ЛЭП и
других статических элементов будут также няться. Следовательно, расчет асинхронных мов, строго говоря, должен выполняться при специфических параметров и характеристик тически всех элементов ЭЭС Асинхронный хо; нератора создает периодическое возмущение синхронно работающих часеях ЭЭС, что м привести к дальнейшему развитию аварии и га му развалу ЭЭС. Поэтому цели анализа асию иых режимов обычно следующие определение плитуды возмущения, создаваемого iciieparq работающим асинхронно, и частот обеих ч» ЭЭС, работающих несинхронно, расчет устава шегося асинхронного хода, если он возни оценка устойчивости нагрузки, получающей и ние от линии электропередачи, соединяющей синхронно работающие части ЭЭС.
«Руководящие указания по устойчивости! госистем» [45.16] содержат требование обей ния автоматической ликвидации асинхронных жимов, как правило, путем разделения электр ской сети ЭЭС. Ресинхронизация как с примет ем автоматических устройств, так и самояр вольная должна резервироваться автоматичес делением ЭЭС па части, работающие несинхро: с последующим использованием АПВ. В [451 приведены общие требования к автоматике ли дации асинхронного режима (АЛАР) Устрой АЛАР должны обеспечивать ресинхронизацию синхронно работающих чашей ЭЭС или ихр« ление при любом реально возможном случаен: шения синхронизации. Допустимая длигегаи асинхронного режима устанавливается в ках случае с учетом необходимости предотвраще повреждения оборудования, нарушений устой вости и электроснабжения. При этом должный учтены условия действия АПВ и надежностьсра тывания релейной защиты. Но мере роста и ум нения энергообъединений и превращения участ дальних ЛЭП в межсистемпые связи возник серьезные ограничения в использовании ресинх низации. Опыт эксплуатации ЭЭС показал [45.1 что в сложных энергообьединепиях асинхрои режимы могут быть причиной развития аи с нарушением устойчивости и возпикновен особо опасного многочастотного асинхронного жима. Основной причиной нарушения устойч сти является возникновение электромеханичес: резонанса при приближении изменяющейся в: цессе асинхронного хода и ресинхронизации ча ты возмущающего воздействия к частоте собст ных колебаний синхронно работающих ча ЭЭС, а также снижение предела мощности меж темной связи между асинхронно работами частями вследствие значительного снижених пряжения в зоне, близкой к электрическому це
{45.10]
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ МАЛЫХ ВОЗМУЩЕНИЯХ
391
качаний. В силу сложности асинхронных режимов и для выявления их особенностей в ЭЭС проводятся натурные испытания. Цели и результаты этих испытаний рассмотрены в [45.18]
45.10. ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ МАЛЫХ ВОЗМУЩЕНИЯХ
Поведение ЭЭС при небольших отклонениях от ее установившегося режима вследствие стохастического изменения нагрузки и других параметров изучается для оценки статической устойчивости ЭЭС, выбора наилучшего способа автоматического регулирования возбуждения, регулирования частоты вращения турбин и т.д.
Анализ простейшей нерегулируемой системы типа «станция—шины» [45.1, 45.2, 45.5]. Работа простейшей системы, состоящей из станции, связанной ЛЭП (или сетью, содержащей нагрузки, которые представлены постоянными сопротивлениями) с шинами неизменного напряжения при малых отклонениях, характеризуется уравнением
( Т, 2 Pd	А
----р +-------+ с. А5 = 0,
[“ном “ном	J
где С| = dP/dS — производная от мощности по углу, определенная по характеристике Р - /(8) при dPE Е U
Е= const (рис. 45.26), т е. с. = —-3 = —а—cos5;
’	d6 xdY
— коэффициент, характеризующий демпферный момент.
Решение характеристического уравнения в общем случае
Pi1 Р2‘
Лб = /1 |С + Л,е
= С|М"ом
Р|-2 2rj~J(2TjJ Tj
= - а + Р.
Выяснить характер переходного процесса, установить, устойчива или пет система при малом возмущении, можно, проведя анализ корней р{ 2. Об устойчивости судят по знаку вещественной части корней При работе системы с углами 5 < 50, для которых ciUtHOM/Tj > (Pd/2T!'E, опа устойчива и процесс затухания изменений угла Л5 носит колебательный характер. В случае 50 < 5 < 5тах = 90° работа системы также устойчива, но процесс затухания носит апериодический характер, гак как С1 ыном1 т.) < (Pd/2 Ъ)2 и Р1,2 = - « ± ₽ гДе « > ₽ п°-этому имеются два вещественных отрицательных корня. В случае работы системы с углами 5 > 5тах С| < 0 и pi j = - сс ± р, но Р > а, поэтому < 0, а р2 > 0 и происходит апериодическое нарушение устойчивости. Случай С| = 0 является критическим и требует специального исследования.
Анализ корней без учета демпферного момента ведется аналогично, при этом принимается Pd= 0 [45.1,45.2, 45.5].
Анализ нерегулируемой системы типа «станция—станция». Дифференциальное уравнение ЭЭС, в которой две станции рабозают на общую нагрузку, представленную в виде неизменного полного сопротивления, можно записать как
где С|, определяются дифференцированием выражения для мощности первой и второй станций по углу 612 = 6] -62:
)
Pl = ^l-hl sinall +£|£'2>’l2s,n(612_al2);
где Pi и Р2 — корни характеристического уравнения,
8
Рис.45.26. Характеристика мощности простейшей системы
2
Е2 = Еуууу sinЕ। Е^у ।у sin (5 j 7 •+• сс [2)  Корни характеристического уравнения
дают возможность установить, что устойчивость не нарушается при положительном значении относительного ускорения а.
При учете нагрузки статическими характеристиками мощности исследования статической устойчивости ведут методом, изложенным в [45 1].
Анализ сложных нерегулируемых ЭЭС (сложные позиционные, консервативные системы). В ЭЭС, содержащей произвольное число станций и нагрузок, мощность каждой станции зависит от
392 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [РацЦ
взаимных углов между ЭДС данной станции и ЭДС всех остальных станций. Число независимых относительных углов, через которые могут быть выражены ос1альные относительные углы, па единицу меньше числа станций. Изменение мощностей машин п нагрузок можно представить в виде функций относительных углов:
I =/1(б12’ 513-  б1Л- - б1л);
Д/Эи ЛХб12’ б13’   б1Л’   ’ 61л)-
Уравнения движения роторов:
TJ\ 2Х лр — рб1=-ДР1;
шном
Т
hi 2К _	.„
— р 6„ - - ДД„-шном
Приращение мощности к-ii станции
дР>	дР.	дР•
к =	Д6|2 + Тя Дб 13 +... + Т7 Дб|£ + ...
дрк - + г)51пД5>"-
Система уравнений, определяющая изменения относительных углов Д5|2, ..., Д51п:

сс^Дби + а["дб13 + ... + р2Д61п + а[/"дб1п = 0, где
I п	I
«12 = Ыном 7“ L\/i
^1
0612
I .
!Jn d612. ’
12 _ Г 1
= Шном1Л1 ^1П
1
TJ2
dP2l
d5lnJ'
В этих выражениях верхний индекс у коэффициентов а указывает, какие приращения мощности входят в разность, нижний — но какому углу берутся производные.
Записанная выше система уравнений позволяет судить о характере колебаний всех относительных углов при малых возмущениях. В [45.1] показано, чго эта однородная система дает решения отличные от нуля только в тех случаях, когда ее определитель равен нулю:
, 2	12ч
(р +сс12)
12
а13
D(p) =
Раскрыв определитель, получают характер стическое уравнение, которое содержит лишья ные степени р.
гу, х 2(я-1) .	2(л 2) ,	2(п-3),
D(p)=p +ат.Р +^Р	+--
j.	2 ,	_п
• +о2(л-2)Р +"2(л- I)”0
Устойчивость при малых возмущениях в Э' сохраняется лишь тогда, когда корни этого урак ния чисто мнимые При чисто мнимых проси корнях колебания системы после возмущения и стоят из суммы гармоник с частотами, равным этим корням, что соответствует пеасимптотм ской (по А.М. Ляпунову) устойчивости ЭЭС. Упи новить условия, при которых характеристичеси! уравнение имеет 2п чисто мнимых корня, можно,» пользуя подход, предложенный в [45.19]. Всоопд-ствии с этим подходом для проверки устойчивой! позиционной модели ЭЭС надо вместо много»» О(р) взять многочлен D(p) + D'(p), где //(^—производная по р от D(/r), и применить к немулюИ критерий асимптотической устойчивости (Ль» ра—Шипара, Гурвица, Рауса и др ). Если кригсрй выполняется, то корни многочлена О(р) + Д(р)» жат в левой полуплоскости. При этом многим D(p) имеет чисто мнимые корни, что характеризуй систему как устойчивую.
Анализ систем, имеющих автоматическое;! гулироиапие. Математическое описание сипев возбуждения и АРВ геиера горой. Основная задач АРВ — поддержание напряжения на зажимах гены ратора с заданной высокой точностью, что позволь ет реализовать требуемые режимы работы ЭЭС, а также увеличить пропускную способность ЛЭП.j
Исследования статической устойчивости риу-лируемой системы имеют два аспекта: акали и синтез. Решение задачи анализа предполагая проверку статической устойчивости системы, выявление вида переходного процесса и определен» его качества при известных параметрах регулирую, щих устройств и системы. Решение второй задав сводится к синтезу структур стабилизации АР! на заданных электростанциях или всей систсш в целом, выбору параме|ров стабилизации АИ с целью обеспечения устойчивост и ЭЭС и улучи, ния качества переходных процессов.
Основные подходы к решению задачи статна ской устойчивости следующие: для системы станция, оснащенная АРВ пропорционального действия (АРВПД) — шины неизменного папряженм принимаем, что АРВПД реагирует только на отклонение напряжения. Вынужденная составляют» ЭДС синхронной машины (СМ), обусловлены!! действием АРВ, записанная в малых отклонения; имеет вид
1л
а13
, 2	I",
(Р + а,„)
ДЕ

j 45.10]
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ МАЛЫХ ВОЗМУЩЕНИЯХ
393
Здесь — коэффициент усиления АРВ по напряжению; ДЦ.= Cr0- Ur, а исполнительный элемент — вибудитсль представляется одним апериодическим звеном с постоянной времени обмотки возбуждения возбудителя Гс,; преобразовательный, измерительный и усилительный элементы считаются безынерционными.
Линеаризованные уравнения электромеханических и электромагнитных переходных процессов вобмотке возбуждения возбудителя и регулятора имеют вид.
[Tj 2 Pd
----р +-----р +
^НОМ “нОм
дР Об
уР I . х с) Л*
^д5 + ^А = 0;
f дЕ’^ дЕс [г<«> дб р + Тб
«ои
1 + рТ, d6 J
f дЕ' дЕ Кои dtM
++= 0'
Характеристический определитель этой системы D(p) может быть представлен в виде суммы двух определителей D(p) = D0(p) + Е>ц(р), где
0с(Р) =
Tj 2 Pd	дР
“ном “ном	б)й
d£^	d/:^
Тм д&Р + d6
дР
дЕц
дЕ’ч дЕч T^dEQP+dEQ
отвечает нерегулируемой системе, а
DV(P) =
TJ 2 Pd дР ---Р +---Р+Тх “ном “ном дЬ
d6
отражает эффект регулирования возбуждения.
Характеристическое уравнение, приведенное к полиномиальному виду
ОД = D0(p) + D,/p) = (1 + р Те)(а0 р3 + а । р2 +
+ 1ЦР +	+ Л'()(/*Ля1 Р^ + &а2 Р + А°з) ~ О’
где
°0 “со Tj ном
т>	pd т,
ном	ном
d
2 со d 2 ном
Td = рм
через Да, обозначены составляющие коэффициентов а,, которые зависят от действия АРВ и являются добавками к этим коэффициентам
Г,	Pd
Еа. = —1—Ь ; Да, = ------Ь \ Еа-,= Ьс->\
“ном	~ “ном
df/./df,]-1 б =	;
d/^Д dAyJ
dfl	дР	дР ^qt^qV'
।	dS	d6	dEn d6 I df,.
•A =consl	</	V
_	dP I	OP	dPoE'q(t)E'4YX
2	d5	dS	dE,. d6 d£..l
•A = const	</	\
_ d£|	_ dP dP dC/dtM"1
3 dS ,, dS d£n d8 I d£,, I
4/= const	<? x <//
Анализ устойчивости, выполненный по критерию Гурвица [45.2, 45.10], дает возможность установить неравенства, при выполнении которых обеспечивается статическая устойчивость:
*> Кои > *О(/ПШ| -	;
2) кои<Кои,Пгх - Ь(с3-с2)
В общем случае регулирование возбуждения осуществляется по различным законам и параметрам. Действие системы возбуждения и АРВ генератора учитывается изменением расчетой ЭДС E4L„ пропорциональной напряжению возбуждения В наиболее общем виде изменение Е может быть представлено в виде
д^= i ^,(р)лп,, 1 = 1
где Jr,(p) — передаточная функция АРВ по каналу регулирования /, зависящая от тина АРВ и степени детализации моделирования его элементов; П, — параметр регулирования.
В настоящее время для крупных СМ наиболее широко используются:
1)	высокочастотная система возбуждения с АРВПД, применяемая па турбогенераторах мощностью 200—300 МВт (рис. 45.27);
2)	тиристорная система возбуждения с АРВ сильного действия (АРВСД), применяемая па гур-
394 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Рам!|
Рис. 45.27. Структурная схема высокочастотной системы возбуждения и АРВ пропорционального действия
K^+pT^a+pT^l+pT'J
W (п) =
2 ^рТс)(\^рТ3)Ц^рТ1ОС) + K0llKt1
Здесь К0(, = КуАжос/(1 + КуКж ос) — суммарна коэффициент усиления системы возбуждении АРВ по каналу напряжения: Гэ = 7у/(1 + Ta=Te-K/Kf.
Результирующий коэффициент усиления, » растеризующий точность поддержания напряжена на зажимах генератора в установившихся режишп и определяемый с учетом последовательной обмотки возбуждения возбудителя, Ко = Kol/I(l -К1 Настроечными параметрами АРВ являются коэфЫ циенты усиления К„, К^.пг, К, .,г. и постоянная *
-*	у ЛЬ- V V I V V	 |
мени Ггпг.
богснераторах ТГВ-200, ТГВ-300 и мощных гидрогенераторах (рис 45.28)
Структурная схема высокочастотной системы возбуждения и АРВПД включает (см рис. 45.27) возбудитель, представленный инерционным звеном с коэффициентом усиления Ке и постоянной времени Те\ последовательную обмотку возбуждения возбудителя, представленную эквивалентным звеном с коэффициентами усиления К и Kj и постоянной времени Те, измерительный и преобразовательный элементы АРВ, которые практически безынерционны и в схему введены усилительным элементом (магнитным усилителем с коэффициентом усиления Ку и постоянной времени Ту, охваченным жесткой обратной связью с коэффициентом КЖО(,, стабилизирующую гибкую обратную связь по напряжению возбуждения с коэффициентом Ктос и постоянной времени 7ГОС. В соответствии со схемой рис 45.27 действие АРВ описывается уравнением
&ЕЧе = * Щ +
где
w (	_________W+PTr.OJ_______________
1 (^рТеИ1+РТ3)Ц+Р7гос) + К0иКгоср’
Структурная схема тиристорной системы*» буждения и АРВСД (см рис. 45.28) включает в ceil передаточную функцию Wo к р общего канала реи лирования, т е. тиристорной системы возбужден* и ее блока управления Общий канал можно спи тать безынерционным, т.е. к р = А'окр АРВСД осуществляет регулирование по отклонению н* пряжения (коэффициент усиления КОц) и стабшы зирующим сигналам первой производной напри жения Кщ, отклонению Ку и первой производно! А'|^ частоты напряжения (А(/ = рА5(/), первой про»] водной тока обмотки ротора К\^ Достаточно об щим математическим описанием каналов АРВ» ляются уравнения'
>Wp) =

I .	7-	2 2 •
1 +pT2+p /3
1 +рТ5+р2726'
где k = I для дифференциатора (7у и Ть малы); (=! для фильтра постоянной составляющей (7'5 соизме-1
Рис. 45.28. Структурная схема тиристорной системы возбуждения и АРВ сильного дейсгввя
j 45.10]
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ МАЛЫХ ВОЗМУЩЕНИЯХ
395
Таблица 45.11. Характеристика программ расчета статической устойчивости
Программа	Организация-разработчик	Количество			Критерий статической устойчивости
		узлов	ветвей	генераторов	
					Проверка статической колебательной устойчи-
«Поиск»	ЛГГУ	300	450	50	вости на основе определения собственных значений характеристической матрицы Проверка колебательной устойчивости построением границ D-разбиения с проверкой нретен-
«Оптим»	МЭИ	300	450	50	лента по критерию Михайлова, оценка динамических свойств системы по собственным значениям и собственным векторам характеристической матрицы, оптимизация настроек АРВ
УСТ	МЭИ	300	450	50	Знак якобиана системы уравнений установившегося режима, решаемой методом 11ьютоиа
римас 1 с); Wt(p) = pl( \ + atp + b,p2) — персдаточ-вая функция остальных каналов
В соответствии с приведенной схемой действие АРВ описывается уравнением
AV и/окр{^о(^Ио(/+ /чЛ/Ш-ДЦ)+ + Ио/(Ж0/+ /ч/И'1/(р)]Д5,/+ KUfWlli(p)KE4}.
Настроечными параметрами АРВСД являются
KOlh KIU’ К0р К1/И K\lj
коэффициенты усиления
Исследование статической устойчивости сложной многомашинной ЭЭС на ЭВМ проводится с по
мощью методов, которые можно разделить на две большие группы
К первой группе относятся методы анализа апериодической статической устойчивости. Они основаны на уравнениях установившегося режима сис
темы, записанных в вариациях, и позволяют судить обустойчивости заданного режима по необходимому условию При этом предполагается, что АРВ обеспечивает постоянство напряжения па выводах генераторов во всех режимах и не допускает нарушений статической устойчивости в виде саморас-качивания Критерием апериодической статической устойчивости ЭЭС является положительное значение свободного члена характеристического уравнения ап [45.1, 45.2]. Применение этого критерия требует в общем случае расчета ряда последовательно утяжеляемых установившихся режимов и определения для каждого из них ап. Сохранение
знака aN при последовательном переходе от заведомо устойчивого режима к исследуемому означает, что этот режим устойчив, а изменение знака ап (т.е. прохождение ап через нуль) соответствует режиму, предельному по апериодической статической устойчивости.
В ряде промышленных программ для ЭВМ (табл. 45 11) рассчитывается значение ап системы линеаризованных уравнений переходных процес
сов после расчета установившегося режима С целью ускорения и упрощения расчетов предпочтительнее оценивать апериодическую статическую устойчивость во время расчета установившегося режима. Здесь возможны два подхода
1 Оценка апериодической статической устойчивости (знак ап) по знаку якобиана системы уравнений установившегося режима, решаемой методом Ньютона [45.20] Этот якобиан практически совпадает с ап (знак якобиана равен знаку ап) с погрешностью, обусловленной заменой конечных значений	па X'of/ —> оо в следующих случая
система содержит шины бесконечной мощности (неизменного напряжения), которые выбраны в качестве балансирующего узла при расчете установившегося режима;
генерирующие узлы в расчете этого режима задаются параметрами Pt и t/r;
узлы нагрузки при расчете этого режима учитываются теми же сгагическими характеристиками, что и при расчете статической устойчивости
В случае невыполнения хотя бы одного из этих условий сохраняется вотможность вычислить в точке решения якобиан, удовлетворяющий данным условиям. Данный подход реализован в программе УСТ МЭИ
2. Оценка апериодической статической устойчивости по критерию сходимости итерационного процесса расчета установившегося режима при соответствующей организации численного решения [45.21]. Граница сходимости этого итерационного процесса и граница апериодической статической устойчивости совпадают, что имеет место при ап = О Связь условий сходимости итерационно! о процесса расчета установившегося режима и условий апериодической статической устойчивости выражается через собственные значения и Ej итерационной матрицы и матрицы, определитель которой является свободным членом характеристического уравнения
396 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд.<
r]z = I - kXj. Отсюда следует, что при выполнении необходимого и достаточного условий сходимости итерационного процесса выполняется условие положительного значения ап [45.21].
Методы 2-й группы позволяют судить об устойчивости ЭЭС по необходимым и достаточным условиям (с учетом самораскачивания). Они базируются на линеаризованных дифференциальных уравнениях переходных режимов в системе. Эти методы служат главным образом для оптимизации настроечных параметров АРВ генераторов, обеспечивающих функционирование системы во всем диапазоне апериодически устойчивых режимов.
Для исследования статической устойчивости ЭЭС с учетом самораскачивания используются упрощенные уравнения Парка—Горева, т.е. не учитываются электромагнитные переходные процессы в элементах сети и статорных цепях генераторов, нагрузки учитываются статическими характеристиками мощности ио напряжению. Система этих уравнений, записываемая в малых отклонениях от состояния равновесия, представляется в виде двух подсистем, одна из которых описывает генераторы, а другая — сеть.
Уравнения переходных процессов генераторов с демпферными контурами по продольной и поперечной осям однотипны и для генератора, подключенного к узлу к, имеют вид [45.22]:
( TJk 2 t WHOM
дМ, I А (к 1
(>Мк ыном J
(Д5Л + Д^) + ДРЛ = О;
де, уравнения которой полностью описывают ci бодпые колебания в ЭЭС при малых отклонении
Зт	2т 2(п-т)
Л,(р)	Ei(.P)
/,(р)	В,(р)	О
q
с2	D(l>	с,2>
D(3)	с(4)
Лхг|
Лхг2
Ахг,«
ДУг1
ДУс«, + 1
Л>С«
Здесь приняты следующие обозначения в пред ложеппи, что генераторы подключены к первыми узлам сети из общего числа узлов п > nr.
Gk^Eqek + ^<л(Р)Л'Л - гк Ь‘чк - Ы;,,к = 0; rk^dk + хчк(р)Мчк + &Udk = о,
где vk — фаза вектора напряжения Uk узла к, определяемая относительно синхронно вращающейся оси отсчета; £>к — угол между осью q генератора и вектором Uk', дМ^к/дшк — крутизна моментно-скоростной характеристики турбины, отн. ед.; Рк— электромагнитная мощность генератора. Остальные обозначения общепринятые [45.2].
Сеть описывается уравнениями баланса активной и реактивной мощностей, которые записываются в малых отклонениях для всех узлов ЭЭС, включая п узлы к, к которым подключены генераторы.
В результате объединения всех указанных уравнений получается следующая система в блочном ви-
Ах
^dk
КБк
ных генератора к;
АУ.А =
&vk
— вектор внутренних перемен-
— вектор переменных узла^
к которому примыкает генератор А;
А?С<
ДЦ Av(
— вектор переменных i-го уш
который входит в остальную часть сети (n-irt Ак(р) и Вл(р) — матрицы соответственно (3x3) i (3x2); Ск — матрицы (2x3);	— матрицы (2x2л),
ненулевые элементы которых определяются at-мой сети и параметрами режима.
гк ~
j 45.10]
ПЕРЕХОДНЫЕПРОЦЕССЫ ПРИМАЛЫХ ВОЗМУЩЕНИЯХ
397
Матрица коэффициентов этой системы уравнений
Зт 2т 2(и - т)
	А(р) В(р) 0
нсх	С D(‘> D(2)
	. 0	D(3) D(4>
позволяет вести анализ колебательной статической устойчивости сложной ЭЭС. Целью этого анализа является оценка динамических свойств ЭЭС на основе решения полной проблемы собственных чисел или построение границ областей устойчивости.
Оценка динамических свойств ЭЭС, так называемый «модальный анализ» [45.21], позволяет ив основании значений собственных частот колебаний выделить слабодемпфируемыс или неустойчивые формы движения. Значения коэффициентов распределения амплитуд электромеханических колебаний на каждой данной частоте позволяют определить, изменением настройки АРВ какого генератора (или заменой АРВПД на АРВСД) можно улучшить демпфирующие свойства ЭЭС. Собственные частоты и коэффициенты распределения амплитуд находятся путем вычисления собственных значений и собственных векторов матрицы коэффициентов представленной выше системы уравнений, которую необходимо привести к нормальной форме [45.21]. Частный случай применения модальной теории для анализа устойчивости — определение корней характеристической матрицы \1СХ-
Метод D-разбиения в сочетании с критерием Михайлова позволяет рассчитывать области устойчивости в пространстве настроечных параметров АРВ. В этом случае отсутствует необходимость в приведении характеристического уравнения к полиномиальному виду, что существенно евнжает продолжительность и увеличивает точность вычислений
Специфическая структура матрицы Хисх открывает широкие возможности обеспечения высокой вычислительной эффективности алгоритма расчета границ D-разбиения. Построение этих границ в пространстве настроечных параметров АРВ заданного генератора системы сводится к многократному решению характеристического уравнения относительно этих параметров для различных значений p=a+jo), что приводит к необходимости раскрывать характеристический определитель большой размерности (3m + 2п) [45.22]. Матрица Хисх — блочно-ленточная, причем последние блочные строка и столбец не зависят ни от настроечных параметров АРВ, ни от р. Это дает возможность понизить порядок характеристического определителя иа предварительном этапе вычислений, применяя к нему блочный алгоритм Гаусса и выбирая в качестве разрешающего элемента квадратную матрицу (4)
D В результате получается матрица X меньшего
порядка (5m + d), rned — дефект матрицы Х11сх, определитель которой с точностью до действительной константы равен определителю Хисх:
	3 m	2 m	d
1 =	A(p)	B(p)	0
	C	d(5>	D(6)
	0	d(7)	0
В матрице X блоки А(р), В(р) и С исходной матрицы Хнсх не изменяются, а их квазидиагопаль-ность позволяет уменьшить объем вычислений при расчете определителя X для построения границ D-разбиения
Большие возможности современных ЭВМ и появление высокоэффективных в вычислительном отношении алгоритмов сделали возможным практическое применение как модальной теории линейных динамических систем, так и метода D-разбиения для исследования колебательной устойчивости сложных ЭЭС. В программе МЭИ «Оптим» (см табл. 45 11) реализованы и та и другая возможности.
Таким образом, задачи расчета статической устойчивости решаются по критерию либо апериодической, либо колебательной устойчивости. Характеристики программ, реализующих и те и другие подходы к анализу статической устойчивости, приведены в табл. 45.11.
Практические критерии получили широкое распространение в расчетах статической устойчивости. Строгое теоретическое обобщение, обоснование их применимости и связь с критерием (знак ап) приведены в [45.21]. Все практические критерии представляют собой полную производную от небаланса, соответствующего данному уравнению, по интересующей режимной координате, т.е. отношение бесконечно малого возмущения в системе dN, (dPt, dQt, d£() к приращениям переменных dx( (dS/, dUr d/и др.). В то же время отношение dNt/dxt равно отношению свободного члена характеристического уравнения ап к соответствующему минору Дн. Этот минор является свободным членом характеристического уравнения системы, у которой принята неизменной во времени координата, по которой берется производная, т е. dA, /dx, = ап ltxir Отсюда следует, что если система устойчива при закреплении координаты, входящей в производную, то знак практического критерия совпадает со знаком ап. Таким образом, в этом случае все практические критерии дают правильное суждение об устойчивости и нет необходимости вычислять ап, что существенно упрощает расчеты. При пользовании практическими критериями необходимо выбрать так называемую сомнительную координату, закрепление которой обеспечивает устойчивость системы. Наиболее
398 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Ра(||
широкое применение получили критерии dP/dS > О (для ЭЭС с протяженными ЛЭП), t±Q/dU < 0 (для концентрированных ЭЭС с большим дефицитом реактивной мощности, пониженным напряжением и относительно малыми углами сдвига роторов генераторов), dP/dx > 0 (для исследования устойчивости асинхронных двигателей).
Применение критерия dP/dS > 0 в схемах ЭЭС «станция—шины неизменного напряжения», а также двух электростанций, работающих на общую нагрузку, представленную в расчетной схеме постоянным полным сопротивлением, не вызывает трудностей [45.1, 45.2]. Обычно из условия dP/d5 = 0 находят угол, соответствующий предельному режиму, а затем и максимальное значение мощности Рт, которую можно передать от электростанции.
С учетом нормативного коэффициента запаса по устойчивости К3 н находят
Р
Р = пр 1	+	н 
В нормальных режимах К3 н принимается равным 20 %, а в послеаварийных 8 % [45.23]
В этих расчетах неявнополюсный генератор замещается соответствующей ЭДС в зависимости от вида АРВ (£у, Е', Ur). При приближенной оценке рекомендуется проводить расчеты как для неявнополюсной, так и для явнополюсной машины, принимая постоянной ЭДС Ех, приложенную за сопротивлением 0,85xj. Расчеты, проводимые при замене нагрузки постоянным полным сопротивлением, приводят к некоторому завышению предела мощности, и потому их рассматривают как ориентировочные. При более точных расчетах мощности нагрузок задают в виде статических характеристик по напряжению или по напряжению и частоте.
При проверке устойчивости сложных систем по критерию dP/d5 > 0 полагают ЭДС всех электростанций неизменными (Е = const) и вычисляют синхронизирующие мощности электростанций, наиболее опасные в отношении возможности нарушения устойчивости. При этом синхронизирующие мощности могут вычисляться поочередно между электростанциями или группами электростанций. Задача всегда носит несколько неопределенный характер: при вычислении синхронизирующей мощности какой-либо электростанции делаются достаточно грубые допущения относительно распределения мощностей между остальными электростанциями. В практике расчетов для устранения этой неопределенности обычно принимают одно из следующих допущений: I) углы роторов генераторов всех электростанций, кроме данной, постоянны; 2) активные
мощности, выдаваемые всеми электростаншмц кроме двух постоянны.
При первом допущении угол 5| удаленной э.» тростанции, отсчитанный относительно синхрон» вращающейся оси, получает приращение d8|.A6>|
лютпые углы всех остальных электростанций оя* ются при этом неизменными Все относителтц углы первой электростанции получают одинапм приращение dS l2 = d5|j и т.д Относительныеулш
остальных электростанций сохраняют свои зни-
ния, поэтому их приращения равны нулю. Таком;
установленному изменению относительных уи»
соответствуют определенные изменения мош» стей всех электростанций, включая первую. Кри» рием устойчивости является знак синхронизируй щей мощности dPi /d5|n, где — угол междуЭДС
первой и и-й электростанциями ЭЭС
Второе допущение предполагает изменение!»
тивных
мощностей
лишь
двух
электростанций,
И!
время как мощности остальных электростаншй принимаются неизменными. Критерием устойч» вости в этом случае также служит знак произвд ной d/’| /d5|n, где 5|п — угол между векторамиЭДС
электростанции, которая нагружается и балансирующей электростанцией.
Практический критерий стаз ической уст# чивости dEQ/dU< 0 применяют при исследоваил систем с концентрированной нагрузкой, содерц щей одну или несколько узловых точек, от которш электростанции и нагрузки примерно одииапи электрически удалены
Сущность метода применительно к схеме, наказанной на рис. 45.29, заключается в следуют Каждая из нагрузок //( и Н2, присоединенных»)} лу а, обладает определенной характерном!
=/([/„). Объединив все нагрузки, получим р» зультирующую реактивную нагрузку узла в исхо»
Рис. 45.29. Схема концентрированной ЭЭС с нагрузкой в узле
Д45.Ю]
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ МАЛЫХ ВОЗМУЩЕНИЯХ
399
Гис.45.30. Характеристики реактивной мощности генераторов н нагрузки для узловой точки ЭЭС
иом режиме (Ua - I) и ее зависимость в функции напряжения
ен2:=/(^)= /=1
где к— число присоединенных к точке а нагрузок.
Изменение нагрузки узла в исходном режиме ив ±Д(?Н£ определяет новую характеристику Си2±Л(?ну = /(Со). Таким образом можно получить семейство характеристик нагрузки (рис. 45.30). От каждого генератора к точке а поступает реактивная мощность. В случае замещения генераторов постоянной ЭДС Е реактивная мощность, поступающая на шипы нагрузки от к-го генератора, определяется по выражению
где хка — сопротивление ветви от к-го генератора до точки а; — угол между векторами ЭДС Ек и напряжением Ua.
Зависимость суммарной реактивной мощности, поступающей от генераторов, gry; = <Р(б/а) =
п	п
* Е Qrk = X <р^(б/о) может быть представлена
Ы	Л=1
ввиде семейства характеристик, каждая из которых относится к некоторому исходному режиму (см. рис. 45.30).
В любом установившемся режиме Qr^ = те. эти характеристики пересекаются. Очевидно, что могут быть два вида пересечений характеристик: такое, как в точках /—3, где при отклонении напряжения
dU ~ dU	’
или такое, как в точках 4—6, где
dAgz_d(grZ-gHZ)
dU	dU >
В первом случае (точка /), когда dXtJ/dU < О, система устойчива, так как при любом случайном уменьшении напряжения на Л 6’ появляется избыток реактивной мощности Ag,, приводящей к увеличению напряжения, проявляющемуся до тех пор, пока напряжение не воссгапови!ся. Во втором случае (точка 6) система неустойчива
Таким образом, критерий устойчивости системы будет заключаться в требовании выполнения условия dAg^/dC’ < 0.
В ЭЭС, имеющих достаточно много мошных электрических печей, практический критерий статической устойчивости dP/df может оказаться решающим при определении устойчивости режима Причиной возникновения неустойчивости частоты является понижение активной мощности, выдаваемой генераторами из-за уменьшения производительности собственных нужд. Этот эффект проявляется более резко в тех случаях, когда в ЭЭС пет резерва активной мощности. В результате наступает такой момент, когда точка, в которой балансируются активная мощность генератора и нагрузки, из-за деформации характеристики генератора становится неустойчивой и дальнейшее снижение частоты развивается лавинообразно, что становится причиной нарушения устойчивости. Вследствие особенностей протекания процесса этот вид нарушения устойчивости получил название лавина частоты. В ряде случаев лавина частоты можег сопровождаться и развитием лавины напряжения (неустойчивость работы асинхронных двигателей нагрузки), что утяжеляет аварию, вызывая массовое отключение потребителей и нарушение параллельной работы электростанций
Опасного снижения частоты можно избежать, если предусмотреть в ЭЭС достаточный вращающийся резерв активной мощности или отключение части нагрузки с помощью устройств АЧР (автоматическая частотная разгрузка). Обычно в ЭЭС предусмотрены оба этих мероприятия
Оценка статической устойчивости нагрузки [45.1, 45.2] Характеристики нагрузки оказывают непосредственное влияние па устойчивость параллельной работы электростанций Но в определенных условиях и нагрузка может оказаться неустойчивой. Это в первую очередь связано с асинхронными двигателями, которые составляют основную часть нагрузки ЭЭС и при значительных снижениях напряжения на их зажимах могу г опрокидываться и останавливаться.
Условия устойчивости нагрузки существенно зависят от характеристик узлов нагрузки и параметров всей ЭЭС Опасность возникновения неус
400 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Раи 45
тойчивости нагрузки возрастает при увеличении суммарной мощности асинхронных двигателей в составе комплексной нагрузки, их загрузки и электрической удаленности узла нагрузки от электростанций
Расчеты устойчивости нагрузки проводятся для определения коэффициентов запаса устойчивости в нормальных и послеаварийных режимах, %:
Ц>-Ц<р
100,
где Uo — напряжение в узле нагрузки в нормальном режиме; (7кр — критическое напряжение, при котором происходи! опрокидывание и остановка двигателей
Уточненные расчеты устойчивости нагрузки ведутся на основе уравнений Парка—Горева, включающих уравнения переходных процессов в крупных синхронных и асинхронных машинах при учете статических характеристик потребляемой мощности остальных узлов нагрузки.
При анализе системы уравнений, описывающих переходные процессы в ЭЭС с узлами нагрузки, часто ограничиваются определением необходимого условия сохранения устойчивости: ап > 0.
Более простым и часто вполне оправданным является подход, в соответствии с которым используют практические критерии устойчивости нагрузки Наиболее применяемыми являются: dEtdU > 0 и dA£2/d(/ < 0. Оба критерия при оценке критического напряжения дают один и тот же результат, отвечающий критерию ап > 0
Так как критерий dAQ/dG < 0 рассмотрен ранее, остановимся на критерии dE/dU > 0. Часто в таких расчетах схему сводят к виду «генератор— электропередача—узел нагрузки». В исследуемом режиме ЭДС генератора равна Ео, напряжение на нагрузке Uq, а нагрузку задают статическими характеристиками Рн = f(U), QH = <p(U). Для того чтобы определить критическое напряжение в узле нагрузки необходимо построить зависимость
Для этого, задаваясь значением напряжения нагрузки U меньшим, чем в нормальном режиме, определяют по статическим характеристикам значения активной и реактивной мощности нагрузки. По этим данным определяют ЭДС Е, соответствующую пониженному напряжению U:
„ к, Сн(1/)Лх2
E=lL'+~7~) +Г77~; 
где х — сопротивление сети между EkU.
Исходный режим устойчив, если ему соответствует точка а, в которой ЭДС и напряжение соответственно равны Ео и Ц), a dE/dU> 0, тогда как в точке
Ь, в которой dE/dU< 0, режим неустойчив. При£и достигается предельный режим в отношении уст* чпвости двигателя Точке с dE/dU= 0 соответотуп критическое значение напряжения U (7кр
Следует отметить, что нарушение устойчив chi работы одного или нескольких асинхронна двигателей с аналогичными характеристиками!» жет привести к лавинообразному процессу рази-тия неустойчивости и снижению напряжения Те-кой процесс нарушения устойчивости называем лавиной напряжения
Порядок определения статической усгойч»-вости сложной ЭЭС но практическим крктерь ям. Он включает в себя следующие этапы [45.21]:
1)	определение устойчивости отдельных синхронных и асинхронных машин по критерии dP/dti > 0 и dP/ds > 0 при постоянстве напряжена в узлах и частоты,
2)	проверка устойчивости узлов нагрузки» критерию dAQ /dU < 0, которую выполняют, пос» довагельно снимая закрепление напряжений узлов при сохранении неизменной частоты;
3)	определение устойчивости всей ЭЭС покря терию dP !df> 0.
45.11.	МЕРОПРИЯТИЯ ПО УЛУЧШЕНИЮ УСТОЙЧИВОСТИ, НАДЕЖНОСТИ
И КАЧЕСТВА ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ В ЭЭС
Современная ЭЭС является многосвязанни объектом, выполняющим разнообразные функци и обладающим технологическими особенностям! К ним в первую очередь относятся непрерывности взаимосвязанность процессов производства, распределения и использования электроэнергии к времени; быстрота протекания процессов, охватывающих но мере объединения ЭЭС огромные территории. Характерные особенности ЭЭС, с одно! стороны, предопределяют возможность управление режимами с целью их улучшения, а с другой стороны, создают определенные трудности в управлеии режимами из-за тесной взаимосвязи отдельныхэ» ментов. Все это приводит к тому, что меры, наир» ленные на улучшение параметров отдельныхэ» ментов ЭЭС, не всегда можно или даже экономически целесообразно практически реализовать. Более полно использовать имеющиеся возможности ЭЭС и энергообъединений позволяет развитая системе оперативного и автоматического управления. Пре этом, воздействуя на параметры режима и схему ЭЭС, удается улучшать устойчивость, повышал надежность электроснабжения и сокращать врем существования ненормальных режимов С этой целью разработаны теоретические основы оперт него управления и разнообразные средства прога-воаварийной автоматики (ПА). Кроме того, улуч
§45 12]
ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЭС
401
шение параметров основных элементов ЭЭС также способствует повышению устойчивости.
Правильный выбор системы возбуждения улучшает условия работы генераторов с данными параметрами и характеристиками Высокий потолок возбуждения и большая скорость подъема напряжения возбуждения улучшают динамическую устойчивость ЭЭС. Отсутствие юны нечувствительности и непрерывность действия АРВ обеспечивают статическую устойчивость генераторов при работе с углами более 90° Наибольший эффект дает использован! те АРВСД
Повышение постоянной инерции генераторов приводит к увеличению предельного времени отключения повреждения или при заданном времени отключения к увеличению передаваемой мощности.
Демпферные обмотки на гидрогенераторах и синхронных компенсаторах способствуют затуханию качаний в переходных режимах, а также при самосинхронизации и ресинхронизации.
Уменьшение длительности КЗ и времени отключения поврежденного элемента является одним из основных мероприятий для улучшения динамической устойчивости Кроме того, быстрое отключение КЗ предотвращает дальнейшее развитие аварии, способствуя уменьшению разрушений, вызванных электрической дугой в месте КЗ, а также обеспечивает быстрое восстановление нормального электроснабжения.
На пропускную способность дальней ЛЭП существенное влияние оказывают ее параметры. Для увеличения пропускной способности целесообразно увеличивать номинальное напряжение этой ЛЭП,уменьшать индуктивное сопротивление, применяя последовательную (продольную) емкостную компенсацию, расщепление проводов фаз, размещение на промежуточных подстанциях быстродействующих статических тиристорных компенсаторов (СТК). Для увеличения пропускной способности в послеаварпйном режиме на ЛЭП предусматривают установку переключательных пунктов.
Повышению пределов устойчивости способствуют также заземление нейтрали трансформаторов через активное сопротивление, электрическое торможение генераторов во время аварии и после отключения ее, быстрое аварийное регулирование турбин.
Правильно выбранное сопротивление нейтрали трансформатора увеличивает амплитуду характеристики аварийного режима (при несимметричных КЗ), что приводит к улучшению условий устойчивости.
Для улучшения устойчивости могут быть использованы нагрузочные резисторы, включенные последовательно пли параллельно. При повреждениях в системе, связанных с нарушением баланса механической и электрической мощности генера
тора (КЗ, отключение одной из параллельных линий), включается нагрузочный резистор, который компенсирует в какой-го мере несоответствие мощностей, уменьшая избыточную мощность, развиваемую первичным двигателем Этот небаланс мощности может быть скомпенсирован также уменьшением мощное!и первичных двигателей, для чего необходима установка быстродействующих безынерционных регуляторов турбины
Операзивпое управление и средства ПА позволяют проводить мероприятия режимного характера, способствующие повышению надежности ЭЭС. Известно, что характер переходных процессов и устойчивость ЭЭС зависят от схемы и предшествующего режима работы, поэтому соответствующее изменение схемы ЭЭС с помощью ПА помогает повышению ее устойчивости 'Гак, своевременное отключение части генераторов, реакторов, нагрузки или деление ЭЭС на части при аварии может сохранить устойчивост ь ЭЭС в целом или ее частей
Автоматическая ресинхронизация генераторов, выпавших из синхронизма, равно как и АПВ после аварийного отключения от ceirr, способствует обеспечению потребителей электроэнергией и сохранению динамической устойчивости.
К режимным мероприятиям, улучшающим динамическую устойчивость, необходимо отнести осуществляемое с помощью средств ПА практически безынерционное управление активной мощностью ЛЭП постоянного тока, которые работают параллельно с межсистемными связями переменного тока [45.24]. Качественно новыми возможностями повышения надежное! и и устойчивости ЭЭС обладает введенная в промышленную эксплуатацию первая в стране адаптивная централизованная система ПА |45.25].
45.12.	ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЭС
К особым режимам относят следующие: холостой ход электропередачи и связанные с ним специфические виды неустойчивости (самовозбуждение, самораскачивание, субсинхронный резонанс), синхронизацию генерагоров, асинхронный ход генера-юра (или части ЭЭС), выпавшего из синхронизма, его ресинхронизацию и г д.
Установившийся холостой ход ЛЭП. Режим одностороннего включения ЛЭП на генераторы передающей электростанции должен проверяться по следующим показателям перегрузка генераторов реактивным током, повышение напряжения на открытом конце ЛЭП, возможность возникновения самовозбуждения генераторов или синхронных компенсаторов, отсутствие упругих колебаний валопровода турбоагрегата
402 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Рад 4!
Реактивная мощность (знак «-» соответствует емкостному току, опережающему напряжение) некомпенсированной линии при известном напряжении (/] в начале ЛЭП (рис 45.31)
<4	<4
О, = - — tg<z0/ = - — tgА.,
где /— длина ЛЭП, км; — волновое сопротивление. <х0 — коэффициент фазы, рал/км. Л = а0/ — волновая длина ЛЭП, рад
Напряжение па открытом конце ЛЭП U2 = = (/|/cosX
В этих выражениях не учтено влияние короны и активного сопротивления.
При длинах ЛЭП порядка 500 км и менее коро-нирование проводов практически не влияет на напряжение U?, при длинах 500—1200 км корониро-ванне увеличивает U2, а при длинах свыше 1200 км оно замедляет рост (/2
На рис. 45.31 приведены зависимости C/j, U2, в функции длины ЛЭП.
Реактивную мощность, генерируемую ЛЭП длиной до 1000 км, приближенно можно определить как Q = BLtgX, где Рс — натуральная мощность ЛЭП
Если на открытом конце ЛЭП (рис 45.32) включен реактор (С?р), то реактивная мощность:
— sin2ct0/

Qp
+ 2р elgaol-
Рис. 45.32
Рис. 45.31. Характер изменения напряжения на открытом конце линии и зарядной мощности в функции длины:
-----без учета потерь на корону;-----с учетом потерь на корону
Более точные расчеты параметров режимам лостого хода ЛЭП с учетом короны и насыщеи стали генераторов и трансформаторов ведутся!» тодом, изложенным в [45.26].
Синхронизация — процесс включения генераторов на параллельную работу с ЭЭС. При о» хронизации важно провести включение так, чтоби возникающие на валу генератора механичеси моменты были не опасны для машины Примети ся точная синхронизация и самосинхронизацн Оба способа включения машин в систему могут осуществляться вручную и автоматичеи (см также разд 48).
Точная синхронизация это включение вот!,-жденного генератора в сеть при условии равеисш
его частоты и напряжения частоте и напряжен!» сети при отсутствии утла сдвига синхронизируемых напряжений 11ри этом способе синхронизащ разница частот обоих напряжений должнабыти пределах ±0,2% В настоящее время наибольшее распространение получили автоматические синхронизаторы с постоянным временем опережеяц обеспечивающие указанную выше разницу частот
Для определения условий успешной точной»» хронизации может бы ть применен способ площадЛ
Самосинхронизация — это включение ыевозбр жденного т енерат ора на шины ЭЭС с предварите!» ным сообщением ему с помощью первичного дт» гателя частоты вращения, близкой к синхронно! После включения (или одновременно сним)нап-нератор подается возбуждение н он вгятиваета в синхронизм под действием синхронного моме» та. Определение тока генератора при самосинхронизации производится исходя из допущения, что скольжение его равно пулю, а машина не возбуждена, но обмотка ротора замкнута на тасительтлтеро зисторы Для ЭЭС включение в сеть певозбужде» него генератора эквивалентно внезапному трехфт» ному КЗ за сопротивлением генератора. В этих у-ловиях амплитудное значение ударного токай мотки статора в наиболее неблагоприятный цемент включения можно оценить как
\ = 1,»-^-^-----------
УД	Х d + Хв.>
где U — напряжение на шинах ЭЭС, на которые включает ся генератор, х"с1, хв|| — сверхпереходн!
сопротивление синхронизируемо! о генератор и сопротивление ЭЭС (внешнее) соответственно.]
Если генератор включается методом самоа» хронизации непосредственно на шипы мощна системы (хвн = 0), то туд будет равен ударному™ трехфазного КЗ на выводах тенератора, на когорта он рассчитывается прн проектировании. Включи ние генератора способом самосипхронизащи обычно сопровождается снижением напряжении
{45121
ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЗС
403
шинах генератора и в других узлах ЭЭС. В первый момент ос 1аточное напряжение на зажимах генератора t/r = 'v;1x"y. По мере удаления от генератора снижение напряжения в узлах ЭЭС становится меньше. Практикой использования самосинхронизации установлено, что кратковременное снижение напряжения обычно допустимо и мало влияет на работу потребителей.
Электромагнитный момент при самосинхронизации зависит от угла включения 50 При включении с малым скольжением максимальный момент самосинхронизации наступает при углах 60 = 45°, 135° и т.д. Максимальный электромагнитный момент при самосинхронизации не должен превышать момента при трехфазном КЗ на выводах машины.
Быстрое включение генераторов на параллельную работу в аварийных условиях и значительное упрощение устройств автоматики являются главными достоинствами способа самосинхронизации по сравнению с точной синхронизацией Протекание процесса втягивания генератора в синхронизм при самосинхронизации рассчитывается методами, изложенными выше.
Несинхронное автоматическое повторное включение (НАПВ) осуществляется без предварительной проверки синхронизма и происходит с произвольными углами между ЭДС разделившихся генераторов ЭЭС. При этом в синхронных машинах и другом оборудовании могут возникать значительные электродинамические усилия, превышающие максимально допустимые.
Предельно допустимые нагрузки на конструкции всех синхронных машин определяются из условия трехфазного КЗ на их зажимах. Поэтому допустимость применения НАПВ для синхронных машин определяется условиями
/нс//к<1; Л/нс/Л/<1,
гдеЛ, Л/,,,., Л-/.. — максимальное значение токов nV’ Л HL К
и электромагнитных моментов при несинхронном включении в наиболее неблагоприятный момент времени и при КЗ в рассматриваемых выше условиях соответственно.
При проверке допустимости НАПВ синхронные машины в расчетной схеме представляются ЭДС Е’^ исверхпереходным сопротивлением х"^. В слу-чве необходимости нагрузка учитывается ЭДС Е" и шунтом с реактивным сопротивлением хн. ЛЭП и трансформаторы замещаются их реактивными сопротивлениями Без учета нагрузки расчетная схема приводится к виду «станция—станция». Векторы ЭДС источников противоположных концов включаемой ЛЭП предполагаются сдвинутыми на угол 180° и равными 1,05.
Максимальный ток (периодическая составляющая), протекающий при несинхронном включении, /вс = (^1	=	то-
гда как ток трехфазпою КЗ па выводах генератора /к= £" । Ix'j (в этих выражениях £"| , x"j —параметры синхронизируемой машины, Е"7 ,хвн— параметры эквивалентною генератора ЭЭС). Далее могут быть определены [45 23] максимальные моменты Л/нс и Мк при углах включения для турбогенераторов 120°, гидрогенераторов 135°.
Сопоставление двух условий допустимости НАПВ по току и моменту показывает, что определяющим является ограничение по моменту. Однако наличие однозначной зависимости между током несинхронного включения (5 = 180°) и значением максимального момента, а также сложность вычисления последнею в разветвленной сети позволяют проверку НАПВ по момешу заменить расчетами по току несинхронною включения Приняты следующие предельные кратности этою тока [45 231 для синхронных компенсаторов
Ате/Атом
для турбогенераторов и т идрот операторов с демпферными обмотками
Ате /А.™ < 0,625/х".
Если эти неравенства соблюдаются, то НАПВ допустимо, в противном случае повторяют рас те ты при учете нагрузки, принимая £ " =0,9 ихн = 0,35. Если и тогда неравенства не соблюдаются, то НАПВ недопустимо
Установившийся асинхронный ход тспера-тора в ЭЭС характеризуется скольжением .st> , при котором момент турбины уравновешивается асинхронным моментом генератора Значение можно ориентировочно найти графически как координату точки пересечения характеристики момента турбины в функции скольжения Мг = <р(.\) при ста-тизме автоматическою регулятора частоты вращения (АРЧВ) турбины о и приближенной тависимо-сти среднего значения асинхронного момента от скольжения
Если машина, выпавшая из синхронизма, возбуждена, то на валу генератора действует также синхронный момент переменного знака, обусловливающий пульсации мгновенного значения скольжения от Jmax до ,т111ш При этом наблюдаются периодические изменения значения и знака активной мощности, а также периодические колебания тока и напряжения в ЛЭ11, которое в цент ре качаний мо-
404 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд, 43
жег падать до нуля. В связи е тем что периоды асинхронных качаний велики, длительность снижения напряжения также значительна, а это может привести к нарушению электроснабжения потребителей. Частота частей ЭЭС, работающих несинхронно, также различна, в дефицитной части ЭЭС она падает и при снижении до значения срабатывания уставок автоматической частотной разгрузки (АЧР) может отключиться часть наорузкц, в избыточной части частота растет и ЛРЧВ, воздействуя па клапаны турбин, уменьшают их мощность.
Устранить асинхронный режим в ЭЭС можно либо разделением несинхронно работающих частей с помощью разделительной автоматики типа АЛЛР, либо путем ресинхронизации. Для эквивалентного возбужденного генератора, представляющего электростанцию, работающую на мощную систему, необходимым признаком возможности ресинхронизации является прохождение через нуль мгновенного значения скольжения.
Критерии ресинхронизации в такой схеме подробно изложены в [45.18] Установлено, что при прочих равных условиях (предшествующий режим, причины возникновения асинхронного режима, его характер) доминирующее влияние на условия ресинхронизации оказывают динамическая характеристика АРЧВ 1урбипы и характеристика асинхронного момента (мощности) генератора Турбогенераторы даже с учетом внешнего сопротивления развивают значительную асинхронную мощность и имеют благоприятные характеристики АРЧВ, что способствует снижению продолжительности асинхронного режима и успешной ресинхронизации (по сравнению с ресинхронизацией гидрогенераторов [45.18|).
Самовозбуждение синхронной машины, работающей на емкостную нагрузку, — это вид электромагнит ной неустойчивости, при появлении которой в значительной степени пли полностью теряется возможность управления установившимся режимом. При этом в отдельных точках ЭЭС самопроизвольно могут устанавливаться значения напряжения, опасные для изоляции оборудования 11арастание тока возбуждения в процессе самовозбуждения может быть либо апериодическим (синхронное самовозбуждение явпополюсной машины — зона /, рис. 45.33), либо колебательным (асинхронное самовозбуждение — зоны // и ///, рис. 45.33). Частота тока и напряжения при самовозбуждении соответствует частоте собственных колебаний в электрическом контуре, образованном внешней сетью с входным емкостным сопротивлением и электрической машиной. Амплитуда собственных колебаний ограничивается насыщением стали машин и трансформаторов.
Асинхронное самовозбуждение является наиболее опасным для ЭЭС вследствие того, что колебания тока и напряжения до максимальных значе-
Рис. 45.33. Зоны синхронного / и асинхронного(// и ///) самовозбуждения:
а — явнополюсной машины; б — неявнополюсно!1 машины
х</ = xdM + -4)11- хч = хчм + хВп- x'd = х'м + хВН
ний нарастают в течение нескольких периода!, а существующие устройства АРВ не могут подавить этот быстроразвивающийся процесс.
Точное определение условий, при которых возможно самовозбуждение, ведется на основе полных уравнений Парка—Горева
Установлено, что синхронное самовозбуждение (зона /, см рис. 45.33) явнополюсного генератора в системе координату-, г ограничивается половиной окружности с радиусом (yj-х )/2 и центром (xj+Ху) ГЦ расположенным на оси ординату. Самовозбуждение будет исключено, если параметры внешней сети будут соответствовать условиям: емкостное сопротивление х(  > xd или активное сопротивление r> (xj-yJ/2.
Зона II (см. рис. 45.33) асинхронного самовозбуждения явнополюсной машины без демпфернш обмоток ограничивается половиной окружной! с радиусом (х(1 - x'j) /2 и центром на осихс, отсти-щим от начала координат на (ху + х^)/2. Зону Л иногда называют зоной репульсионно-синхронного самовозбуждения.
При изменении внешнего емкостного сопротивления у- в пределах 0 < |у-| < x'd возможного-явление асинхронного самовозбуждения (зона///,
§45.12]
ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЭС
405
см рис 45.33). Эта зона для гидрогенератора без демпферных обмогок узкая.
У пеявиополюсной машины может возникать лишь асинхронное самовозбуждение при внешнем емкостном сопротивлении 0 < |xr| < Xj. Размеры юны III существенно зависят от наличия и конструкции демпферных обмоток. У турбогенераторов зтазона больше, чем у гидрогенераторов.
Методы определения границ зон самовозбуждения полно изложены в [45.27]
Проверка на отсутствие самовозбуждения генераторов, включаемых на ЛЭП (при / < 1500 км), имеющую реакторы на обоих концах, может проводиться по упрощенному критерию, соответствующего УСЛОВИЮ Х(-> Xj'.
j_________clgap'+gpT
(gpl + gp2)ctBu0^~ gp)gp2
гдех^—синхронное сопротивление включаемых генераторов по продольной оси. от н. ед. (по каталожным данным); = St H0M/PL. — номинальная мощность включаемых генераторов, отн. ед., на шины которых включается ЛЭП; Р = Рба, = С^ом/=с. — базисная мощность, за которую принята натуральная мощность ЛЭП; С?р], gp2 — мощность (отнссен-иаякРс) реакторов, отн ед., включенных соответственно в начале и конце ЛЭП. При отсутствии в начале и конце ЛЭП реакторов соответствующие им значения Qp принимаются равными нулю.
Самовозбуждение генераторов произойдет, если предыдущее неравенство не выполняется. Его можно устрани 1ь, предусмотрев установку дополнительных реакюров на ЛЭП, мощность которых будет наименьшей при размещении реакторов на открытом конце ЛЭП:
где (/2 — напряжение на оi крытом конце ЛЭП (принимается равным допустимому в этом режиме)
Реально самовозбуждение можно ожидать при работе генераторов па пепагружепные ЛЭП и в ЭЭС, в которой имеется продольная емкостная компенсация каких-либо элементов.
Самораскачивапне синхронных машин — режим, при котором случайно возникшие колебания ротора генератора имеют нарастающую или установившуюся амплитуду. Самораскачивание сильно затрудняет нормальную работу ЭЭС или делает ее невозможной.
Самораскачивапне генераторов может возникать при малой нагрузке машин (так называемое параметрическое самораскачивапне} и соответственно малом угле 5, значение которого может быть в первом приближении определено из выражения
5<r/x(/Z,
где г, — активное н реактивное сопротивления генераторов и простейшей внешней сети соответственно.
Более точное выявление границ, при нарушении которых может возникну]ь параметрическое само-раскачиванне, проводится с помощью уравнений Парка—Горева. Увеличение возбуждения генератора расширяет область самораскачивания Аналогично действует увеличение активного сопротивления в ЭЭС. Рост же постоянной инерции машины сужает область самораскачивания (рис 45 34).
Практика показывает, что мощные машины при продольной емкостной компенсации в ЛЭП не подвержены параметрическому самораскачи ванию Наличие на явнополюсных генераторах демпферных обмогок (особенно поперечных), АРВПД без зоны нечувствительноегн и АРВСД устраняет самораскачивание.
1 + ^/ctE«o/+ gp|)
Если по результатам расчетов основных рабочих режимов была предусмотрена установка реакторов мощностью gp2ll в к0||ие ЛЭП, то мощность дополнительных реакторов для подавления самовозбуждения будет равна (7р2д = Qp2 - gp21).
Для определения нагрузки генераторов, включенных на ненагруженную ЛЭП с реакторами по обоим концам, находится зарядная мощность линии
gc= —sin2a0/{(?p|ctga0/ +Qp2[2QpI +
+ 2ctga0/+ 2(7p2(I + Op|iga0/) | - I } ,
Рис. 45.34. Области парамо рическою самораскачивания синхронных машин в режимах малых нагрузок: -------без учета переходных процессов в статоре

406 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Рам 45
Подсиихронный резонанс (крутильные колебания валопровода генераторов). Если статор генератора включен на ненагруженную линию, имеющую продольную емкостную компенсацию или тиристорные статические компенсаторы либо другие аналогичные устройства, то образуется резонансный контур с собственной частотой ниже синхронной, пли, как говорят, подсипхронной угловой скоростью ш Трехфазный ток обмотки статора подсипхронной частоты создает вращающееся с той же частотой магнитное поле статора, тогда как ротор синхронной машины вращается с синхронной частотой в гу же сторону и в своем движении опережает поле статора При этом на подсиихронных частотах синхронная машина ведет себя подобно асинхронной, развивая активную мощность, соответствующую асинхронному моменту. В тех случаях, когда активное внешнее сопротивление обмотки статора велико, оно демпфирует ток подсинхрон-нон часго1ы и соответствующий ему асинхронный момент уменьшается Если же значение этого сопротивления мало, то возникающие колебания подсинхронной частоты оказываются незатухающими
С другой стороны, валопровод мощного турбогенератора представляет собой механическую систему, в которой с помощью специальных муфт соединены возбудитель, генератор, цилиндры низкого, среднего п высокого давления турбины Таким образом, этот валопровод является механической системой большой массы, отдельные части которой вследствие i ибкости вала могут совершать одна относи сельпо другой крутильные колебания Собственные частоты крутильных колебаний зависят от жесткости валов и инерционности соответствующих масс валопровода и лежат в пределах синхронной частоты.
В тех случаях, когда собственные частоты электромеханического момента и механической системы совпадают, в результате их взаимодействия на эюй частоте возникают незатухающие механические п 1Лек1рические колебания Механические крузильные колебания ротора генератора вызывают элеюрические колебания гока и напряжения в цепях стагора, коюрые, в свою очередь, усиливают собственные электрические колебания в сети.
Описанное явление получило название электромеханического крутильною взаимодействия, или подсинхронного (субсинхронного) резонанса.
По интенсивности механических напряжений, вызываемых электромагнитными моментами, воздействующими на валопровод турбоагрегата, суб-снп.хроннын резонанс занимает одно из первых мест, о чем свидетельствуют крупные аварии в ряде зарубежных ЭЭС в 70-х годах. Эти аварии явились результатом взаимодействия электрической и ме
ханической частей системы, которое за коровой промежуток времени (секунды) привело к разрушению вала зурбогенератора [45.28].
При исследовании субсинхронного резонанса внешняя сеть и статор генератора описывают» уравнениями Парка—Горева Уравнения крутил-ных колебаний системы валопровода записывают-i ся oi дельно для каждой выделенной массы. В общем случае, если валопровод имеет п масс, толп z-й массы валопровода в малых от клонениях ур» нение генератора будет иметь вид:
Tj, рАы, = (/J, ,,, + Е>ц + D, ,)Aw, +
+ £>, । , Дот, । + £>, , , |Дш, j. । (А',-1 ,+ . + К, ! + । )Д5, +	। ,Д8, । ч Кг !, । Д8( +1 + AAfjp
где 8,, со, — угол закручивания п угловая скорости рД8, = Доэ,;/9„,/9, । ,, /J, ,, ।—собовенныеииь имные коэффициенты демпфирования масс;^,.^ А', , +1 — взаимные ко>ффициензы жестком; ДЛ/ЭЛ — приращение элек1рома1 питого момент действующего на генератор и вызванного токаиа подсипхронной частоты (для остальных масс валопровода этот момент равен нулю).
Совокупность нелинейных дпфференциалиш уравнений, описывающих электроматитныеиуа-ругомехапическне явления в ЭЭС, линеаризуют» и исследуются на статическую устойчивость
Для исследования подсихропиого резонанса! весь турбоагрегат надо представить, по крайнейке-ре, двумя инерционными массами Установлено, что в заш1рихованной част облает неустойчив-сти (см рис 45 34) у харакюристнческогополино-ма появляется пара комплексно-сопряженных корней с положительной вещественной частью, что свидетельствует о появлении в ЭЭС периодических колебании с нарастающей амплитудой.
Если же турбоагрегат в механической чаш представлен ие двумя, а большим числом инерционных масс п, то исследование позволяет обнаружить и неусюпчивых дополнительных форм колебательною движения валопровода
Наиболее опасным режимом в отношении ВОЗ-1 никиовепия крутильных колебаний является режим холостого хода.
Cl 1ИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
45.1.	Жданов П.С. Вопросы устойчивости элек трических систем. М.: Энергия, 1979.
45.2.	Веников В.А. I 1ерс\одные электромеханические процессы в электрических сишемах.—4-еиц М . Высшая школа, 1985.
45.3.	Горев А.А. Переходные процессы синхрон ной машины. —2-е изд доп Л Наука, 1985
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
407
45.4.	Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. М Энергия, 1980
45.5.	Переходные процессы электрических систем в примерах и иллюстрациях / Под ред. В.А. Сгрое-ва М.: Знак, 1996
45.6.	Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость. М.: Энергия, 1980.
45.7.	Вайнер И.Г., Крючков Н.П. Кривые изменения периодической составляющей тока короткого замыкания мощных генераторов с учетом влияния энергосистем И Электричество. 1975. № 10. С. 53—56.
45.8.	Крючков И.П. Электромагнитные переходные процессы в электроэнергетических системах: Учебн. пособие для вузов. М Издательство МЭИ, 2000.
45.9	Таев И.С. Электрические контакты и дуго-гасительные устройства аппаратов низкого напряжения. М : Энергия, 1973.
45.10.	Электрические системы. Математические задачи электроэнергетики / Под ред. В.А. Веникова. М.: Высшая школа, 1981.
45.11.	Электрические системы. Электрические сети/Под ред В. А. Веникова, В. А Строева. М.: Высшая школа, 1988.
45.12.	Электроэнергетические системы и сети в примерах и иллюстрациях / Под ред. В. А. Строева. М.. Высшая школа, 1999
45.13	Строев В.А., Унгер А,П„ Шаров Ю.В. Пути повышения вычислительной эффективности расче-тов переходных процессов сложных электроэнергетических систем // Электричество 1990. № 7. С. 13—17
45.14.	Стотт Б. Расчеты переходных процессов в энергетической системе И ТИИЭР. 1979 Т 67. № 2.
45.15.	Электрические системы. Управление переходными режимами электроэнергетических систем / Под ред. В.А. Веникова. М Высшая школа, 1982.
45.16.	Руководящие указания по устойчивости энергосистем М.. СПО «Союзтехэнерго», 1983.
45.17.	Окин А. А., Семенов В. А. Противоаварий-ное управление в ЕЭС России М Изд-во МЭИ, 1996
45.18.	Экспериментальные исследования режимов энергосис тем / Пол ред С А Совалова М Эиер-гоатомиздат, 1985.
45.19	Васин В.Н. Устойчивость электрических систем при постоянстве эквивалентных ЭДС синхронных машин // Доклады научно-технической конференции по итогам научно-исследовательских работ за 1968—1969 тт. Секция электроитсртетическая. М. МЭИ, 1969
45.20.	Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем М Эпертоатом-издат, 1988.
45.21.	Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем. методы анализа и управления. М. Эиерго-атомиздат, 1990.
45.22.	Строев В.А., Карасев Е.Д. Вопросы построения рациональною алторитма расчета областей устойчивости электроэнергетических систем И Bib. АН СССР. Энергетика и транспорт 1979 № 3. С 37—45.
45.23.	Методические указания по определению устойчивости энергосистем Ч 1, Ч. II М/ СПО «Со-юзтехэнерто» Минэнерто СССР, 1979.
45.24.	Чесаченко В.Ф., Малышев А.В. Математическая модель передачи постоянного тока для расчета электромеханических переходных процессов // Электричество. 1991. № 10
45.25.	Кошеев Л.А., Окин А. А., Мошкин L.H. Адаптивная централизованная система противоава-рийной автоматики//Электричество. 1991. № 10.
45	26. Электрические системы. Т III. Передача энергии переменным током высокого напряжения / Под ред В. А. Веникова М Высшая школа, 1972
45.27.	Самовозбуждение и самораскачивание в электрических системах / В А Веников, II Д. Анисимова, А.И. Долгинов, Д А Федоров. М. Высшая школа, 1964
45.28.	Урусов И. Д. Моделирование колебательных процессов в валопроводе турбоагрегата // Электричество. 1983 №5
Раздел 46
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
СОДЕРЖАНИЕ
46 1 Общие положения	408
46 2 Релейная защита сетей 110—330 кВ .. . 409
46.2 I Ступенчатые защиты ВЛ НО—
330 кВ ...........................410
Шкаф ШДЭ 2802 (410) Дистанционная защита основного комплекта Шкаф ШДЭ 2801 (410) Выбор параметров срабатывания и проверка чувсзвигелыюсти измери1ельных органов дистанционной защиты (ШДЭ 2801 и ШДЭ 2802) (413). Токовые защиты основною комплекта (415) Выбор параметров срабатывания и проверка чувствительности токовых зашит ВЛ напряжением 110—330, 500 кВ и выше (одиночные с двусторонним питанием линии без УПК) (419) Резервный комплект защит шкафа ШДЭ 2802 (423). Основные технические данные шкафа ШДЭ 2802 (423)
46 2.2 Панель направленной фильтровой высокочастотной защиты ВЛ ПО—330 кВ типа ПДЭ 2802 .................. 424
Назначение и функциональная схема (424) Расчет параметров защиты (432). Основные технические данные панели ПДЭ 2802 (435). Высокочастотный канал защиты (436).
46.2.3. Шкаф дифференциальной токовой с торможением защиты сборных шин НО— 220 кВ типа ШЭ 2307 ............ 438
Назначение, функциональная схема и работа защиты в характерных режимах (438) Расчет параметров защиты (447)
46 3 Релейная защита линий напряжением
500 кВ и выше	. 450
Дистанционная зашита ПДЭ 2001 (450).
Измерительные и пусковые органы защиты (450). Токовая защита ПДЭ 2002 (456) Панель направленной и дифференциальнофазной ВЧ-защиты ВЛ напряжением 500 кВ и выше ПДЭ 2003 (459) Расчет параметров защиты (472). Основные технические
данные панели защиты ПДЭ 2003 (472) Устройство резервирования отказа выключателей ПДЭ 2005 (475) Взаимодействие отдельных устройств комплекса 11ДЭ 2000 (477)
46 4 Релейная зашита т раисформаторов и автотрансформаторов понижающих ПС ...........479
46 4.1 Релейная защита трансформаторов ПО—220 кВ	..............4Й
Основные защиты 1480) Резервные защип (484).
46 4.2. Релейная зашита АТ 220 кВ мощностью 63—250 МВ  А...........4#
Основные защиты (488). Резервные защита (493).
46.4.3. Комплекс релейной защиты автотрансформаторов напряжением 330 кВ и выше.....	.................504
Шкаф защиты типа ШЭ 2106 (504) Шкаф защиты типа ШЭ 2108 (514). Шкаф защиту типа ШЭ 2109 (518) Шкаф защиты типа ШЭ 2107 (522).
46.5. Микропроцессорная зашита сетей 6—
10 кВ .............................Я
46 6.	Релейная защит а электрических
двигателей.....................  544
46 7.	Релейная защита энергоблоков .  554
Общие вопросы работы энергоблоков (554) Выполнение и расчет усгавок устройств релейной защиты энергоблоков (555).
46.8 Общие вопросы релейной защиты собственных нужд электростанций...........563
Выполнение и расчет уставок релейной ташиты собственных нужд (564) Защита резервного 3 CI I мощностью 25—63 МВ-А (567). Защита от замыканий на землто(56?)
46.9 Система технического обслуживания
устройств релейной защиты ........5Я
Список литературы	.......511
46.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
В настоящее время выпускаются п находятся в эксплуатации устройства защиты элементов электроэнергетических систем, выполненные на электромеханической, микроэлектронной (линейные и логические интегральные микросхемы) и микропроцессорной элементной базе
Электромеханические устройства релейной защиты (РЗ) морально устарели, однако в эксплуатации, в силу ряда причин, все еще составляют большинство Принципы действия, техническая реализация и методы расчета параметров указанных устройств достаточно полно отражены в существую
щей технической литературе, например в «Руитю-1 дящих указаниях но релейной защите», и поэтому-рассматриваются далее только в тех случаях,ком их использование не противоречит современно! отечественной практике проектирования
Из выпускаемых российской промышлении стью и освоенных в эксплуатации устройств И наиболее совершенными на данное время являлся комплексы (системы) микроэлектронных ум ройств. Использование интегральных микросхя (ИМС) позволило, в частности, повысить бы™ действие защит, реализовать измерит ельныеилуо ковые органы с более эффективными характеры
546.2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ ПО 330 кВ
409
инками срабатывания, ввести в состав защит средства автоматического функционального и автоматизированного тестового контроля, а также снизить потребление мощности от измерительных трансформаторов тока и напряжения. При этом несколько повысилось потребление от источников оперативного тока.
Длительный опыт эксплуатации данных устройств (около 20 лет) позволил выявить их основные недостатки, которые были устранены при последующей модернизации. Поэтому современные микроэлектронные устройства РЗ обладают необходимым быстродействием, высокой отстроенностью от режимов с требованиями несрабатывания при удовлетворительной в большинстве случаев чувст-аигельности к режимам короткого замыкания (КЗ) с учетом усложнившихся условий дальнего резервирования, а также имеют надежность функционирования, удовлетворяющую принятым для релейной зашиты требованиям. Наличие встроенного автоматизированного тестового кош роля, а также конструктивных возможностей подключения современных внешних средств проверки (устройство автоматизированной проверки типа УАП, испытательная система «Реле-томограф» и др.) позволяют снизить трудозатраты на техническое обслуживание
Вместе с тем следует отметить, что с учетом современной практики в области релейной зашиты промышленно развитых стран, характеризующейся преимущественным использованием микропроцессорных (МП) терминалов, микроэлектронные устройства РЗ также можно считать морально устаревшими. Их использование представляется целесообразным для отдельных элементов энергосистемы при замене электромеханических устройств защиты, исчерпавших свой физический ресурс.
Использование в электроэнергетике России МП-терминалов, реализующих в том числе и функции РЗ, атакже выполненных на их основе координированных систем защиты, автоматики, контроля и управления отдельными энергообъектами находится в стадии опытной эксплуатации. При этом в сетях напряжением 110 кВ и выше используются исключительно МП-терминалы зарубежных фирм, постольку серийное производство отечественных терминалов осуществляется только для сетей 6—35 кВ (НТЦ «Механотроника» и др ). Из перспективных российских разработок следует отметить унифицированную микропроцессорную платформу типа БЭ2704 (НпП «ЭКРА»), на базе которой создана серия терминалов, реализующих функции релейной зашиты, автоматики и управления присоединений ПО—220 кВ [46.18].
С технической точки зрения широкое использование МП-терминалов ограничивается отсутствием достаточного опыта их эксплуатации, а также необходимостью полноценного решения ряда проблем. Основными из этих проблем являются: обеспечение необходимого уровня электромагнитной
совместимости MI [-терминалов с электроэнергетическим объектом; необходимость адаптации терминалов зарубежных фирм к отечественным принципам защиты электроэнергетических систем (различие в принципах выполнения защит ВЛ от КЗ на землю, режимах заземления нейтрали в сетях одного класса напряжения и т д ), необходимость использования для защшы мощных трансформаторов и автотрансформаторов нескольких МП-терминалов, обладающих аипарагной и функциональной избыточностью при отсутствии реализации ряда требуемых функций [токовая защита обратной последовательности, контроль изоляции вводов (КИВ) и др.], атакже отсутствие методических указаний по расчету параметров терминалов различных фирм-производителей. Решение части проблем более просто достигается при использовании МП-терминалов на вновь сооружаемых объектах, а также при полной реконструкции существующих.
Учитывая вышеизложенное, а также экономические факюры, можно полагать, чго неизбежный переход на микропроцессорную элементную базу потребует относительно длительного переходного периода, в течение которого микроэлектронные устройства РЗ наряду с другими будут выпускаться и эксплуатироваться в электро энергетике России.
В данном разделе рассматриваются принципы действия, основные технические характеристики, методы расчета параметров и особенности применения комплексов микроэлектронных уст ройств РЗ сетей напряжением НО—500 кВ и выше, автотрансформаторов 330—750 кВ, электромеханические устройства РЗ трансформаторов, блоков генератор— трансформатор, атакже микропроцессорные терминалы, реализующие функции релейной защиты и автоматики сетей 6—10 кВ. I [рпведенныетехнические решения соответствуют ПУЭ [46.1], а также действующим директивным материалам, регламентирующим проектирование в области релейной защиты.
46.2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ ПО—330 кВ
В настоящее время серийно выпускается (ЧЭАЗ и НПП «ЭКРА») комплекс микроэлектронных устройств РЗ для сетей 110—330 кВ в следующем составе:
панель ПДЭ 2802 направленной фильтровой высокочастотной защиты [46.2], используемая в качестве основной па ВЛ 110—330 кВ, вместо панели ДФЗ-201;
шкаф ШДЭ 2801 [46.3], используемый в качестве резервных защит ВЛ 110—330 кВ (взамен панели ЭПЗ 1636-67), содержащий 1рехступенчатую дистанционную защиту с блокировками при качаниях и неисправностях цепей напряжения, четырехступенчатую токовую направленную защиту нулевой последовательности, токовую отсечку без выдержки времени и реле тока устройства резервирования отказа выключателей (УРОВ);
410
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд.#
6 46.2]
шкаф ШДЭ 2802 [46.3] и шкаф ШДЭ 2802М (модернизированный), используемые в качестве основной и резервной защит ВЛ ПО—330 кВ (взамен модернизированной панели ЭПЗ 1636-67), содержащие основной комплект защит в составе шкафа ШДЭ 2801 и резервный комплект — двухступенчатые дистанционную и токовую нулевой последовательности защиты;
шкаф ШДЭ 2803, содержащий комплект защит в составе шкафа ШДЭ 2801, а также два индивидуальных (по одному на выключатель) комплекта УРОВ и блок контроля исправности цепей приемных реле защиты и УРОВ,
шкаф ШДЭ 2804, содержащий комплект защит в составе шкафа ШДЭ 2802, а также один комплект УРОВ и блок контроля исправности цепей приемных реле защиты и УРОВ;
шкаф ШЭ 2307 дифференциальной токовой с торможением зашиты сборных шин 110—220 кВ;
шкаф ШДЭ 2805, содержащий четыре идентичных индивидуальных (по одному на выключатель) комплекта УРОВ
Каждый индивидуальный комплект УРОВ содержит один трехфазный орган тока, одно приемное реле, блок логики, блок выходных реле и один орган выдержки времени. При срабатывании УРОВ действует без выдержки времени иа отключение резервируемого выключателя («действие на себя»), а с выдержкой времени — на отключение смежных выключателей и запрет автоматического повторного включения (АПВ)
В шкафах ШДЭ 2803 и ШДЭ 2804 УРОВ имеет общие с защитой цепи переменного тока и оперативного постоянного тока и проверяется вместе с ней
46.2.1. Ступенчатые зашиты ВЛ НО—330 кВ
ШКАФ ШДЭ 2802
Назначение и состав. Шкаф ШДЭ 2802 используется в качестве единственного комплекта защит, когда нет основной защиты с абсолютной селективностью, и обеспечивает дальнее и ближнее резервирование одновременно При наличии основной защиты с абсолютной селективностью устанавливается шкаф ШДЭ 2801
Шкаф ШДЭ 2802 содержит основной и резервный комплекты, имеющие независимые цепи переменного тока и питания оперативным постоянным током, раздельные цепи переменного напряжения, отдельные выходные промежуточные реле [46.3]
Основной комплект (но составу — ШДЭ 2801) содержит трсхстуненчагую дистанционную защиту (ДЗ) с блокировками при качаниях (БК) и неисправностях цепей напряжения (БН), токовую отсечку, четырехступенчатую токовую направленную защиту нулевой последовательности (ТНЗНП), реле тока УРОВ и блок питания.
\ФТО1
\ФТП.
Рис. 46. тельны
Вн фильтр О виде
выпряь сигнал ловии 1
ваетор
реагиру Д^/Д) тельноа
Рнс. 4< &
Резервный комплект содержит двухступен» тые ДЗ и ТНЗНП, блок питания и использует устройства БК и БН основного комплекта Возможш раздельная проверка или вывод одного из компла-тов при сохранении в работе другого
Предусмотрена возможность использовали основного комплекта или шкафа ШДЭ 2801 с устройствами передачи и приема отключающих вря-решающих высокочастотных (ВЧ) сит палов
Особенности выполнения шкафа. Цепи переменного тока и напряжения основного и резервная комплектов содержат блоки датчиков тока и наложения Датчики тока основного и резервного кота плектов могут подключат ься к разным трансформаторам тока.
Питание комплектов постоянным оперативки током осуществляется через блоки питания сот билизаторамн напряжения, подключаемые к ря-ным автоматам оперативного тока.
Выходные цепи содержат но два выхолят промежуточных реле в комплекте, общих для да танционной и токовой защит Реле действуют и отключение двух выключателей, пуск УРОВ, вс-циллографа, противоаварийной автоматики (ПА) регистратора, а также на останов секундомера.
Входные цепи шкафа принимают сигналы и внешних устройств на панелях управления выш чателями, от защит других (параллельных) линий от устройств телеотключения
Логическая часть шкафа выполнена на оснж ИМС серии К511 напряжением 15 В Прием лот ческих сигналов от внешних устройств осущесть ляется герконовыми реле РПГ2 и РПГ5, для над® ной работы контактов которых используется * пряжение 24 В.
Местная сигнализация осуществляется ие» излучающими диодами па лицевых панельках!® ков и лампами на дверце шкафа, зеленой — с;№ тыванне защит и белой — неисправность защип ।
Технические данные зашит шкафа ШДЭ 21® приведены далее.

ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА ОСНОВНОГО КОМПЛЕКТА. ШКАФ ШДЭ 2801
Измерительные органы каждой ступени инея гри реле сопротивления KZ, включенные па рази фазных токов и междуфазные напряжения (воз но включение на напряжение относительно нулей! точки системы). Характеристики срабатьи в плоскости Z даны на рис 46 1 Характеристип] ступени охватывает начало координат (рис. 4б.1,И Для срабатывания ДЗ при коротком замыл вблизи от места установки защиты предусмотрен щий контур «памяти» для 1 и 111 ступеней.
Пусковой орган блокировки при кача (ПОБ) реагирует на скорость изменения коми тока Д/2/Д/ (рис. 46.2). Дополнительный н
наприм
Схе следова тот; бл< из ннве матора щий из рируюи бого РС
В г суммир пым зи т.е. сиг опредеа выпряы моторы превыгг рабоче! тываюг
J46.2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 110—330 к!3
411
Рас.46.1. Характеристики срабатывания измерительных органов сопротивлении ДЗ ШДЭ 2801:
а — I и III ступени; б — И ступень
Рнс. 46.2. Структурная схема пускового органа блокировки при качаниях ШДЭ 2801
реагирует на скорость изменения комплекса тока и обеспечивает работу БК при незначительном нли кратковременном появлении тока /2, например при К[46.3].
Схема ПОБ содержит фильтр тока обратной последовательности /2 ФТОП с фильтром нижних частот; блок выделения приращений БПI, состоящий из инвертирующего полосового фильтра ПФ и сумматора С; дифференцирующий блок ДБ/, состоящий из выпрямителя В, безынерционного Б и интегрирующего И звеньев, чувствительного РО/ и грубого РО2 реагирующих органов и органа логики Л.
В нормальном режиме ток небаланса ФТОП суммируется в сумматоре С с его же инвертированным значением и на выходе сумматора С Д/2 = 0, т.е. сигнал отсутствует. Опорное напряжение Uo, определяющее минимальную уставку ПОБ, через аыпрямитель В подается на входы звеньев Б и И, которые в установившемся режиме обеспечивают превышение тормозного сигнала /т относительно рабочего /р, при этом органы РО/ и РО2 не срабатывают и сигнала на выходе (/вых нет.
В начальный момент КЗ напряжение на выходе фильтра ПФ не изменяется, а на выходе сумматора С наделяется приращение Д/2, подводимое через аыпрямитель В к блокам Б и И. Поскольку сначала сигнал на выходе звена И не изменяется, то при ус-лоти БД/2 > 1,3 Uu получается /р > /т и срабатывает орган РО/ При качаниях отстройка от медлен
ного изменения приращения тока Д/2 на выходе фильтра ФТОП обеспечивается выбором коэффициента торможения и постоянной времени звена //
Чувствительный реагирующий орган РО/ может срабатывать при коммутациях нагрузок или удаленных КЗ и недопустимо часто выводить защиту на длительное время. Уставка органа РО2, отстроенного от коммутации нагрузки, в 2—3 раза грубее уставки органа РО/. Грубый реагирующий орган РО2 обеспечит ггуск защиты при КЗ на защищаемой линии, если она окажется выведенной после срабатывания органа РОЕ
Канал Д /1 подключен к выходу фильтра тока прямой последовательности ФТПП и выполнен аналогично, но грубее канала Д/2 в 2—3 раза.
Быстродействующие 1 и 11 ступени (с уменьшенной выдержкой времени) вводятся па заданное время (0,2; 0,4; 0,6 с) и выводятся на время блокирования (до возврата БК).
Медленнодействующие ступени (11 с большей выдержкой и 111) вводятся на 3, 6, 9 или 12 с до возврата БК в исходное состояние
ГЮБ защит ШДЭ 2801 и ПДЭ 2001 аналогичны.
Логическая часть ДЗ основного комплекта обеспечивает:
пуск каждой ступени с контролем устройствами БК и БН,
блокирование при качаниях быстродействующих ступеней защиты;
срабатывание отдельных ступеней с различными выдержками времени;
ускорение отдельных ступеней оперативно при включении выключателя и при приеме ВЧ-сигнала;
контроль исправности;
тестовую проверку.
Принципиальная схема логической части ДЗ ШДЭ 2801 приведена на рис. 46.3.
Логическая часть выполнена с использованием типовых логических элементов И — НЕ, упрощенных элементов выдержки времени (элементы задержки), а также типовых элементов выдержки времени (реле времени) Вспомогательные промежуточные реле — герконовые типа РПГ-2.
Работа защиты при КЗ в зоне / ступени. При срабатывании хотя бы одного KZE переключении элемента DI. I и при наличии пусковых сигналов от устройств БК (ггуск быстродействующих ступеней) и БН на входе D2.3 последний переключается и открывает VTI. При этом через диод VD6 сигнал поступает на выходной элемент защиты D7.2, который переключается и ггодает сигнал на D4.2 При наличии на двух других входах сигналов о срабатывании измерительного органа и об исправности схемы дистанционной зашиты с выходного элемента автоматического контроля D4.3 переключается D4.2 и срабатывает выходное реле KL4, пускающее вспомогательные реле, действующие на выходные реле шкафа (на схеме отсутствуют).
Контакты реле KLI и KL2 используются для пуска ВЧ-сигнала и регистратора соответственно
412
ЗАЩИТА 13 ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХСИСТЕМАХ

Рис. 46.3. Принципиальная схема логической части ДЗ ШДЭ 2801 (SBI — кнопка lioiupan сигнализации)
[Разд. 46
}46.2[РЕЛЕЙНАЯ 'ЗАЩИТА СЕТЕЙ IM/-33O кВ 413
На
S
§	«
S	£С
<S S
2 S S «
Й2
Q«
Si
Предусматривается самоудерживание 1 ступени при условии одновременного срабатывания KZ2 и БК (элементы D5.4 и 1)3. Г), что предотвращает возврат защиты после начала ее срабатывания и по истечении времени ввода устройством БК. Возможен подхват 1 ступени от К7.2 при близких КЗ, когда опа работает по «памяти» (D5.I, SBI включена). При ХВ4 в положении XS7 и отключенном SB3 получаем 1 ступень с выдержкой времени DTI. /.
Работа защиты при КЗ в зоне II ступени. При срабатывании хотя бы одного из KZ2, переключении D2.1 и наличии сигналов от БК и БН на входах D3.I или D3.2 возможно срабатывание с разными выдержками времени: с меньшей при переключении D3.1 и наличии сигнала от БК (пуск быстродействующих ступеней) или с большей при переключении D3.2 и наличии сигнала пуска медленнодействующих ступеней от БК. При срабатывании И ступени с любой выдержкой времени через диоды YDS или YD3 сигнал поступает на выходные логические элементы, как и при срабатывании I ступени. Самоудержпвание элементов D3.I и D3.2обеспечивается элементами D5.4 и D6.I При оперативном ускорении 11 ступени контактом реле KL6 через YD4 сигнал посту пает на выходные элементы защиты, при этом пуск от БК происходит через элемент D3. /, как и для быстродействующих ступеней Возможно срабатывание 1 и 11 (с меньшей выдержкой) ступеней с пуском от БК, но без последующего вывода — сигнал от БК, обеспечивающий пуск медленнодействующих ступеней, поступает на D2.3 и D3.I.
Работа защиты при КЗ в зоне III ступени. При срабатывании хотя бы одного из KZ3. переключении D2.2, при наличии на входах D4.1 пусковых сигналов медленнодействующих ступеней от БК иБН он переключается, с выдержкой времени элемента DT2.2 через диод YD2 сигнал поступает на выходные логические элементы защиты Само-удерживание D4.1 при возврате БК обеспечивается элементом D6.2 Возможна работа 111 ступени помимо БК, когда ПОБ нечувствителен к КЗ, в зоне дальнего резервирования (ХВЗ в положение А'Л’б) и защита контролируется только БН.
Ускорение II (III) ступени вводится контактом KL7, которое срабатывает при отключенном выключателе и при отсутствии напряжения на линии. При включении выключателей ускоряется 11 (ХВ1 tXSI) или III ступень (XBI в XS2).
ПереОача отключающего (разрешающего) ВЧ-сигналаКе 2 при срабатывании KZ1 (KZI и KZ3 при замкнутом SB2) осуществляется контактом KLI, управляющим вспомогательным реле (в схеме отсутствует)
Автоматический контроль и блокирование защиты. При ложных срабатываниях элементов выдержки времени и логических фиксируется несоот
ветствие состояния логической части и измерительных н пусковых органов. Сигналы срабатывания любого из KZ через D5.2. 1)5.3 и D6.3 поступают на D7.1 и DI.2. Сигналы срабатывания БК, БН и через диод VDI ог логической части поступают на 1)1.2. При отсутствии сигнала D6.4 через D7.1 блокируется выходной элемент D4.2 и реле KL4 не сработает. Элемент DI.2 переключается и через D4.3 пускает KL3. Выдержка времени DT4 больше максимального времени отключения КЗ (13 с) Контакт KL3 — для сигнализации неисправности защиты.
При ложном срабатывании измерительных или пусковых органов (БК), а также контроля органа исправности цепей напряжения защита блокируется через время, которое больше достаточного для ее срабатывания, в предположении, чт о любой из измерительных или пусковых органов может находиться в сработанном состоянии не больше времени до отключения КЗ. Если длительность сигнала на выходе DI.2 превышает выдержку времени DT4. последний срабатывает и через 1)4 3 блокируется выходной элемент D4.2 О неисправности сигнализирует KL3.
Устройства тестового контроля позволяют контролировать защиту без дополнительной аппаратуры с помощью специальных блоков, размыкающих цепи питания выходных реле и исключающих ложные отключения вследствие ошибок персонала
Сигнализация срабатывания огдельных каналов зашиты осуществляется светодиодами, включенными на выходы триггеров «памяти» (кнопка SBI — возврат сигнализации).
ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ СРАБАТЫВАНИЯ И ПРОВЕРКА ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ОРГАНОВ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ (ШДЭ 2801 И ШДЭ 2802)
Характерисгики срабатывания реле сопротивления представлены иа рис. 46.1 Характеристика срабатывания реле сопротивления 1 ступени в плоскости сопротивлений имеет форму, близкую к окружности, проходящей через особые точки Z], Z2 11 Z3. Окружность составлена из трех дуг, опирающихся на хорды Z|Z2, Z-,Z3 и Z3Z|. Угол максимальной чувствительности реле составляет 75°.
Характеристика срабатывания 11 ступени — четырехугольник с вершинами Z|, Z2, Z3 и Z^, охватывающий начало координат Предусмотрены две ступени регулирования наклона правой боковой стороны четырехугольника Ыа = 0,6 и b/а = 0,3 Угол максимальной чувствительности равен 75° (название «угол максимальной чувствительности» для характеристик в виде четырехугольника и треугольника условно и обозначает угол направления, по которому задается уставка ZycT).
414
ЗАЩИТА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рам, (б
Характеристика реле сопротивления 111 ступени — треугольник с вершинами Z], Z2, Z3 Предусмотрены две ступени регулирования наклона правой боковой стороны, проходящей через начало координат под углом у = 47° или у = 35° к оси R. Реле сопротивления 1 и Ill ступеней имеют общий блок памяти, обеспечивающий правильную работу реле при близких КЗ
Выбор выдержек времени ступеней защит. В схеме предусмотрены 1 ступень без выдержки времени, П — с выдержкой, равной сумме времени действия УРОН и ступени селективности, з е. lypOB + (если такая ступень удовлетворяет требованиям чувствительности), 111 ступень с выдержкой, выбираемой в общем случае по встречно-ступенчатому прпнннпу Все соотношения ниже приводятся для липин без устройства продольно-емкостной компенсации (УПК) и ответвлений.
Выбор сопротивлений срабатывания ступеней защиты Первичное сопротивление срабатывания
1 ступени ZC3 выбирае1ся по условию отстройки от металлическою КЗ на шинах подстанции на противоположном конце линии
Zct - Znl /АОГС 
где Zj,| —сопротивление защищаемой линии, А-отс = = 1,15 — коэффициент отстройки, учитывающий различные погрешности, неточность расчета электрических величии и необходимый запас
Первичное сопротивление срабатывания II сту-,.11
пени Z принимается меньшим из полученных по условиям.
согласования с 1 ступенью защиты предыдущей линии
Znl
ь 'ст пред ток II
d,
для линий ВН (СН) — отстройки от КЗ на шинах СН (ВН) автотрансформатора подстанции (ПС), примыкающей к противоположному концу линии, или отстройки от КЗ на стороне НН трансформатора ПС (включенного аналогично автотрансформатору )
vl( <	1
'с 3 - к UIC
d,
согласования с I ступенью защиты, установленной на противоположном (по отношению к месту установки рассматриваемой защиты) конце нарал-.1
лельнои линии — Z„,	, при каскадном отклю-
ченни повреждения на ней
7П < — Z + 1 ~а 71 d
zc з — l Jil L ^с.з.парал
огс	кток1
Здесь ZT — минимально возможное сопротивление обмоток ВН п СН параллельно рабо тающих авто-трансформаторов или обмоток параллельно работающих трансформаторов (с учетом рстулироваиит напряжения); а = 0,1 — коэффициент, учитывающий различные погрешности измерительных трансформаторов и релейной аппаратуры, Лтокт, А1ОК| — коэффициенты токораспределенщ
равные отношению первичного тока в месте установки защиты к току соответственно в предыдущее линии, автотрансформаторе или в параллельной линии; учитываются реально возможные режимы, дающие максимально возможные значения от коэффициентов; d = sin <р3/sin трmax ч — отношение синусов угла расчетного сопротивления (в приведенных выражениях тр 3 — угла зашиты) и углами-симальной чувствительности
Если предыдущий участок состоит из двух» раллельных линий, то выражение для первого то условий примет вид
°-5Znnpea Ji! + А.
"токП
Коэффициент чувствительности 11 ступени защиты определяется по выражению
*ч = 4>т-
где Z3 — максимальное первичное сопротивление в месте установки защи ты при металлическом В в конце защищаемой линии; на линиях с односторонним и двусторонним питанием Z3 = /л(. Если угол тр3 комплекса Z3 отличается от угла максимальной чувствительности <рп1ах ч, то
кч = Zc"3sin’Pma.x4/Z3sin<PJ
Допустимое в соответствии с 11УЭ значение кч > 1,25.
Если выбранная II ступень неудовлетворительна по чувствительности, то иногда возможно увеличить ее сопротивление срабатывания и выдержку времени с учетом следующего Если определяющий было условие согласования с 1 ступенью защита предыдущей линии, то возможно согласованней II ступенью этой же защиты. Если определяющий было условие отстройки от КЗ за автотрансформт-1 ром на шинах СН (BI I), то согласование может производиться с 1 ступенью ДЗ на авт о трансформаторе
Наклон правой боковой стороны характерно ктт срабатывания реле сопротивления 11 ступени! выбирается по условию отстройки от минимально возможного сопротивления ZHarp расч в максимальном нагрузочном режиме
Ziiarp.pac4 — Z'^^раб max ’
J46.2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 110-330 кВ
415
где Е'	— минимальное значение пер-
llll 11 JJdU Hld\	*
1ИЧНОГО напряжения в месте установки защиты «максимальное значение первичного тока в защищаемой линии в расчетном нагрузочном режиме.
Для повышения чувствительности к КЗ через переходное сопротивление значение b (см. рис 46 1,6) следует выбирать максимально возможным, удовлетворяющим отстройке от ZHaip расч
При выборе параметров срабатывания 111 ступени защиты прежде всего рассматривается возможность отстройки от максимального нагрузочного режима по углу Для этого следует выбрать угол у наклона правой боковой стороны характеристики реле сопротивления III ступени'
Y ~ Ч1 иагр расч доп1
щефдоп = '2° — дополнительный угол, он должен превышать сумму погрешностей характеристики в сторону уменьшения у (принимается около 5°), погрешностей расчетов нагрузочного режима, погрешностей измерительных трансформаторов в сторону увеличения угла вектора сопротивления и запаса.
Если это условие удовлетворяется, то первичное сопротивление срабатывания III ступени выбирается по условию обеспечения требуемой чувствительности при каскадном отключении металлического КЗ в конце зоны резервирования но выражению
III	sinep
71 1 > L 7 ___________i_
с 3 ч греб з Sirup
т шах ч
где £чтреб = 1,2 — требуемый в соответствии с ПУЭ наименьший коэффициент чувствительности [46.1]; Z, и <р, — модуль и аргумент первичного сопротивления в месте ycianoBKii защиты при металлическом КЗ в конце зоны резервирования.
Если не удается обеспечить отстройку от нагрузочного режима по углу, то первичное сопротивле-
ние срабатывания 111 ступени выбирается по условию отстройки от Zllarp расч но выражению
2^14 < ^нагр расч МП^нагр.расч
^отс^в SlI1<₽max ч
вде къ — коэффициент возврата реле сопротивления.
При выбранных значениях А'отс, ке ифтахч получается:
4, “ 0,758 Znaip расч s*11 Ч’наф расч '
После этого проверяется, обеспечивается ли требуемый коэффициент чувствительности:
.,111 .
Zc з sin<Pmax ч
Z3sin<p3
Для правильной работы должна быть проверена чувствительность каждой ступени по току точной работы, определяемая коэффициентом чувствительности т при КЗ между тремя фазами в расчетной точке
^ч т ~ Л ПИП Л Т ’
где /1т — минимальный первичный ток точной работы рассматриваемой ступени защиты
Ток /3 т||) для 1 и II ступеней допустимо определять при КЗ в конце защищаемой линии, при этом минимальное значение 7,|т > 1,3.
Для обеспечения согласования защит смежных линий проверка по току точной работы должна производиться для той ступени защиты предыдущей линии, с которой согласована защита последующей линии
ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ОСНОВНОГО КОМПЛЕК ТА
Измерительные органы защиты. Основной комплект содержит токовую отсечку от многофазных КЗ и токовую направленную защиту нулевой последовательности от КЗ па землю.
Измерительный орган тока отсечки от между-фазпых КЗ включен на токи фаз А и С.
Измерительные органы TH3H1I: реле юка нулевой последовательности KAN1, KAN2, КАЕ'З и KAN4 в 1—IV ступенях зашиты cooibctctbchho (рис. 46.4); орган направления мощности, содержащий разрешающее КИТ и блокирующее KW2 реле направления мощности; реле минимального напряжения KIT — нулевой последовательности Пунктиром выделены части схемы, размещающиеся в различных модулях (Е2 и ЕЗ) с независимыми позиционными обозначениями
Измерительная схема реле III ciyiienn KAN3 содержит фильтры, обеспечивающие необходимую отстройку органа от периодических и апериодических бросков намагничивающих токов трансформаторов при разновременности включения фаз выключателей, а также от переходных и установившихся токов небаланса. Измерительный орган тока IV ступени с целью повышения надежности защиты содержит два идентичных реле KAN4.1 и KAN4.2
В схеме разрешающего реле KWI возможна компенсация напряжения нулевой последовательности с целью повышения чувствительности к удаленным КЗ на землю.
Реле К VI предназначено для фиксации исчезновения напряжения 3-й гармоники на зажимах вторичных обмоток TV, соединенных в разомкнутый треугольник, для обнаружения неисправностей в цепях напряжения нулевой последова1елыюсти. Напряжение срабатывания реле KV1 не отстраивается от напряжения небаланса основной частоты
416 ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ[РшИ
Рис. 46.4. Принципиальная схема логич|
§46 2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 110—330 кВ
417
14-760
Токовая отсечка
Выходные реле тнзнп
I ступень
И ступень
II и III ступени с ускорением при включении выключателя
Ускорение защиты при срабатывании выходного реле
Неисправность
ТНЗНП
С оперативным ускорением
С выдержкой времени
III ступень
IV ступень
Защита от неполнофазного режима
Ускорение III ступени С контролем направления мощности в параллельной линии
Ускорение III ступени по ВЧ-каналу (от сигнала № 3)
418
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
|Р»И
Реле КГ! действует на сигнал или вывод направленное! и защиты. Технические данные токовых за-iniii приведены далее.
Логическая часть ТНЗНП основного комплекта шкаф ШДЭ 2801 Она обеспечивает:
контроль направленности работы ступеней с разрешающим KWI или блокирующим КIV2 реле, а также автоматический вывод направленности;
срабагывание ступеней защиты с различными выдержками времени;
ускорение отдельных ступеней защиты при включении выключателя, оперативное ускорение, ускорение с контролем направления мощности по параллельной линии, а также при приеме разрешающею ВЧ-сигнала:
защиту в нсполиофазном режиме, вызванном неиолнофазным включением и отключением выключателя на линии без однофазного авгоматичес-кого повторною включения (ОАПВ);
надежное действие УРОВ без дополнительной выдержки времени при неполнофазном отказе выключателя и переходе многофазною КЗ в однофазное;
постоянный авсоматический контроль исправ-HOCIH и возможность тестовой проверки
О< обечности выполнения схемы 1 Направленность I и II ступеней обеспечивается разрешающим реле КIVI, а 111 н IV — разрешающим реле KIVI или блокирующим KIV2 (через перемычку ХВ5 или ХВ6} Возможно выполнение каждой ступени ненаправленной — перемычки ХВЗ, ХВ4, ХВ7 и ХВ8 сняты Возможен автоматический вывод направленности при ненолпофазиом режиме вследствие отказа выключателя при отключении КЗ, когда при установке I V на линии возможны отказ разрешающего KIVI или излишнее срабатывание блокирующего реле направления мощности KIV2
Вывод направленности при отключении КЗ обеспечивает надежное действие УРОВ, а при включении на КЗ — действие защиты на отключение Вывод направленности обеспечивается элементом D7.I при появлении на одном из его входов сигналов:
для вывода направленности в случае ненолно-фазного включения на КЗ от реле ускорения KL3 через перемычку XBI (пуск реле KL3 аналогичен пуску в дистанционной защите), вывод направленности на время, достаточное для срабатывания защиты, обеспечивается элементом DTP,
для случая неполнофазного отключения КЗ — от выходного логического элемента DU.! (ХВ9 установлена);
при исчезновении напряжения нулевой последовательности oi реле КГ! через ХВ2
2. Возможно срабатывание 1 ступени без выдержки времени или для отстройки от разновременное ги включения фаз выключателей с выдержкой времени элемента DT5.1, сигнал с выхода кото
рою через диод VDI поступав! на выходные л ческие элементы D5 4 и Dll 1 При переключи DILI срабатывает KL2, пускающее вспомоги ное реле, действующее па выходные реле ил (на схеме не приведены).
При срабатывании 11 ступени с выдержкой мени элемента DT5 2 сигнал через VD2 посту на выходные элементы и реле К1.2
При срабатывании 111 ступени с выдерт времени, создаваемой элементом 1)14./, си через VD5 (модуль Е2) поступав! па выход элементы и KL2.
3 Ускорение 11 или III ступени при включе
выключателя имеет место при установке перец ки XBIO в гнезда XSIO — II ступень, в XSII-ступень, в XSI2 ускорения нс происходит Уско] мая ступень контролируется разрешающим ре направления мощности KIVI. Ускорение ввод контактом KL3 на заданное время — время вол та элемента DTL Для отстройки при пеобходи
сти ускоряемой ступени по времени от броскоп
on
магничиваюшего тока использушся элемент
4 Оперативное ускорение Ill ступени вво;
ключом (на рисунке огсутсгвует) и в схеме обе, чивается контактом KL7 (модуль Е2) с выдерв времени элемента DTI (Е2) Через 1'06 (£2) сиг
поступает на выходные элемсн!ы защиты.
5. Ускорение 111 ступени с контролем напр! ния мощности в параллельной линии контрол ется одновременно своим разрешающим W
блокирующим KIV2 реле анало!нчноп защиты! раллельной линии В цепь контроля ускоряй ступени включается кошаю реле положи «Включено» выключателя параллельной лива Для линий е одним выключателем отходящщ сборных шин, цепь контролируется также инп том реле положения «Включено» нтииосоедив тельного выключателя, выводящим защиту пряа ключенни последнею Копгак1Ы указанных [ включены в цепь обмотки реле KL5 Контакт следнего (в модуле Е2) замыкает цепь у скоро Для отстройки от разновременноеги включе фаз выключателя возможна выдержка врем (DT2 в модуле Е2) Сигнал с выхода DT2 черезд VD8 (в модуль £2) поступает на выходные лоп ские элементы защиты (модуль ЕЗ} Для перса информации о срабатывании реле KIV2 данной щиты в ТНЗНП параллельной линии к выходур KW2 подключено промежуточное реле, контакт! торого выведен на зажимы шкафа.
6.	Ускорение III ступени по ВЧ-каналу осуще вляется с использованием разрешающего сига № 3 с контролем пуска направленной 111 ступа (элемент D2 1 и реле KLI в моду ль Е2) Контакт)! выведен на зажимы шкафа и используется для а
с ВЧ-аппаратурой. Действие на о1ключеииепри1 стунлеиии ВЧ-сигнала № 3 (контакт KL6 в моду Е2) контролируется также направленной III стул
J 462]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 110-330 кВ
419
нью. Необходимую для отстройки от разновременности включения фаз задержку можно получить, использовав элемен i DT3 в Е2. Сигнал через VD7 (Е2) поступает на выходные элементы защиты.
7.	Надежное действие УРОВ без дополнительной выдержки времени при неполнофазном отказе шключателя и переходе многофазного КЗ в одно-физное обеспечивается подхватом срабатывания выходных реле шкафа при срабатывании KAN3 и КЖ/при условии предшествующего срабатывания защит от междуфазных КЗ (ДЗ или токовой отсечки). Подхват срабатывания TI131II1 осуществляется контактом KL4, и через DT6, D9. / и VDI сигнал поступает на выходные элементы защиты (ЕЗ).
8	Защита от неполнофазного режима, возможного при неполнофазном включении или отключении выключателя, должна действовать на отключение выключателя, запрет АПВ и пуск ВЧ-сигнала № 1 для отключения выключателя противоположного конца линии и запрет АПВ этого выключателя. Пуск защиты и ВЧ-сигнала № 1 обусловливается замыканием контакта реле KL4 (Е2) при одновременном срабатывании любого из KAN4.
Для действия защиты (замыкания KL4) при одном выключателе на линии необходимо срабатывание его реле непереключения фаз, а при двух выключателях цепь пуска контролируется этим же контактом и контактом реле положения «Отключено» второго выключателя (в режиме отключения последнего). Защита выполнена с выдержкой времени элемента DT4 (Е2), одновременно выполняющего функцию И (сигнал от KAN4). Для исключения ложного срабатывания при помехах действие защиты от неполнофазных режимов при приеме ВЧ-снгнала № 1 контролируется реле КАН4 или устройством блокировки при качаниях.
9.	Удвоение реле KAN4 (наиболее чувствительных) позволяет, используя взаимный контроль, повышать надежность функционирования, снижая вероятность ложных срабатываний ТНЗНП при неисправностях в органах тока. При срабатывании IV ступени сигнал с выхода DT4 2 (Е2) через VD9 поступает на выходные элементы и реле Kl.2 (ЕЗ).
Для исключения ложного срабатывания ТНЗНП при подаче питания выходной логический элемент DILI блокируется на заданное время (DT2).
10.	Автоматический функциональный контроль позволяет обнаружить:
ложное срабатывание измерительных и логических органов;
отказы срабатывания измерительных органов;
излишние срабатывания измерительных органов.
Возможность ложных срабатываний практически устраняется контролем, основанным на том, что отдельные измерительные органы и элементы логики не могут находиться в сработавшем состоянии в течение времени, превышающего время отключения КЗ (D7.2, D4.2. D5.2. 1)5.1, D5.3 и DT5).
Возможность отказов и излишних срабатываний фиксируется при несоответствии состояния измерительных органов при КЗ, для чего сигналы грубого и инвертированного, более чувствительного, измерительных органов попарно (1—11, II—111 и 111—IV ступеней) подаются на D1.3, D2.2, D2.3. Контроль излишних и ложных срабатываний KW1 и KW2 фиксируется при одновременном срабатывании реле с инвертированными характеристиками.
ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ СРАБАТЫВАНИЯ
И ПРОВЕРКА ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ТОКОВЫХ ЗАЩИТ ВЛ НАПРЯЖЕНИЕМ 110—330, 500 кВ И ВЫШЕ (ОДИНОЧНЫЕ С ДВУСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ ЛИНИИ БЕЗ УПК)
Токовая отсечка от между фазных КЗ. Ток срабатывания отсечки без выдержки времени выбирается большим из условия О1стройки от К*3* вне защищаемой линии
/ = k с з отс к шах ’
где 1^ — наибольшее из значений периодической составляющей тока в защите при К*3* на шинах ПС, связываемых линией; кОТС = 1,2 — коэффициент отстройки, учитывающий наличие апериодической и периодических составляющих в токе, а также условия отстройки от уравнительного тока при качаниях в системе
/	= k 1
сз "отс уркач»
А'О|С = Ы; lyV кач — максимальный уравнительный ток качаний в полнофазном режиме.
Вторичный ток срабатывания 1ср = 1^1 К/, где К/ — коэффициент трансформации трансформатора тока.
Коэффициент чувствительности отсечки при .,(3)	,
К вблизи от места установки защиты в наиболее вероятном режиме допустимо иметь не менее 1,2, поскольку отсечка — защита вспомогательная
Токовая защита нулевой последовательности. Ступень 1 — отсечка без выдержки времени, II и III — отсечки с выдержкой времени. IV — чувствительная ступень с выдержкой времени, выбираемой по возможности по встречно-ступенчатому принципу. Выдержки времени II и III ступеней согласуются с выдержками времени ступеней предыдущих элементов, с которыми производится согласование по току (линии, автотрансформаторы), с учетом выдержки времени УРОВ [для III ступени, если на предыдущем участке нет основной быстродействующей защиты и при этом понижена чувствительность (менее 1,3) II ступени]
Расчет параметров производи i ся в следующем порядке.
420	ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рг
1. Ток срабатывания I ступени выбирается по условиям отстройки от утроенного тока нулевой последовательности в защите
при замыкании на землю на шинах противоположной подстанции,
в ненолпофазном кратковременном режиме при неодновременном включении фаз выключателя;
в неполнофазном режиме в цикле однофазного автоматического повторного включения на линии.
Ток срабатывания по первому условию
Z0c 3 “ А'огс ‘ 3/0з’
по второму и третьему
4) с з ~ ^отс 3^0неп ’
где ктс = 1,3—1,5 — коэффициент, учитывающий погрешности и запас; /Оз — максимальное значение периодической составляющей начального тока нулевой последовательности в защите при замыкании на землю на противоположной подстанции; /онеп — максимальное значение тока нулевой последовательности в защите в псполпофазном режиме при неодновременном включении фаз или в цикле ОЛПВ на защищаемой линии.
Второе и третье условия могут не рассматриваться, когда ог разновременности включения 1 ступень отстраивается по времени, а при ОАПВ предусматривается ее автоматический вывод из работы. Ток 3/Онел рассчитывается в соответствии с [46.4]. Ток срабатывания I ступени дополнительно проверяется по условиям отстройки от броска намагничивающего тока трансформаторов, если в сети возможно их включение под напряжение через рассматриваемую линию.
2. Ток срабатывания II ступени выбирается по условиям
а)	отстройки от утроенного тока нулевой последовательности в защите при замыкании на землю за автотрансформатором предыдущей ПС (на стороне смежного напряжения);
б)	согласования с I ступенью защиты предыдущей линии или защиты от замыканий па землю, установленной на стороне смежного напряжения автотрансформатора предыдущей ПС (вместо условия в п. «а», если это необходимо для повышения чувствительности);
в) отстройки от утроенного тока нулевой последовательности в защите в пеполнофазном режиме в цикле ОАПВ на защищаемой или предыдущей линии, а также в длительном неполнофазном режиме на предыдущей линии. Отстройка от токов в цикле ОАПВ не требуется, если ступень отстроена по времени пли выводится в цикле ОАПВ из работы
Ток срабатывания по условию в п. «а»
/11 > к • 3 /
'0сз-Аотс J/03’
где kmt. = 1,3 при использовании реле типа РТ Л'отс ~ Ь2 для других реле; /0) — макепмал значение периодической составляющей начал го тока нулевой последовательности в защите! КЗ на землю за авто1рансформазором протию ложной подстанции.
По условию в п. «б»
А)с.з — ^отс 3 4) расч’
где Лотс = 1,1 и /орасч — расчетный ток — м: мальнос значение периодической составляю! начального тока нулевой последовательное™ рассматриваемой защите при КЗ па землю в ни зоны ступени защиты, с которой производите!! гласо ванне.
Возможно графическое определение знача 3/орасч в соответствии с рис. 46.5. Для радианы и кольцевой сетей с одиночными линиями без, тональных связей значение 3/ррасч можно опр лить аналитически и ток срабатывания
4)с з — ^отс ^ток 4) сз пред >
где 3 |1ред — ток срабатывания ступени защ с которой производится согласование; Аток —i симальный коэффициент гокораспределения,
в
ный
отношению тока
рассма1риваемой
защип
току в защите, с которой производится согласи ние, при КЗ в конце зоны последней. Посколщ указанных сетях при перемещении КЗ вдоль ст
ной линии А1ОК остается неизменным, он ми
быть рассчитан при КЗ в любой точке этойлию
При /с = 1,0—1,5 с дополнительно провер! условие отстройки ог юка небаланса в нули проводе трансформаторов тока при качании асинхронном ходе.
Рис. 46.5. Графическое определение тока cpiii вания II ступени ТНЗНП ШДЭ 2801
}46,2]РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ /10 330 кВ 421
[Разд, 46
лпа РТ40и симальное начально-ащите при [ротивопо-
— макси-гавляющей льности в по в конце одится со-
5 значения адиальной 1И без диа-Ао опредс-
1и защиты, ок — мнения, рав-i защите к согласова-)скольку в оль смежен может )й линии.
роверятся
j нулевом нациях и
ПСВ
4=
Чувствительность защиты по току оценивается выражением
кц т ~ mm^0с з>
где /Q3mm — минимальное значение периодической составляющей начального тока нулевой последовательности в защите при расчетном виде КЗ в расчетном режиме, /Ос 3 — первичный ток срабатывания ступени.
Чувствительность проверяется при однофазном, а иногда и при двухфазном КЗ на землю.
При КЗ в конце линии и на тинах противоположной ПС допустимый кчх > 1,5. При наличии надежно действующей резервной ступени при КЗ в конце линии допустимо имет ь кч т = 1,3, а при наличии отдельной защиты шин противоположной подстанции при КЗ в конце линии достаточно иметь 1ЧТ = 1,5 при каскадном отключении (сети 500 кВ). При недостаточной чувствительности II ступени может оказаться полезным ее согласование по току ипо времени со 11 ступенью предыдущей линии.
Если минимально допустимые значения коэффициентов чувствительности не получаются, дополнительно ко II ступени устанавливается 111 ступень.
3.	Ток срабатывания III ступени выбирается по условию согласования с защитой предыдущей линии или автотрансформатора, установленной на стороне смежного напряжения, и по условию отстройки от утроенного тока нулевой последовательности в ненолнофазных режимах, как в п. 2. Для III ступени также дополнительно проверяется отстройка от тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока при качаниях, асинхронном ходе и при КЗ между тремя фазами за трансформаторами (автотрансформаторами) данного и противоположного концов линии.
Чувствительность III ступени проверяется в тех же режимах и точках, что и в случае II ступени.
4.	Ток срабатывания IV ступени отстраивается оттока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока при трехфазных КЗ за трансформаторами и на стороне НН автот рансформаторов:
Й)с з ~ ^отс^пер^нб^расч’
гдеАотс - 1,25;Лпе —коэффициент,учитывающий увеличение тока небаланса в переходном режиме: *иер = 2 “Ри 'с р = 0,1 с и кпер = 1 при /с р = 0,6 с; kllf- — коэффициент небаланса, зависящий от кратности расчетного тока к номинальному, трансформаторов тока: при I ч = (2—3)/|1ОМ коэффициент Х:н6 = 0,05, при больших кратностях, но меньших предельной kw§ = 0,05—1, /расч — максимальное значение фазного тока, проходящего в месте установки защиты при внешнем трехфазном КЗ
Ток срабатывания этой ступени проверяется по условию отстройки от суммарного тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока в максимальном нагрузочном режиме [46 4] Коэффициент чувствительности ступени проверяется при однофазных КЗ в конце зоны резервирования и допускается не менее 1,2 (при каскадном отключении КЗ)
Когда IV ступень не удовлетворяет условиям чувствительности, допустимо выбрать ток срабатывания по условию обеспечения требуемой чувствительности и дополнительно проверить выбранный ток срабатывания по условию отстройки от тока небаланса в максимальном нагрузочном режиме. _	,iv
Ориентировочно в расчетах можно принять /0	=
= (0,05—0,1)/	по не менее 60 А.
5.	Направленность ступеней защиты обеспечивается органом направления мощности, содержащим разрешающее А'И7 и блокирующее /21!'2 реле Вольт-амперная характеристика реле, выполненного на базе ИМС, приведена на рис 46.6, а.
Параметры срабатывания /Осз — первичный ток срабатывания и 3 — первичное напряжение срабатывания — отстраиваются от суммарного значения небаланса в нагрузочном режиме:
г
'без- *'онб + 3'0н р) 
. г	ОТС , _ .	_ , ,
Ц)с.з = ~ (ty0n6 + ЗУ0нр) ’
В
Л)иб — ^нб^на1ршах >
/ срабаты-101
Рис. 46.6. Вольт-амперные характеристики реле направления мощности
422
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ LV
[Рад К
где Z.UTC = 1,25, кк = 0,8, /Он6 — первичный ток небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока в максимальном нагрузочном режиме; = 0,05 — коэффициент небаланса; Uoн6 — первичное напряжение небаланса в нагрузочном режиме, ориентировочно Ц)нб = 1,5—2,0 В, /Он р, Ц)н р —ток и напряжение нулевой последовательности, обусловленные неенмметрией в системе при несимметрпи нормального режима.
Отстройка первичных тока и напряжения срабатывания от небалансов при качаниях, асинхронном ходе и несинхронных включениях необходима, если токи срабатывания реле тока соответствующих ступеней не отстроены от этих небалансов или эти ступени не отстроены по выдержкам времени от указанных режимов.
Ток и напряжение срабат ывания реле направления мощности определяются выражениями
Л)с р м — ^0с з м и ^0с р м — ^Ос.з м > где /Ос 3 м и 6'(jc 3 м — первичные ток и напряжение срабатывания реле направления мощности.
Коэффициент чувствительности проверяется раздельно по току и напряжению:
= з/0з1„1П//0срм^;
<н = зп0зт1п/п0срм^,
где /0з1П1п н Ц)31111п — минимальные значения периодической составляющей тока и напряжения нулевой последовательности в месте установки защиты в расчетном режиме
Минимально допустимые коэффициенты чувствительности по току и напряжению при КЗ в конце линии равны 1,5 и при КЗ в конце зоны резервирования — 1,2
Если требуемая чувствительность не обеспечивается, можно использовать устройство компенсации напряжения на липни Дополнительно необходимо определить значение сопротивления компенсации — так называемое сопротивление смещения ZCM Волы-амперная характеристика со смещением показана па рис 46 6,6. Собственно в реле направления мощности принят параметр тока смещения /Осм, определяемый как /Осм = (70уст/ZCM, где ^Оуст определяется ближайшим значением к рассчитываемому ранее t/Pc м.
Значение ZCM должно приниматься меньшим из двух, определяемых условиями:
увеличения напряжения 36/0з, подводимого к защите, до значения, обеспечивающего необходимую чувствительность;
исключения излишних срабатываний защиты при КЗ вне защищаемой зоны за шинами ПС, где установлена рассматриваемая защита
В соответствии с условиями выбор ZCM npoi водится по выражениям.
Ц)е_з	С
«U	" + ™	’
З^Оз Ц)ст	^(Ищх
КЧ ЧАгс"	К!к^
или после преобразований
А'(/'оСз
Zcm
КII к0 max
з"Ос;
ктс J
где ЗЦ)3 и ЗС()3 — утроенное напряжение пула последовательности в месте установки защиты! КЗ на землю в конце зоны ретервированияипрн на шинах ПС, где установлена защита, максимальный утроенный гок нулевой последе тельности в месте установки защиты
Если оба условия не могут быть удовлетвори то компенсация не может быть использовав! этом случае может оказаться целесообразным пользование блокирующею реле КПП ( рис 46.4).
Ток срабатывания реле KW2, как и для р КИ7/, должен быть согласован с током срабаты ния реле тока контролируемых ступеней защити
^0с з — ^отс ^0с р м ’
где /Ос 3 — ток срабатывания наиболее чувств тельной направленной ступени защиты (чашеIV] *отс = 1.2-
Для блокирующего реле принимается
= 0,5 В.
Возможность использования варианта с бш рующим реле оценивается поведением реле К, при внешнем КЗ в направлении, прогнвополио направлению действия рассматриваемой ступе блокирующее реле должно при этом надежиот ботать и разомкнуть цепь защиты
З^Оз — ^'Ос р м^Ч/’
где 3(/ц3 — утроенное падение напряжения ну вой последовательности на сопротивлении за щаемой линии (без учета результирующего стц тивления от шин прот ивоположной подстанции нулевой точки системы).
Пропорциональност ь изменения тока и и жения нулевой последовательности в месте t чения защиты для рассматриваемых сетей поз: ет записать
3/0з	^сз
S46.2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ /10—330 кВ
423
Для повышения надежности срабатывания защиты целесообразно хотя бы одну из ступеней, охватывающую с достаточным запасом чувствительности всю линию, выполнять ненаправленной или направленной с использованием блоки-рующего реле.
6.	Дополнительные условия, выполнение которых необходимо в более общих и сложных случаях, подробно рассмотрены в [46.4].
РЕЗЕРВНЫЙ КОМПЛЕКТ ЗАЩИТ ШКАФА ШДЭ 2802
Резервный комплект предназначен для ближнего резервирования при отказе защит основного комплекта и поэтому содержит только двухступенчатые дистанционную защиту от многофазных КЗ и ТНЗНП от КЗ на землю В целях упрощения отсутствуют все виды ускорения ступеней с выдержками времени, нс предусмотрена передача сигналов телеотключения и частично используется аппаратура основного комплекта, но при выходе последнего из строя защиты резервного комплекта остаются в работе. Прн потере напряжения питания основного комплекта возможно действие ДЗ резервного комплекта помимо блокировки при качаниях или с использованием упрощенной блокировки, реагирующей на скорость приращения сопротивления.
Данные резервного комплекта приведены ниже.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ШКАФА ШДЭ 2802
Кратность регулирования уставки в цепях напряжения	20
Диапазон токов 10 %-пой 1очности/тр,
А, при Zy, Ом/фазу
1.25 (0.25).	1.2—40
(6—200)
2,5 (0,5)	0,6—20
(3—100)
5(1)	0,3—10
(1.5—50)
Угол максимальной чувствительности.	75°
Время действия, с, при /= 2/тр и при 0<Zp<Zy	0.035
Реле сопротивления II ступени основного и резервного комплектов
Минимальная уставка срабатывания
Zy inuv Ом/фазу	1,25 (0,25),
2,5 (0,5);
5,0 (1,0)
Кратность регулирования уставки в це-
пях напряжения	20
Диапазон токов 10 %-ной точности, А, при Zy, Ом/фазу.
1,25 (0.25)	1,2—40
(6—200)
2,5 (0,5)	0,6—20
(3—100)
5(1)	0,3—К)
(1,5—50)
Время действия, с, при /= 2/, р и ттри 0,lZy<Zp<0,6Zy .	0,050
Основные параметры защит шкафа
Реле сопротивления III ступени основного комплекта
Номинальный ток, А	5 или I
Номинальное напряжение переменного тока, В	100
Частота, Гц	50
Номинальное напряжение оперативного постоянного тока. В	220 или 110
Дистанционная защита
Репе сопротивления I ступени основного и резервного комплектов
Минимальная уставка срабатывания
Zymm, Ом/фазу.	. 1.25(0,25)*,
2,5 (0,5);
5.0 (1.0)
* Здесь и далее по тексту числа в скобках соответствуют исполнению шкафа на 5 А.
Минимальная уставка срабатывания zy min  Ом/фазу......................2,5	(0,5);
5(1,0); Ю(2)
Кратность регулирования уставки в не-
пях напряжения	45
Диапазон токов 10 %-ной точности, А, при Z Ом/фазу:	
2,5 (0,5)	0,6—20 (3—100)
5(1) .	0,2—10 (1-50)
Ю(2)	0,1—5 (0,5—25)
Время действия, с, при /= 2/тр и при 0<Zp<0,6Zy	0.050
Коэффициент возврата реле сопротивления 1—III ступеней, определяемый ПРи/НОМ	1,05
424
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд.
Пусковой орган устройства блокировки при качаниях (основного комплекта)
Ток срабатывания (по изменению тока обратной последовательности). А:
чувствительного органа		. . . . 0.04 (0,2); 0,08 (0,4); 0,16(0,8)
грубою органа. .	. 0.12(0,6); 0.24 (1,2); 0,48 (2,4)
Время срабатывания, с, при двухфазном
КЗ и токе / = 2/гр реле сопротивления
III ступени. ..	. 0,015
Токовые защиты
Реле тока
Минимальное значение уставок по току срабатывания ТНЗНП. Л:
I ступень (основного и резервного ком-
плектов) и токовая отсечка....... 0,35 (1,75)
II ступень (основною и резервного комплектов)...................... 0,15(0,75)
III ступень (основного комплекта). . . 0,1 (0,5)
IV ступень (основного комплекта) ... 0,05(0,25)
Кратность регулирования уставок срабатывания ТНЗН1 г.
I	ступень и токовая отсечка...... 70
II	ступень . .	... 40
III	ступень .	.60
IV	ступень.......	. . 40
Коэффициент возврата................0,9
Время срабатывания, с. при / = 2/с :
1. II ступени ТНЗНП и токовая отсечка 0,02
III. IV ступени ТНЗНП . .	... 0,04
Разрешающее (основного и резервного комплектов) и блокирующее реле направления мощности нулевой последовательности
Диапазон уставок по току срабатывания, А. . . .	..........0,04 (0,2)—
0,18(0,9)
Диапазон уставок ио напряжению срабатывания, 13.	.............. 0,5—2,25
Угол максимальной чувствительности
Ф ,„ах ч-^Д: разрешающее реле ....	250 ±	10
блокирующее реле............... 70 ±10
Коэффициент возврата......... 0,8
Время срабатывания при 2,5 UL и 2,5/,. „, с..................... 0,03
и р
Время срабатывания выходного промежуточного реле, с.......	0,02
Время возврат а защиты, с .	0,07
Потребляемая мощность
По цепям переменного тока, В • А/фазу:
в симметричном режиме.......	...j
в однофазном режиме .	........4
По пеням напряжения переменного тока, В  А/фазу.
от обмоток трансформатора напряжения, соединенных в звезду............ ....	1
от обмоток трансформатора напряжения, соединенных в разомкнутый треугольник.. J
По цепям оперативного постоянного тока, Вт . С
46.2.2. Панель направленной фильтром! высокочастотной защиты ВЛ 110—330 к!
типа ПДЭ 2802
НАЗНАЧЕНИЕ И ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА,
Защита предназначена для использования яв честве основной на двух- и многоконцевых HJ НО—330 кВ, не оборудованных ОАПВ. При» пользовании па мпогоконцевых ВЛ направлению фильтровая высокочастотная (ВЧ) защита ими существенные преимущества по сравиениюсд4 ферепциально-фазной токовой ВЧ-защигой[46!].|
При несимметричных КЗ зашиго действуете! фильтровая направленная с ВЧ-блокировкой,апц симметричных — как диет аицнонная направлена с ВЧ-блокировкой и блокировкой при качаниях.
Панель выполнена на основе современники! тегральных микросхем, в частности операционки усилителей типа К553 УД2 и логических микросхем типа К176.
Для организации ВЧ-канала связи использую» ся приемопередатчики тина АВЗК-80, обеспечь вающие передачу и прием блокирующих сигишц и аппаратура автоматического контроля (АК)и-налов АК-80. Для передачи сигналов телеотклю» ния (ТО) может быть использована аппаретуро АНКА-АВПА [46.6].
В функциональной схеме защиты рис.46) можно выделить несколько связанных между соМ каналов [46.2]:
1 — основной канал отключения, воздействую щий па выходные цепи защиты и пуск сигнала]!] II — канал пуска ВЧ-снгнала, используемого до блокирования защиты при внешнем КЗ; III — дополнительный канал отключения, предназначь ный для снижения вероятности ложного срабатми! ния защиты; IV— канал блокировки при качании V — канал защиты ВЛ при опробовании и отстрой ки от КЗ за трансформаторами на ответвлениях
При несимметричных КЗ основными измерь тельными органами (ИО) защиты являются вклю ченные на составляющие обратной последований ности (ОП) блокирующие и отключающие релеть
}462|
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ НО—330 кВ
425
E5—KL1 OS2
Ш
E5—KL4
КИН
ность
0X14 пуз
Пуск ntr 0X23 АК-/1^&}
4,
E6—KL4
ВЧ-пере-цатчик
АПВ, РКО, РКВ
DT2 DS3
К ВЛ
Пуск ТО
Отключение
Основной канал
Пуск защиты на отключение
Блокировка АК
Дополнительный канал
Блокировка прн качаниях
Рис. 46.7. Функциональная схема панели защиты 11ДЭ 2802:
положения ключа SA3: 1 — «Работа»; 2 — «Вывод»; 3 — «Проверка»; КИН — кошроль исправности цепей напряжения; РКО — реле команды отключить; РКВ — реле команды включить; РПО — реле положения отключено; АК — аппаратура автоматическою контроля
Отключение при опробовании
каи напряжения /2бл, ^26л и Лот- ^2от> отключающее реле направления мощности Л/2от, а также от-
ключающее реле тока с торможением /7(|Т Вольт-амперные характеристики измерительных органов 0П приведены на рис 46.8, а. Для реле /26л, ^2бл и /2от, ^-2<п характерна ики изображены с учетом объединения их выходов по схеме И (сплошные ли
нии), а характеристика дана при угле максимальной чувствительное! и реле.
При симметричных КЗ основными ИО защиты являются блокирующее ZCjl и отключающее Zor реле сопротивления, включаемые па токи и напряжения фаз А и С Характеристики срабатывания указанных реле приведены па рис. 46.8, б
В случае использования зашиты на линии с ответвлениями в нее вводятся два дополнительных
426
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд.4<
Рис. 46.8. Характеристики измерительных органов панели защиты ПДЭ 2802:
а — вольт-амперные характеристики ИО обратной последовательности; б — характеристики срабатывания реле сопротивления
ИО сопротивления включаемые на токи и напряжения фаз А и В, В и С, а также реле тока нулевой последовательности /0 (капал И), предназначенные для отстройки защиты от КЗ за трансформаторами ответвлений при отсутствии на последних комплектов ВЧ-защиты.
Особенности выполнения защиты, связанные с несимметричными повреждениями. Для обеспечения высокой устойчивости несрабатывания при внешних КЗ защита выполнена с ненаправленным ускоренным пуском ВЧ-передатчика (канал //) ог чувствительных блокирующих ИО тока 7->6л и напряжения Т/26л, включенных по схеме И DX/ (см рис. 46.7). Остановка ВЧ-передатчика при внутренних КЗ осуществляется отключающим реле направления мощности обратной последовательности Л/2от. Ввод в действие Л/2(Г| происходит одновременно с пуском ВЧ-передатчика сигналом с выхода элемента OXI Чувствительность по току и напряжению реле Л/2от выше, чем чувствительность ИО /26л и О26л (рис 46.8, а), поэтому если при внутреннем КЗ произойдет пуск ВЧ-передатчика, то он всегда будет остановлен на элементе «Запрет» DX3. Остановка передатчика может происходить с некоторым замедлением вследствие наличия небалансов на выходах фильтров гока и напряжения ОП, а также переходных процессов в первичных и вторичных
цепях Вышеуказанное выполнение ИО обратил последовательности обеспечивает высокую ycifl чивость несрабатывания занпны при внешних К; поскольку время действия реле /2бл и сущ вен по меньше, чем время дсйст вня реле Л/2от.
При внутренних КЗ пень о1ключения подпл ливается на элементах 0X2 и DX4, если одно, менно срабатывают от ключающие реле напрш ния мощности Л/2от, тока /2о1 и напряжения Ц, В случае недостаточной чувствоюльности поп пряжению реле Т/2от, например при питании™ ных ВЛ от мощных ПС, цепь от ключения подго» ливается на элементе ИЛИ 011'5 дополнительны)
реле тока /2от с торможением
Защита обладает высокой устойчивостью!# срабатывания при внешних КЗ, гак как решение! необходимости блокирования действия на от чение комплекта защиты удаленного конца линя принимается комплектом защиты, устаттовленнш иа конце, ближайшем к мес гу повреждения, гдет» пряжение ОП, как правило, больше
Защита по принципу действия не срабатывая ложно при нарушении цепей напряжения, носко»! ку для ее срабатывания необходимо также поят» ние составляющих ОП в гоке. Поэтому устройств контроля исправности цепей напряжения (КИН) действует только па пуск ВЧ-передатчика с и-держкой времени элемента ОТ4 (рис 46.9).
При нарушении цепей напряжения в момои возникновения внутреннего КЗ тащи га может ерь ботать вследствие срабатывания реле тока/2п на реле сопротивления Z()I
При внутреннем несимметричном КЗ во КП комплектах срабатывают реле /2бл и (У26л и лоции из элементов И DXI, «Запрет» DX3, ИЛИ ИЯ «Запрет» 0X6, ИЛИ OW9, «Запрет» DXI2, ИЛИ DWII, «Запрет» DX/4 и усилитель DW (ц рис 46.7, канал //) пускаются ИЧ-передатчики.Цо-пи отключения подгогавлпваюiся ИО /2от, 02 ।
Л/2от или ^ог “Ри псД°с1агочной чувствительно-, сти по напряжению реле 6/2ог комплекта, установленного на удаленном от КЗ конце линии. Поско» ку КЗ внутреннее, все передатчики будут останов лены на элементе «Заире!» 0X3 после срабатыи-ния реле М-)т. Формирование сигнала на отклюй ние осуществляется с задержкой, определяемо! временем срабатывания реле Л/2от или /2от, я» держкой времени элемента ОТЗ и только после» тановки ВЧ-передат чиков на всех концах ВЛ
При внешнем несимметричном КЗ поведенк комплектов защиты в части пуска ВЧ-нередатчики одинаково на всех концах ВЛ и аналогично рю-смотренному выше случаю внутреннего несиммет-
5462]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 110-330 кВ
427
24 В
КИН
Приемник
Пуск ТО
включение
Основной канал
Дополнительный шал
Включение Опробований
Пуск защиты на отключение
DW6
Рис. 46.9. Схема сигнализации блоков и выходных реле защиты: положения ключа SA3 I — «Работа»; 2 — «Выведено»: 3 — «Проверка»
-220 В
ричного КЗ Па ближайшем к месту КЗ конце ВЛ реле ЛД0Т не срабатывает (по принципу действия зашиты) и передатчик не останавливается. На удаленном конце ВЛ может сработать реле Л/7от, что приведет к остановке ВЧ-передагчнка и подготовке цепи отключения огреле/2от и (77от (при достаточной чувствительное! и последнего) либо от реле то-
ка с торможением /2от. Олнако отключение ВЛ не происходит вследствие приема блокирующего ВЧ-сигнала от передатчика с конца линии, ближайшего к месту повреждения. Указанный блокирующий сигнал с выхода ВЧ-приемника через элемент «Запрет» D.X9 noci у паст на управляющий вход элемента «Запрет» DX7 в канале отключения. На ближайшем к месту КЗ конце ВЛ может подготавливаться цепь отключения от реле с торможением /jToT, однако защита не срабатывает в связи с приемом ВЧ-спгнала своего передатчика.
Селективность несрабатывания защиты при внешних КЗ обеспечивается соответствующим выбором ее параметров (согласованием по чувствительности отключающих и блокирующих ИО), а также замедлением канала отключения на время около 5 мс на элементе DT3.
Режим реверса мощности ОП возникает при неодновременном (каскадном) отключении КЗ по
концам обходной связи пли параллельной ВЛ, когда ток ОП в неповрежденной линии может менять направление после отключения выключателя на одном из концов поврежденной ВЛ В этом случае запаздывание в изменении соегояпия (переориентировании) реле М->т в одном из комилекгов защиты может привести к ее излишнему срабатыванию Для исключения последнего предусмотрено продление посылки блокирующего ВЧ-сигнала на элементе DS3 (канал //) на время около 25 мс при условии, что сигнал пуска передатчика непрерывно существовал и зафиксирован на элементе D12 в сечение времени примерно 40 мс (минимальное время от момента возникновения КЗ на параллельной ВЛ до отключения одного из ее концов).
Особенности выполнения защиты, связанные с симметричными повреждениями. 11ри трехфазных КЗ ИО защиты являются, как указано выше, блокирующее Z6jI н отключающее Z0T реле сопротивления. Реле Zor вводится в действие блокировкой при качаниях (канал IV) па время 0,2 или 0,4 с (элемент DTP) после возникновения КЗ с последующим выводом на заданное время — до 12 с ступенями по 3 с (элемент DS1) либо до окончания несимметричного повреждения Пусковыми органами БК являются реле /2ТПуС|< с торможением 01 трех междуфазных выпрямленных гоков и более
428
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
|Разд.4<
грубый ИО А/, реагирующий „а производную модуля междуфазных токов
Прн возникновении симметричных КЗ под влиянием кратковременной предшествующей пе-симмстрнп срабатывают ИО /26л, ^2бл’ Лот- ^2от и /?от и, 1ак же как при несимметричных повреждениях, пускаются передатчики и подготавливаются цепи отключения. Одновременно за счет срабатывания реле пли А/ осуществляется пуск БК на элементе DX5, которая на элементе DX8 вводи! в действие реле Zm Ввод блокировки при качаниях осуществляется на время, определяемое элементом DT1, при срабатывании которого появляется сигнал на запрещающем входе DX5 и БК выводится из действия на время, определяемое элементом OS! После перехода несимметричного КЗ в симметричное ИО, включенные па составляющие ОП, возвращаются в исходное состояние, но срабатывают ИО сопротивления, если они не сработали до исчезновения нссимметрии.
При внутреннем симметричном КЗ во всех комплектах защиты, установленных на поврежденной ВЛ, срабатывают реле ZO1 и через элементы DX8,DIT4 и DX6 останавливают ВЧ-псредатчики, а также через элементы Dll'5 воздействуют на основные каналы отключения.
Если симметричное КЗ внешнее, то на конце ВЛ, ближайшем к месту повреждения, срабатывает реле Z6jI и через элементы Dll'3, DX6, DW9, DXI2, DIT/l, DX14 и усилитель 1)1’5 пускает ВЧ-передат-чик. На другом конце ВЛ может сработать ИО ZOT, однако защита не срабатывает в связи с наличием блокирующего сигнала на входе элемента 0X1.
При качаниях или асинхронном режиме возрастают небалансы на выходах фильтров ОП. При этом могут сработать ИО /26л и О76л и пустить ВЧ-переОатчик. Одновременное срабатывание ИО /2от и (72от практически невозможно, поскольку при увеличении угла 8 возрастают токи, но снижаются напряжения в сети и, следовательно, (72нд, а при уменьшении указанного угла возрастают напряжения, но снижаются токи и, следовательно, уменьшается /2н5- В связи с этим на элементе 0X2 блокируется излишнее срабатывание защиты при срабатывании под действием /2||6 и О2нС более чувствительного реле Л-/2от. Реле ^2пуск 11 ^2от отстРоень1 от небалансов при качаниях посредством торможения, а более грубый ИО А/— принятой уставкой, чем предотвращается пуск БК и, следовательно, ложное срабатывание защиты в указанных режимах при срабатывании реле ZOT.
Особенности выполнения защиты, связанные с ее использованием на линиях с ответвле-нними. Прн относительно маломощных подстан
циях па ответвлениях без выключателей, троя» форматоры которых имеют заземленную центра» только па стороне ВН, как правило, можно неусп-1 навливать комплекты ВЧ-защигы. При этом ди отстройки защиты питающего конца ВЛ от менад фазных КЗ за трансформаторами ответвленийпредусматривается установка двух дополнителым реле сопротивления Хпон (канал И. Дляобеспяя ния срабатывания защиты при однофазных КЗ да землю на защищаемой липин, когда реле сопротны ления могут не сработать, преду смотре на устанои ка реле тока нулевой последовательности /j (в» кладка Е4—XN/ в положении I—2), отстроенном от бросков тока намагничивания трансформатор» ответвлений (см рис. 46.7) Реле сопротивлени 2Доц, ZOT и Реяс 'о чеРез элемент DW2 контроля руют канал отключения па элементе DXI0, чп обеспечивает срабатывание защиты приКЗнаВЛ и ее отстройку от повреждений за трансформатора ми ответвлений Бели на ответвлении включаете! автотрансформатор (АТ), ю возможность различать однофазное КЗ на землю па защищаемой линии и на стороне СП АТ по току нулевой последовательности отсу i ст'вуст. В этом случае, а так» при большой мощности трансформатора на ответвлении устанавливается упрощенный комплект защиты типа ПДЭ 2802, предназначенный для ио-сылки блокирующего сигнала при КЗ за трансфер матором (автотрансформатором) ответвления.
Предусматриваются остановка ВЧ-передапп ка и пуск сигнала ТО при КЗ в трансформаторе» его защит через реле E5- -KL3 (канал /).
Если комплекты защиты усыновлены на вссл концах ВЛ (или применительно к двухкоицевойлинии), накладка Е4—XNI устанавливается в положение 1—3.
В случае, если при близком внутреннем КЗ ток обратной последовашлыюсти на одном из концм защищаемой липни направлен так же, как и при внешнем повреждении, что может иметь местоы многоконпевых ВЛ при наличии обходной связна определенном соотношении параметров сети [46.7], защита ие срабатывает по принципу действия. Тощ отключение повреждений ВЛ может быть осущея-влено подачей ВЧ-снгнала телеотключения оттой-вой отсечки без выдержки времени защиты нулево! последовательности или первой ступени дистанционной защиты липни Для этой цели используем вышеупомянутое реле Е5 KL3.
Особенности выполнения защиты, связи-иые с режимами включения защищаемой ляпни. В сетях 110—220 кВ трансформаторы наир» жения (TH) устанавливаются, как правило, на пинах. В этом случае возможно срабатывание рем Л/2от под действием кратковременной продольно! несимметрин, обусловленной разновременности включения фаз выключателя при замыкании защь щаемой линии в транзит. Поэтому для исключена
J46.2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ ПО- 330 кВ
429
ложного срабатывания защиты любая операция с линейными выключателями сопровождается пуском ВЧ-передатчика но цепи, контакт Е5—KLI, элементы DS2, DW9, DXI2, DH'll, DX14 и усилитель DU5 (см рис. 46.7).
При опробовании ВЛ, а также в цикле автоматического повторного включения предусмотрена возможность срабатывания защиты независимо от наличия блокирующего ВЧ-сигнала в течение времени 0,75 или 1,5 с (элемент DS4) после включения ВЛ от схемы ускорения через повторитель Е5—KL2 (канал V) Указанная схема выполнена на основе минимального реле напряжения PH, подключенного к устройству отбора напряжения Н в фильтре присоединения (см. рис 46.12, в) и реле положения «Отключено» РПО.
Для исключения ложного срабатывания защиты со стороны ранее включенного конца ВЛ при замыкании второго и последующих концов линии включение в транзит должно производиться после возврата повторителя Е5—KL2 и окончания выдержки времени на возврат элемента DS4, т.е. при отсутствии сигнала на входе DXII. Ложное срабатывание защиты в этом случае могло бы иметь место из-за срабатывания ИО /2от и /() вследствие неодновременного включения фаз выключателя при замыкании ВЛ в транзит
При включении неповрежденной двухконцевой ВЛ под напряжение с одной стороны (перемычка E4—XNI в положении I—3) даже при разновременности включения фаз выключателя защита ложно не срабатывает, поскольку ее отключающие
органы /2от, и ZOT отстроены от емкостного тока линии
При включении неповрежденной ВЛ с ответвлением (перемычка Е4—XNI в положении I—2), на котором не установлен комплект ВЧ-защиты, цепь отключения, как указано выше, контролируется ИО Z , /Д()Г| и /(;, отстроенными от броска намагничивающего тока трансформатора ответвления. Кроме того, все операции с линейными выключателями сопровождаются также пуском ВЧ-передатчика
При включении ВЛ на КЗ или неуспешном АПВ отключение осуществляется защитой при опробовании по цепи ускорения. Цепь отключения подготавливается на элементе DH7 при срабатывании любого из реле ZOT, Z6jI и /2ог. Цепь ускорения собирается на элементе DXH При наличии ответвления цепь отключения контролируется также ИО ZOT,Zflon и/0 через элемент/)И 2. Сигнал отключения при опробовании вводится в основной канал отключения на элементе DW10.
При включении линии в транзит (TH на шинах) ложное срабатывание защиты по каналу / из-за разновременности включения фаз выключателя предотвращается, как указано выше, посылкой блокирующего ВЧ-сигнала передатчиком включаемого
конца ВЛ (передатчик пускается реле Е5 -KLI). Защита также не срабатывает ложно и по каналу Г иа ранее включенном конце ВЛ при замыкании другого ее конца, поскольку к моменту включения, например, при трехфазном автоматическом повторном включении (ТАПВ) сш нал па выходе элемента DS4 уже отсутствует
С учетом вышеизложенного защита не может использоваться при наличии на линии быстродействующего автоматического повторного включения (БАГ1В), поскольку в этом случае включение выключателей с обеих сторон ВЛ происходит практически одновременно
При отказе одной или двух фаз выключателя в процессе отключения несимметричною КЗ на защищаемой ВЛ реле Л/7от можег вернуться в исходное состояние (TH на шинах). 11ри отказе грех фаз выключателя и близком трехфазном КЗ может вернуться в исходное состояние реле ZOT С целью предотвращения возврата защиты в этих случаях (например, для пуска УРОВ) осуществляется фиксация первого ее срабатывания по цепи с выхода элемента DX13 на вход DWI0. Возврат защиты будет иметь место только после возврата реле Zor, Z6jI и /26л.
Контроль функционирования защиты. Для обеспечения необходимой надежности функционирования в защите предусмо грены следующие меры
1. С целью снижения вероятности ложного срабатывания защиты выход основною канала отклю-чения 1 контролируется дополнительным каналом /// на элементе И DXI3 (см рис 46 7) Дополни-
тельный капал образован ИО Z6n, Z0T и (2 включенными но схеме ИЛИ (элемент DW8) Неисправность каждого из каналов выявляется по факту длительного (более 10 с, элемент DT4) несоответствия сигналов на их выходах (па выходе неисправного — единица, а исправного — нуль) с помощью элементов «Запрет» DXI5 и DXI6 (с.м рис 46 9) Сигнал неисправности основного канала формируется на выходе элемента DX20, а дополнительного канала — на выходе элемента DX2E
2. В схеме предусмотрен непрерывный контроль исправности всех ИО защиты, основанный на сравнении времени существования сигнала па выходе любого ИО с заданным временем Последнее принимается несколько большим максимального времени отключения КЗ (около 13 с) Указанный контроль реализован на элементах DIV6, Dlf/6, DT4 и DX22 (см. рис. 46.9).
Сигнализация, выходные цепи защиты и цепи приема внешних сигналов постоянною гока. В защите предусмотрены сигнализация действия защиты и сигнализация неисправности защиты (рис. 46.10), выполненные с помощью электромеханических указательных реле KL3 и KL4 соответственно (см. рис. 46.9). Указанные реле действуют на центральную сигнализацию, световую и звуко-
430	ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ	[Раи «
--------------------—----—------------------.---------------------------
XI24 Q.
Х110О-
KL2.4
KL1.2
0X105
0X111
ХЮ6О-
Х114О-
Х173О-
KL1.3
E6-KL3,
E6—KL4
0X107
0X115
0X174
Х125п.
Х130 —О----0X131
Х138О-
Х146О-
Х144О-
Х142О-
Х148О-
Х135О-
S E7—KL5 Х' E7-KL2 S E7-KL4 S' E7—KL1
S E7—KL6 S' E7-KL3
I--1--oX139
I	|-О XI47
----0X145
4	|--0X143
4	I-О X141
4---1--0X137
Рис. 46.10. Выходные цепи защиты, сигнализация панели и цепи
приема внешних сигналов постоянного тока:
Отключс ВЫКЛЮЧИ'	обходного
	02
В схему УРОВ7	Q7	|
	обходного
В схему противоаварийной автоматики
В схему АПВ выключателя Ш
В схему пуска осциллографа
В схему АПВ выключателя В2
В схему пуска сигнала телеотключения
В схему пуска передатчика
К табло «Причины аварии»	
К табло «Причины повреждения»	
В цепь звукового предупреждение	
Сигнализация перевода защит на обходной выключатель	
Сигнализация действия защита	
Сигнализация неисправности защиты	
К табло «Монтажная единиц»	
Цепи приема внешних сигналов постоянного тока	Цепи реле, фиксирующие операции с выключателямя (АПВ, РКО, РКВ)
	Цепи реле пуска защиты при опробовании линии РПО, РНФ, PH
	Цепи реле телеотключения или запрета ВЧ-блокировн (РЗ)
	Цепи реле запрета ВЧ-блокировки от РЗ, УРОВ или приема ТО
	Цепи реле отключения от резервных защит
Выходы на регистратор	Неисправность цепи переменного напряжения
	Пуск телеотключения
	Срабатывание на отключение
	Пуск защиты на отключение
	Неисправность защиты
	Отсутствие напряжения от блока питания
положения ключа SAI I — «Выведен В1», 2 — «Выключатели включены»; 3 — «Выведен В2», положение ключа SA2: I — «Линейный выключатель»; 2 — «Отключено», 3 — «Обходной выключатель», РИФ —реи непереключения фаз
546.2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ ПО—330 кВ
431
вую, и на световую сигнализацию панели, выполненную на лампах HLR1 и 11LW1 (см. рис. 46.10). Имеется также сигнализация перевода действия защиты на обходной выключатель — лампа HLW2.
В схеме панели имеется сигнализация на светодиодах действия защиты на отключение — «Откл.», отключение при опробовании — «Откл. опроб.», пусктелеотключения — «11уск'ГО» Сигнал «Откл.» с помощью усилителя DL/3 и реле Еб—KL5, управляющего указательным реле KL3 (см. рис 46.9), посредством последне, о выводится также в центральную сигнализацию действия защиты.
Имеется сигнализация па светодиодах неисправности защиты, неисправность цепей переменного напряжения— «Неиспр U_» (от КИН), неисправность основного и дополнительною каналов — «Неиспр. осп », «Неиспр доп.», неисправность ИО — «Неиспр изм. орг.» и «Вызов» — появление сигнала на выходе ВЧ-приемиика. С помощью усилителей DU1 и />1Г1/. реле Еб—KL6 и указательного реле К1А группа этих сигналов выводится в центральную сигнализацию «Неисправность защиты». На реле E6—KL6 выведены также сигналы неисправности АК и АВЗК.
Светодиоды управляются триггерами Т (см. рис. 46.9), сохраняющими информацию после снятия соответствующих входных воздействий при непрерывности напряжения питания
В защите предусмотрена группа промежуточных реле Е7—KL1—Е7—К1.6 (см. рис. 46.9), контакты которых действуют на устройство регистрации (см. рис. 46.10) с возвратом после исчезновения причины появления сшиала.
Выходные реле защиты KLI и KL2 (см. рис. 46.9) имеют контакты для действия на отключение двух выключателей с трехфазным управлением и пофазным приводом п контакты для действия на схемы других устропсгв проювоаварийпой автоматики, АПВ выключателя (7/ и выключателя 02 и пуска осциллографа (см. рис. 46 10) Предусмотрена возможность перевода линии на работу через обходной выключи! ель. Перевод защиты в этот режим осуществляется ключами SAI и SA2.
Цепи приема внешних сигналов постоянного тока приведены па рнс 46 10
Входные цепи переменного тока и напряжении. Указанные цепи приведены па рис 46 11.
Цепи переменного тока подводятся к блоку преобразователей тока ЕПТ типа Д109, содержащему три трансреактора, включенных на разности фазных токов, и трапсреакгор в пулевом проводе, о г	-ДАВ} -ДВС}
В блоке имеются выходы к реле Z , Z
1 доп ’ доп ’
-ДСА} .ДСА)	,т
> ^бл > к Реяе тока с торможением
^2пуск  Реле Д и Реле /0  В БИТ находятся ЯС-це-
4. h k hi
Цепи тока
SG1
БИТ
SG2
SA2
БИН
лв хзо-Х5О-JT7O-XI0-
VA ui
UB
U.X21O-
Х24О-
Х25О-
UrX26O-
К схемам
2 от
<о>
ов Х20& Х21О-Х22& Х19&
TWO
СС
о
~ ио
SG4
<о>
Рис. 46.11. Цепи переменного тока и напряжения панели ПДЭ 2802:
БПТ и БПН — блоки преобразования тока и напряжения соответственно; ЛВ и ОВ — линейный и обходной выключатели
-----------3
ииХЗВ0~1 и ОВ
^Збл
О А
Ч от
О/, 2 ол
^2 пуск
h h h: hi
<о>
<о>
Цепи напряжения
SG3
<О>
<О>
ио
F1 1^2 от
РО I °
l/jy Л2У
и лв VA Х32О-ut ХЗЗО-ис Х34°-и.,Х35°~
от
2. от
♦
4
<О>
432
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рам.й
пи фильтра напряжения обратной последовательности, компенсированного по частоте, напряжение на выходе которого к/ /2.
Цепи напряжения переменного тока подводятся к блоку преобразователей напряжения БПН типа Д106, содержащему три трансформатора напряжения, включенных на междуфазные величины, н цепи контроля исправности цепей напряжения, В БИТ и БПН имеются выходы I к указанным реле сопротивления и предусмотрена возможность регулирования их уставок, В БПН размещены ЛС-це-пн фильтра напряжения обратной последовательности, компенсированного по частоте (аналогичные цепям в токовом блоке), напряжение на выходе которого кп (2
На выходе Л2/2 и k^U^ включены активный фильтр нижних частот и полосовой фильтр.
На выходы соответствующих полосовых фильтров включены измерительные органы ИО реле /2от, 72бл- ^2от" Z'26.i- а также схема совпадения СС измерительного органа ИО реле направления мощности обратной последовательности Л/2от. Схема совпадения СС выполнена с нулевыми порогами, определяющими ее чувствительность Сигнал с выхода СС подается на интегратор только после срабатывания ИО тока /2от п напряжения Ога1 и но дачи разрешающего сигнала на ключ К. На выход включен реагирующий орган РО. Если длительность интервалов положительных импульсов на выходе СС больше или равна длительности отрицательных, реле срабатывает.
Общие датчики тока и напряжения используются для всех ИО, что обеспечивается их выполнением на операционных усилителях
РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЗАЩИТЫ
Определяется относительная уставка ИО /2бл из условия обеспечения его возврата после отключения внешнего КЗ или коммутации нагрузки при протекании по защищаемой линии максимального нагрузочного тока с учетом возможной несиммег-рип в системе /2блуст = *отс(/211б + 72в.р)/Лв > где А’(),с = 1,3 — коэффициент остройки. Ав = 0,9 — коэффициент возврата; 12нб = (е/3 + ^Д///ном+ + A<Wpa6 max nZ/TT ном.п ) ~ относительный ток небаланса фильтра тока обратной последовательности (ФТОП); е = 0,03 — полная погрешность трансформатора тока (ТТ), kj = 0,1 — коэффициент частотной зависимости ФТОП; Д = 0,03 — от-носительнос отклонение частоты в системе от номинальной; ДФ = 0,01—0,015 — относительная погрешность настройки ФТОП; /рабтахп — первич-
ный максимальный рабочий ток в линии; /тут1111 — первичный поминальный ток ТТ, 1-,	—omol
* -н р 1 сительный ток OI I нормального режима (при отерI ствии источников несимметрин в системе, напри мер ВЛ, работающей в ненолнофатном режим, I принимается равным нулю).	I
Уставка /2бяуст в относительных единит! принимается равной ближайшему большему оцЯ рованному значению (технические данные панел! ПДЭ 2802 см на с 435).
При одинаковых коэффициентах трансфер» ции ТТ для всех комплектов защшы на многоконв-вой линии уставки блокирующих реле токаОПс» I лью упрощения могут быть приняты одинаковый В противном случае /2бл ус.(2) =/2бл.уст(1) » х </ТТНоМП(1)//ттнОМп(2))- 1Де индексы (1)иЛ относятся к первому и второму концам линии
Определяется относительная уставка отключаю-щего ИО /2от но следующим условиям
I) согласования по чувствительности с рел /2 бл комплектов защит ы на других концах защищав-1 МОЙ ВЛ. Z2ot уст — ^oic^tok*2бл уст^ТТ номп(бл/I /7ттНОМ П(ОТ))’ ,де Ао,с = 1-7~2 — коэффициент отстройки (на линиях с многосторонним питание» fcOTC = 1,7); Аток — коэффициент токораспредем-ния для токов ОП при внешнем КЗ, равный отношению тока через рассматриваемую зашиту к тоау в защите, с которой производится согласование, I в расчетном режиме, обеспечивающем его максимальное значение; /тт 11ОМ п(от) и /тт „ом „(бл)—первичные номинальные токи ТТ рассчитываемой комплекта и комплекта защиты, с которым прога-водится согласование, соответственно,
2) отстройки от составляющей ОП емкостного тока ВЛ, обусловленной разповремениостыо! включения фаз линейного выключателя при включении ВЛ под напряжение на одном из ков-ЦОВ / 2 от. уст = (^отс/2суд/)//ТТномп’ где кт* = 1,7—2 — коэффициент отстройки, /2^.уд -удельный емкостный ток ОП, составляющий пра включении под напряжение двух фаз 0,13 Ata для ВЛ 220 кВ и 0,26 А/км для ВЛ 330 кВ, 1~ суммарная длина линии.
В качестве определяющего принимается боли шее из двух полученных значений Уставка паре-ле в относительных единицах принимается раа-ной ближайшему большему оцифрованному значению. Для данного комплекта защиты принята* уставка /2отуст не должна быть меньше его устав-j ки 1, А + хол уст
546.2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ ИО 330 кВ
433
Чувствительность /2от определяется по выраже-нию; кч = 72з тй/^готус/тт ном ц) ’ ,дс 72з min — минимальный ток OII и защите при внутреннем КЗ «расчетных условиях. Значение коэффициента чувствительности должно быть не менее 2.
Определяется вторичная уставка ИО (726л из условия обеспечения его возврата после отключения внешнего КЗ: Обжует = А'шс(й2нб + ^гн.р)7 /(*,*1/). где (72нб = (/7Г/3 + Л/Д/Т/ном + ДФ) х х1/фномп — первичное напряжение небаланса ФНОП;/ту= 0,01 — относительная погрешность трансформатора напряжения, (7ф нон п — первичное номинальное фазное напряжение сети; (72нр — наибольшее первичное напряжение ОП в нормальном режиме; Кц — коэффициент трансформации TH, остальные величины и их значения приведены выше.
По возможности не следует использовать минимальную уставку равную 1 В вторичного фазного напряжения ОП
Выбирается уставка ИО (-'2,п из условия согласования по чувствительности с реле (726л комплектов защиты, установленных на других концах ВЛ:
А2отуст ~ Асггс А' 2бл уст’
где (Ьотс — коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,5 на длинных ВЛ и 2,0 на очень коротких, когда падение напряжения в линии при первичном токе бигует существенно меньше первичного напряжения срабатывания ИО (72бл. Для данного комплекта защиты принятая уставка б72отуст не должна быть меньше его уставки (72бл уст.
Чувствительность реле (72от рассчитывается по выражению.
Ач — ^2з тщ/С^отуст^Ч/)’
где (/2зп11п — минимальное напряжение ОП в месте включения защиты при внутреннем КЗ в расчетных условиях. Значение коэффициента чувствительности должно быть не менее 2. В противном случае уставку реле 672ог следует определять по указанному выше условию с учетом падения напряжения в линии:
А2отуст ~ Аотс А' 2б.т усг (^21 АА'2 ц)>
где 1/2] н (72ц — первичные напряжения ОП «местах включения рассчитываемой защиты и защиты, с которой производится согласование соответственно при расчетном внешнем КЗ
Если указанным способом также не удается обеспечить необходимую чувствительность по напряжению, то цепь отключения подготавливает
ся отключающим реле тока с торможением , характеристика срабатывания которого при 'тори > ° определяется как /2сро1 = ^о,ук1 + + (*торМ/10°Н/торМ-?)’ |Де /торм — ОТ1,ОСИ-гельный тормозной ток в режиме качаний; а = *
= 1,0—1,5 — относительный ток начала торможе-
ния,	— уставка реле, соответствующая то-
z от уст
ку срабатывания при отсутствии торможения; Аторм —коэффициент торможения, %
Выбирается уставка отключающего реле тока с торможением из условия согласования по чувствительности с блокирующими реле тока и напряжения рассчитываемого комплекта защиты и комплектов, установленных на других концах ВЛ При согласовании с блокирующими реле тока	=
* z от У ст
= АотсА2блусг’ |Де Аотс — коэффициент отстройки, имеющий минимальное значение равное 1 для двухконцевой линии и равное 2 — для мноюконцевой При согласовании с блокирующими реле напряже-ния '2от уст = *отс 12СО1Л ’ гдс *ОТС = 1 -7—- коэффициент отстройки, /2согл — относительный ток (максимальное гначение), протекающий через рассчитываемую защиту при внешнем КЗ в условиях согласования. Абсолютное значение указанного тока определяется путем расчета токораснредслс-ния в схеме замещения ОП при внешнем КЗ в условиях, когда напряжение в месте включения защиты, с которой производится согласование, равно первичному напряжению срабатывания ее блокирующего реле напряжения, т.е ('26., ус.  За расчетное значение уставки принимается большее из полученных по всем условиям значений.
Значение коэффициента торможения определяется по условию отстройки отключающего реле /,тот от тока небаланса при качаниях, т.е при Аторм — 7кач ’ Аторм — । Аотс^2116 кач + А2н.ркач) - А2Тот.уст 1100/('кач - ?) ’ гдс *птс = 1,2 — коэффициент отстройки, ^нбкач —относительный ток небаланса в режиме качаний, определяемый по тому же выражению, что и при расчете /2бл уст > в котором следует принять е = 0,1, а также /рабтахп = = /кач. А2нркач — относительный юк обратной последовательности в режиме качаний (учитывается при наличии источников песиммегрии в систе-
434
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рам.#
мс); /кач —относительное значение тока качаний; а - 1,5.
*
Уставка (и процентах) принимается равной ближайшему большему оцифрованному значению.
Чувсшпгелыюсть /?тот при неучете торможения проверяется но выражению
~ ^21 niiiiZ(/2oi ус< ^ТТ ном.п) ’
где /2з mln — минимальный ток ОП в защите при внутреннем КЗ в расчетных условиях. Значение коэффициента чувствительности должно быть не менее 2.
Уставка пускового реле тока ОП с торможением /->пуск блокировки при качаниях определяется по тому же выражению, что и уставка уст  Однако расчет /2нб следует осуществлять при первичном токе, равном току начала торможения, т.е. следует принять /раб111ахп = 1-5/ттном.п- Коэффициент торможения определяется гак же, как и для отключающего реле тока с торможением
Определяется первичное сопротивление срабатывания блокирующего реле Z6j] из условия обеспечения его возврата в максимальном нагрузочном режиме после отключения внешнего КЗ
Z
Zcpf,..„ = 2/а77 (Zcm+1)cosA<p-
J/	. 2 А х’
... IX2 2 . лт \	2. sm Дф
(ZCM + 1) cos Дф - 4Zc I cos Дф +-,
* I	е“ /
ZHa,p расч = ^^вом/^^абшах) ~ РаСчет-ное минимальное сопротивление нагрузки; (7НОМ — номинальное первичное междуфазное напряжение сети; /ра6 тах — максимальный первичный рабочий ток через защиту в режиме, когда он направлен к шинам; ко1с = 1,25 — коэффициент отстройки; кК = 1,05 — котффициент возврата; ZCM = = -0,15 — относительное смещение характеристики срабатывания реле в 111 квадрант (по отношению к уставке срабатывания); Дф = фм ч - Фнагр, Фм ч — угол максимальной чувствительности реле; фнагр — угол век гора сопротивления натру зки; е = 0,7 — эксцентриситет характеристики срабатывания реле.
Определяется первичное сопротивление срабатывания отключающего реле ZOT по следующим
условиям
обеспечения возврата реле в максимальной! грузочном режиме после отключения внешнего
Z
_ нягр расч
С р ОТ Т1	в cos Дф
2 А sm2£ cos Дф + —-
Е
(обозначения всех величин см выше) с учетом» го, что /рабтах соответствует режиму, котла он» правлен от шин в защищаемую линию,
согласования но чувствительности сблокируй щим реле сопротивления комплекта защиты,ут новленного на противоположном конце линии,Д трехконцевой линии
ZcpoT.n ^oicl + (Z3n + ^отс2 Zc рл )/^та) где А-отс1 = 0,85 — коэффициент от стройки;
= 0,8 — коэффициент отстройки; Z;|| — сопрел» ление участка линии ог места установки рассчтв ваемой защиты до точки развет вления, 2лц —» противление участка линии о г точки разветвлещт до места установки зашиты, с которой производи ся согласование. Zc бя п — первичное сопропаи ние срабатывания реле Z6a комплекта защити,^ которым производится согласование; kmK —Kirf фициент токорасиределения, равный отношен» тока через данную защиту к току через защиту,! которой производится согласование, определю мый при внешнем КЗ в условиях, когда он макситв леи.
Для двухконцевой линии в приведенном вин выражении следует принять = 0 и /:ток = 1 | При отсутствии иа огветвлениях без питии комплектов защиты сопротивление срабатывав реле ZOT комплекта защиты на питающем кондея нии выбирается кроме укатанных выше услоЦ также дополнительно по условию отстройки огЙ за трансформатором ответвления, на котором ют* * плект защиты огсу гствует-
^сротп —	[^,,1 + (Zjjju + ZTp)/^TMJ,J
где Zain — сопротивление участка линии оттощ разветвления до трансформатора отпайки; минимальное сопротивление трансформатора а ответвлении; Лток —коэффициент гокораспрот.' ния, равный отношению тока через рассчитыг мую защиту к току в трансформаторе, закото) рассматривается КЗ В качестве определяют значения Zc от п принимается меньшее из знг ний, полученных по всем условиям.
Первичное сопротивление срабатывания pt £доц принимается равным сопротивлению epi
ты вания реле ZOT.
546.2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 110—330 кВ
435
Чувствительность отключающего реле сопротивления ZOT проверяется по выражению
I = 7	!7
ч с р от п >
гда Z3n — максимальное первичное сопротивление в месте включения защиты при расчетном внутреннем КЗ. Минимальное значение коэффициента чувствительности должно быть 1,5
Чувствительность реле сопротивления по току точной работы определяется по выражению
^чт minn ^Отр^/)’
где /зт1пп — первичный минимальный ток через защиту при КЗ между тремя фазами в конце защищаемой ВЛ; /т р — ток точной работы реле, — коэффициент трансформации ТТ Минимальное значение А'чт должно быть около 1,3.
Уставка реле тока нулевой последовательности (НП) /р выбирается из условия отстройки от тока НП нагрузки, обусловленного разновременностью включения фаз выключателя при включении ВЛ под напряжение; например, в цикле ЛПВ 4)уст ” 03S /Тр ном^ТТ ном п > гдс ^тр ном сумма номинальных токов трансформаторов на ответвлениях. От бросков тока намагничивания трансформаторов ответвлений реле /0 отстроено по принципу действия.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПАНЕЛИ ПДЭ 2802
Номинальный переменный ток, А 1 или 5
Номинальное напряжение переменного тока, В.......................... 100
Номинальная частота. Гц .	50 или 60
Номинальное напряжение оперативного
постоянного тока, В	110 или 220
Диапазон ступенчатого регулирования чувствительности по фазному гоку обратной последовательности в долях номинального тока панели
/26л.	 0,025-0,2
(ступенями по 0,025)
//пуск	 0,025-0,4
(ступенями по 0,025)
/2от	0,05-0,4
(ступенями по 0,05)
/2Т0Т	0,1-1,6
(ступенями по 0,1)
Дискретные уставки коэффициента торможения Аторм, %....................7,5; 10; 15
Приращение тока приводящее к срабатыванию реле. А / при скачкообразном увеличении симметричного трехфазно! о тока, не более	0,6/|1ОМ
Диапазон регулирования чувствительности, В, но фазному напряжениюобрагной последовательности ступени по 0,5 В
^2бл-	1,0 2,5
^2от................ 1,5—5,0
Диапазоны дискретного регулирования уставок реле /0 по утроенному току нулевой последовательности в долях поминального тока панели	0,05—0,2
0,2—0,8 0,8—3,2
Степень дискретности минимальной уставки диапазона	0,1
Угол максимальной чувствительности реле мощности Л/2от, град	250 + 7
Угловая ширина зоны срабатывания реле Л/2от в рабочем диапазоне токов и на-
пряжений, град .	160—180
Диапазон регулирования уставок реле
Z6j], ZOT, Zaon, Ом/фазу, по сопротивлению срабатывания при угле максимальной чувствительности (для исполнения панелей на номинальный ток I А).
для Z5n	15—150
для Zq, и Z^on .	7,5—175
Уставки реле сопрот нвления ио углу максимальной чувствительности <рм ч, град .
для реле Z6n ....	..	240 ± 5 и
250 ±5
для реле Zor и ZflOn . .	60 + 5 и
70 + 5
Отношение осей эллипса характеристики срабатывания реле сопрозивления е 0,7 ± 0,08 Ток точной работы
для реле Z6n	0,1 /ном
для реле ZOT и Zmn	0.2/ном
Среднее время срабатывания панели зашиты на отключение, с, при кратности воздействующих величин к параметрам срабатывания защиты в сторону отключения, равной трем, не более	0 04
Мощности, потребляемые панелью при подведении к ней номинальных токов и напряжений. В ’А/фазу, не более:
по цепям напряжения переменного тока	..	3
по цепям переменного тока	1
по цепям напряжения оперативного постоянного тока (без ВЧ-приемопе-редатчика), Вт
в нормальном режиме.	30
в режиме срабатывания	40
436
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. <6
Панель проверяется заводом-изготовителем при квалификационных испытаниях на помехоустойчивость и импульсную прочность согласно рекомендациям МЭК
ВЫСОКОЧАСТОТНЫЙ КАПАЛ ЗАЩИТЫ
Состоит из высокочастотных приемопередатчиков ПИ и соединяющего их высокочастотного тракта Высокочастотный тракт, выполненный по схеме фаза—земля, образуется одним из проводов защищаемой линии и аппаратурой обработки и присоединения, состоящей из заградителей 3, конденсаторов связи Скс, фильтров присоединения ФП, разделительных фильтров РФ и высокочастотных кабелей (рис. 46.12, а) Заградители, представляющие собой параллельный резонансный контур (рис 46 12, б), имеют большое сопротивление для токов ВЧ в сторону шии подстанции и незначительное сопротивление для токов промышленной частоты. Аналогично разделительные фильтры имеют большое сопротивление на частозе ПИ защиты в сторону приемопередатчика поста связи.
Конденсатор связи Скс вместе с фильтром присоединения (рис. 46 12, в) образуют несимметричный четырехполюсник, служащий для согласования
входных сопротивлений линии и ВЧ-кабеля и дм разделения токов промышленной и высокой части. С конденсатора отбора Со снимается напряжена на устройство отбора напряжения //, используем» для контроля напряжения на линии при ее включа нии с противоположной стороны Затухание ВФ тракта определяется кака1р = 10 lg (f| /Pj),!» Р| и /’2 — кажущаяся мощность в пунктах перед-чи и приема соответственно При этом чем выи частота, тем больше затухание.
На ВЛ с одним циклом транспозиции при горизонтальном расположении проводов, двумя фал-ми, с меньшим затуханием, являются те, котори начинаются или кончаются как средние. Перекрываемое затухание аппаратуры канала определяете по выражению
а = Р -Р п пер пр-
где Рпер — мощность передачи, /\,р — необходимая мощность приема. Запас по перекрываемому» туханию Дап = ап -одолженсоставлять 10—15дБ
Уровень порога чувствительности приемнитт выбирается но формуле
— ^пер — (°тр +/^зап — ^Л|р)>
а— структурная схема канала; б — принципиальная схема заградителя с одночастотной настройкой; в —ирг» ципиальная схема фильтра присоединения и устройства отбора напряжения; РЗ — разъединитель заземляют! I (нож); £| — силовая катушка, £д— катушка индуктивности для снижения крутизны фронта волны перенапр-жепия, Р. PI и Р2 — разрядники, С| — конденсатор настройки; 7ф— воздушный трансформатор фильтра пр» соединения, И — устройство отбора напряжения; Д — дроссель
5462]
ГЕЛЕИНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ ПО 330 кВ
437
Рис.46.13. Структурная схема приемопередатчика и устройства автоматического контроля канала
гдеЛщп — минимально допустимый запас по перекрываемому затуханию, равный 10 дБ для первого района и 15 дБ для остальных районов; Д/’[|р = = 10 lg(A//1400) — уменьшение чувствительности приемника при полосе пропускания Д/ отличной от нормированной.
Структурная схема приемопередатчика и устройства автоматического контроля канала приведена на рис 46.13. Приемопередатчик содержит кварцевый генератор заданной частоты ГКВЧ Управление ИП осуществляется через ГКВЧ по цепи «Пуск НПЗ» (полупроводниковой защиты). Блок УПР2 служит для работы микротелефона наладочного переговорного устройства. С выхода ГКВЧ сигнал через усилитель мощности МУС и дифференциально-мостовой линейный фильтр ЛФ поступает на выход передатчика и далее через ВЧ-кабель в линию электропередачи, по которой организован ВЧ-канал. Линейный фильтр можег работать в двух режимах при пуске собственного передатчика источником ВЧ-сигнала является выходной каскад МУС, а нагрузкой фильтра — входное сопротивление ВЧ-кабеля, при приеме сигнала от удаленного передатчика источником сигнала является ВЧ-кабель, а согласованную натру тку фильтра на время отсутствия пуска собственного передатчика подключает пусковой узел ПУ. Таким образом, ВЧ-сиг-нал, приходящий с противоположного конца ВЛ, через ЛФ поступает на согласованную нагрузку ПУ, а также через входной фильтр приемника Ф.вх.прм и полосовой фильтр ПФВЧна вход усилителя высокой частоты УВЧ Выход УВЧ подключен к выходному блоку приемника «Вых. 1», подающему при
приеме ВЧ-сигнала логический сигнал в защиту С отдельного выхода ПФВЧ принимаемый ВЧ-сигиал подается на вход приемника устройсгва автоматического контроля 111’М 600 Один из выходов ПРМ 600 («Вызов») действует только при наличии манипулированного частотой 600 Гц сигнала вызова автоконтроля, а другой выход («Запрет»), имеющий чувствительность па 7—10 дБ меньше, чем приемник, осуществляет контроль наличия запаса по затуханию при передаче ВЧ-сигнала но каналу.
В устройстве автокоптроля имеются часы периодически приводящие в действие логическую схему пуска передатчика Ввод информации для определения исправности ВЧ-канала производится с выхода основного приемника «Вых. I» (наличие ВЧ-помех), приемника ПРМ 600, контролирующего наличие запаса по затуханию, и приемника вызова, приводящего в действие автоконтроль на всех сторонах ВЧ-канала Вся проверка происходит за 16 периодов частоты 50 Гц, т.е. за 0,32 с Выходной блок контроля содержит сигнальные светодиоды, позволяющие судить о виде неисправности и месте, где огга произошла. Кроме того, имеются выход для приведения в действие центральной сит на.тиза-цтш и контактный выход, осуществляющий вывод из действия релейной защиты при неисправности канала, обнаруженной на любой из сторон ВЛ
При работе ПП с полупроводниковыми защитами пуск передатчика от авгокоитроля осуществляется по цепи АК через релейную часть защиты, которая передает пусковой сигнал на вход «Пуск ППЗ» Для обмена дежурною персонала ВЧ-сигна-лами служит кнопка Ки При внутреннем КЗ защита блокирует пуск передатчика и по цепи «Запрет кон
438 ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ[Рам Ч
троля» приводит схему контроля в исходное состояние. В случае, если АК-80 обнаруживает первый раз неисправность канала, через 3 мин снова производится пуск АК, и только после повторной фиксации неисправности производи гея вывод защиты из действия и начинает работать сигнализация.
46.2.3. Шкаф дифференциальной токовой с торможением защиты сборных шии
110—220 кВ типа ШЭ 2307*
НАЗНАЧЕНИЕ, ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА И РАБОТА ЗАЩИТЫ В ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМАХ
Шкаф дифференциальной токовой с торможением защиты типа ШЭ 2307 предназначен для защиты сборных шин распределительных устройств (РУ) 110—220 кВ и выпускается в следующих исполнениях:
исполнение А для защиты двойной несекцио-нированпон или одной секции двойной секционированной с обходной систем шии с произвольной
* Данный раздел подготовлен на основе технической документации и методических материалов института «Энергосетьпроект» и НПП «ЭКРА».
фиксацией присоединений при наличии АПВ мм ключателей присоединений;
исполнение Б, то же что и А, з олько для слущ когда АПВ выключателей не предусматриваем например при выполнении РУ элегазовым;
исполнение В для защит двойной или одна секции двойной секционированной с обходной с! тем шин с фиксированным распределением присой дипений
Шкаф входит в состав унифицировании комплекса устройств релейной защиты сем ПО—220 кВ, выполненного па основе соврем» ных линейных и логических ИМС
Функциональная схема защиты исполнении!! дана для случая выполнения защиты одной секи двойной секционированной с обходной систем шип (рис. 46 14) при использовании максимам возможного числа токовых входов, равного й При этом два входа использованы для поднять ния к ТТ в цени шиносоединительного выключили (ШСВ), два — для подключения к ТТ в цепи двух секционных выключателей (СВ), аосталыщ 20 входов — для подключения к ТТ в цепях от» дящих присоединений и обходного выключат^ (ОВ). Схема цепей переменного тока защип (рис. 46.15) содержит: выравнивающие трансу матеры тока TAL в каждом плече защиты; пофь ные пусковые органы ПО, срабатывающие приЦ на любой из систем шип; пофазные избиратели!!»
Нефиксированные присоединения
£
Q2(CBl)
X
11 система шип
QI (ШСВ)
I система шин /т
Q3(CB2)
i s: s i i. f. i c i t
X
X
X
X
X
12	13
14___________________15	16	17	18	19z
Нефиксированные присоединения
Рис. 46.14. Схема защищаемого распределительною устройства

546 2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 110—330 кВ
439
органы первой ИО1 и второй ИО2 систем шин, определяющие поврежденную систему шин и элементы контроля исправности дифференциальных токовых цепей указанных органов. Для переключения вторичных цепей TAL используются контакты устройств переключения (УП), обеспечивающие подведение вторичных токов присоединений, фиксация которых может изменяться, к органам И01 или ИО2. С целью снижения перенапряжений при отказах УП используются варисторы RU.
Пусковые и избирательные органы выполнены на основе унифицированных блоков типа T17I, а элементы контроля — на основе блоков типа Т158. Последние представляют собой чувствительные трехфазные реле тока.
Структурная схема блока типа Т171 (рис. 46.16) содержит: формирователь рабочих и тормозных сигналов ФРТС; основной (быстродействующий) канал, вводимый на время, достаточное для его срабатывания (около 2,5 мс), который затем блокируется примерно на 650 мс, и резервный (менее быстродействующий) канал, находя
щийся в работе постоянно (их выходы объединены по схеме ИЛИ); элемент отключения ЭО; устройство непрерывного функционального контроля ФК и устройство тестового контроля ТК Блок действует на отключение только при условии, что его подтверждает устройство ФК (отсутствует сигнал на блокирующем входе ЭО)
Входы пусковых и избирательных органов (блоки Т171) подключены через сборки диодных полумостов 1$ к вторичным обмоткам соответствующих выравнивающих трансформаторов TAL (см. рис. 46.15). В резисторах Ят| и /?.|2 протекают разнополярные полуволны вторичных токов, а в резисторе R д — переменный дифференциальный ток, пропорциональный сумме мгновенных токов в соответствующих плечах защиты. Разность падений напряжения на резисторах и /<|2 пропорциональна сумме модулей токов в соответствующих плечах защиты и используется для формирования тормозных сигналов.
440
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[РаздК
Основной
Рис. 46.16. Структурная схема блока типа Т171
При срабатывании ПО, атакже ИО1 и ИО2 в фазе А появляются сигналы на их выходах I,4 и 7, при этом через выходы 2, 5 и 8 протекают дифференциальные токи, а выходы 3, 6 и 9 используются для сигнализации срабатывания.
В случае появления сигнала на выходе любого из элементов контроля (блоки Т158) обеспечивается сигнализация обрыва (срабатывает КИ4), а при срабатывании блока, включенного в дифференциальные цепи ПО, осуществляется блокировка действия защиты на отключение, если замкнут ключ SA2 (рнс 46.15).
Работа защиты при внутреннем КЗ. Функциональная схема логической части защиты приведена на рис 46.17. При отсутствии нарушения фиксации присоединений по системам шин действие защиты на отключение возможно только при срабатывании ПО и соответствующего ИО. Поэтому в случае возникновения КЗ на первой (второй) системе шин срабатывают ПО и 1/01 (3/02) поврежденной фазы или фаз (см рис. 46 15). Сигналы с выходов общих для грех фаз защиты элементов ИЛИ (рис 46.17) DWI, DW2 (З)И'З) через элементы 3)И'12, 3)11'8 (3)H'I3, /)11'9) поступают на входы элемента И DX13 (DX14) и при отсутствии сигнала на его запрещающем входе о г устройства контроля исправности токовых цепей, сигнал с выхода DX13 (DXI4) через элемент выдержки времени на возврат DS3 (DS4) вызывает срабатывание выходного реле К/ (К2) Последнее своим контактом подает напряжение оперативного тока в блоке отключения (см. рис 46.19, а) на соответствующую шинку отклю
чения выключателей присоединений, что привой к срабатыванию выходных реле, действующих а отключение всех присоединений к первой (вторя системе шнн, а также на пуск УРОВ и подготот цепей запрета АПВ.
Прн нарушении фиксации предусмотрена в» можность отключения присоединений двух сияя шин только от ПО. Реализации указанной возмов-ности осуществляется путем включения клоп SA3.1 («Отключение двух систем шин»). Прим» подается единичный сигнал на входы DW8hM, выводящий из действия ИО1 и ИО2 соответств» но, и отключение происходит через элемита DX13, DX14 только при срабатывании ПО. Одно1 временно единичный сигнал подается и на заире* щаюшие входы элементов DX9, DXI0, чем осуще-ствляется запрет шунтирования сигнала с ввод ПО в элементах DIV/2 и ОИЧЗ после первого сраЙ тывания защиты, т е. в цикле АПВ шин
Повышение чувствительности защиты BfJ АПВ и ручном опробовании. Автоматическое пощ шенис чувствительности защиты при АПВ шина ручном нх опробовании достигается путем разя шения действия на отключение от соответствуй щего ИО без контроля его пусковым органом (ИО имеет, как правило, меньший ток срабатывай чем ПО). Указанный режим возможен только й соответствии схемы цепей переменного токазаш ты схеме первичных соединений (ключ S.43.I я ключей). Прн КЗ на первой (второй) системе ива срабатывание защиты фиксируется на время  32 с элементом выдержки времени па возврат D9 (3)82). Сигнал с выхода элемента 3)81 (DS2) поем
{46.2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ НО 33(1 кВ
441
ативныи запрет отДЗШ
Рис. 46.17. Функциональная схема логической части защиты
SA5
SA3.2
_____К14'_____
Нсполнофазпый или полнофазный отказ выключателя
DX28
- &
Неполнофазный или полнофазный отказ выключателя,.
Запрет АП В от УРОВ
DW14
К SA2 «Блокировка ДЗШ» (рис. 46.15)
----► Очувствление (к 0X29 на рис. 46 18)
Запрет отключения при опробовании от ОВ
с «открытым плечом» (к DX40na рнс. 46.18)
паетна вход элемента DX9 (DX10), выходной сигнал которого шунтирует сигнал ПО на элементе DW12 (DWI3). Поэтому срабатывание выходного реле KI (К2) после срабатывания DS1 (DS2) осуществляется через DX13 (DX14) только от элемента DW8 (DW9), т.е от органа HOI (ИО2) независимо от состояния ПО Неуспешное АПВ фиксируется указательным реле КН6, подключенным к выходу 0X11, на один вход которого через ОИ'З поступает сигнал с выхода сработавшего органа ИО1 (И02), а вв другой — через элемент DWI8 задержанный DT3 на 0 3 с сигнал о первом срабатывании защиты.
Прн неуспешном ручном опробовании сигнал с выхода сработавшего органа ИО1 (ИО2) через эле
мент /31Т5 поступает на разрешающий вход элемента ЗАПРЕТ DX12 и при отсутствии сигнала на его запрещающем входе подается на входы элементов DX29- -DX39 в блоке опробования (рис 46 18), что приводит к отключению соответствующего выключателя (более подробно см ниже)
Ручное опробование системы шин Опробование рабочих систем шин возможно от CBI, СВ2, ШСВ, а также от выключателей шести нефиксированных присоединений. В случае устойчивого КЗ отключение выключателя, которым производится опробование, осуществляется защитой опробуемой системы шин Опробование обходной системы шин осуществляется от ОВ при «открытом плече» защи-
442
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд.46
!!
к
Очувствление (к DX12 на рис. 46.17)
DX29
КНЗ «Опробование»
DT5 К37
DX40
DX30
DW21 DXI7
Запрет отключай приопрЛ вании отО) с «открыли плечом»
Q2{CBI) о —
Q3(CB2)
Ql(lIICB) о-------
— — —
Q8 О-------
_____ _____
Рнс. 46.18. Функциональная схема блока опробования
ты (вторичные обмотки ТТ в цепи ОВ отсоединены от защиты с помощью испытательного блока) рабочей системы шип, к которой подключен ОВ. Поэтому отключение ОВ в случае неуспешного опробования осуществляется защитой рабочей системы шин.
Функциональная схема блока опробования приведена на рнс. 46.18. Сигнал от ключа управлеии выключателем, которым осуществляется опробование, например ОВ, через схему расширения сигнала ключа управления на элементах DS5, DW21 и DX11
{46.21
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ ПО -330 кВ
443
подается на одни вход > тсмента DX30, на другой вход которого посту паев сигнал с выхода DX12 (см рнс. 46.17) при срабатывании ИО1 или ИО2, что приводит к срабатыванию реле К4, действующего на отключение ОВ Кроме того, сигнал с выхода DX17 через DX40 действует на запрет отключения остальных выключателей рабочей системы шнн на время 0,1—0,5 с, определяемое DT4 Указанный запрет реализуется (см. рис. 46 17) с использованием контактов устройства переключения УШ и элементов DIP/-/, DW15, сигналы с выходов которых поступают на запрещающие входы элементов DX13, DXI4 При опробовании от любого другого выключателя схема работав г аналогично, за исключением формирования сит пала запрета
Кроме указанного выше в схеме также предусмотрена возможность отключения двух систем шнн (реле К37, см. рнс 46.18) прн неуспешном опробовании одной из них от ШСВ, сопровождающемся его отказом Использование данной возможности целесообразно прн отсутствии на ШСВ УРОВ, а ее реализация осуществляется по усмотрению персонала путем включения ключа SA6 в схеме блока отключения (рис 46.19, а).
Запрет от защиты АПВ присоединений. Осуществляется в следующих случаях при неуспешном АПВ шин, при неполнофазном или полнофазном отказе выключателя одного из присоединений и при отключении присоединений от УРОВ.
Неуспешное АПВ шнн фиксируется элементом DX1I (см рис 46.17) по факту совпадения на его входах сигнала срабатывания 1Ю1 или ПО2 с выхода DH'5 и задержанного элементом DT3 на время, достаточное для отключения шнн, сигнала о первом срабатывании защиты, поступающего с выхода DH'IS. Сигнал с выхода DX11 через DW19 н DS6 обеспечивает срабатывание реле КЗ, контакты которого в блоке отключения (рнс. 46.19, б) реализу-ютзапрет АПВ.
Для выявления отказа выключателя в защите используются комбинированные органы напряжения, подключенные к трансформаторам напряжения I и II систем шнн (см рнс. 46.17). Каждый комбинированный орган выполнен на основе блока напряжения типа Н 138 и содержит минимальное реле, включенное на одно нз междуфазных напряжений, и максимальное реле, включенное на напряжение обратной последовательности. Указанные органы используются также для фиксации неисправностей в цепях напряжения защиты Отказ выключателя присоединения к I (11) системе шин фиксируется элементом DX27 (DX28) по факту совпадения на его входах сигнала с выхода максимального реле (при неполнофазном отказе) нлн минимального реле (при полнофазном отказе) и сигналов о срабатывании защиты с выходов DT3 и DS1 (DS2).
Отключение от УРОВ определяется (см рис 46.17) по факту срабатывания выходных реле в блоке отключения (К14 для I системы шин и К15 для II) прн условии отсутствия сит нала срабатывания защиты (с выхода DSI или DS2), что фиксируется на элементе DX15 (для I системы шин) или DX16 (для II системы шип) Избирательный запрет Al IB от УРОВ автотрансформаторов осуществляется подачей выходного сигнала УРОВ на верхний вход 1)11’31 элемента ИЛ И при снятой перемычке SX
Кроме того, возможен оперативный запрет АПВ, реализуемый включением переключателя SA5 или SA3.2.
Работа блока переключений. Блок состоит из отдельных переключающих устройств УШ УП20 по числу нефиксированных присоединений (рис. 46.20), выполненных на основе элементов Л219. Контакты УП используются для подключения вторичных токовых цепей присоединения, фиксация которого изменяется, к входам соответствующего ИО (см. рнс. 46.15), а также для подключения выходного реле управления выключателем к шннкс отключения присоединений соответствующей системы шин (см рис. 46.19, а). Управление отдельными УП осуществляется от реле-повторителей KQS1 («Включено») и KQS2 («Отключено») блок-контак-тов разъединителей присоединений, фиксирующих как его включенное, так и отключенное состояние (рис. 46.20). Возможно также управление УП вручную от мнемосхемы, установленной в шкафу защиты Одновременное наличие сигналов о включенном и отключенном состоянии разъединителя фиксируется в элементе Л219 как неисправность, что приводит к появлению сигнала на его соответствующем выходе. Указанный сигнал через элементы DIP и DT6 воздействует на срабатывание указательного реле КН5. При возникновении КЗ в режиме перевода присоединения с одной системы шин на другую, когда временно включены оба разъединителя, осуществляется отключение обеих систем шип
Работа блока отключения Выходные реле блока отключения (см рис. 46.19, а) подключаются к источнику оперативного тока через переключатель SAI, используемый для ввода-вывода защиты При срабатывании защиты оперативный ток подается на шинки отключения через контакты KI 1 и К2.1 выходных реле К1 и К2 логической части (см рис. 46 17) Для действия на отключение, пуск УРОВ и запрет АПВ каждого выключателя кроме ШСВ предусмотрено отдельное выходное реле. Для ШСВ предусмотрено два реле — К16 и К38 Выходные реле ШСВ, СВ! и СВ2 подключены к шинкам отключения присоединений I и II систем шин напрямую, а выходные реле остальных выклю-
444
ЗАЩИ ГА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ 3\
[Разд ,й
846 2]
Централизованный
УРОВ
К373
КЗ 7 2
SA1.2
-н-
УРОВ
УШ
К4
УРОВ
К8
УРОВ
К9
УРОВ
КЗО
КЗТ
УРОВ
К12
УРОВ
КЗЗ
УРОВ
К71
К72
КЗ 1
К2 I
К5 I
SAI I
I с.111.
II с ш.
К25
УРОВ
К34
К26
УИН
УРОВ
К17
УРОВ
УЗ 2
УИН
кзо
К 9
УРОВ
УИН
К31
УПЗ
УРОВ
К20
УРОВ
УИ5
УРОВ
К22
К34
УРОВ
V
К35
К23
УИЕ
КЗь
УРОВ
УП2!>
УП8
а)
J К38
*----гЪ-
К35
К36
У//У

УП2
УП4
KIS
К21
УРОВ
УРОВ
УП10
К27
К2,4
К29
УШ:
К32
УШ6
УРОВ
УИН
КЗЗ
УИ6
У И 7
К24
УРОВ
Рнс. 46 19. (Начало). Схема блока отключения
а — выходные реле SA6 «опробование системы шин от ШСВ»; б — цепи запрета АПВ выключателей, в- ниш отключения выключателей; г — пени пуска УРОВ
Рнс. 46.19. Продолжение
446
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд «
K16J,	
	[««/, 1
	К14.
	К15
о-	КГ7 1^
О*	К18.1^
о.	К19
К201 о-----'
К21 1^	
	К22.1^.
	
	К23.1^
	К24 1^
О-	—  -		о
о-	К25.1/
	К26 1^
	
о-	
	К27 1^
О-	К28 1^,
К29 1^	
Q1 (ШСВ)	Отключение выключателей
Q2 (СВ1)	
Q3 (СВ2)	
Q4 (ОВ)	
Q5	
Q6	
Q7	
Q8	
Q9	
Q10	
Q11 Q12	
Q13	
Q14	
QI5	
Q16	
QI7	
Q18	
Q19	
Q20	
Q21	
Q22	
Q23	
К1Ь2^	
	К382^
О—	К142^
. К152'-'	
	К172^
о-	К182^
О-	
о- о-	К19.2^
	К202^
	К21.2^
	К222^
О“	
	К23 2^
„ К24 2^	
	К252^
	К26 2^
	
О- о-	К272^
	К282^
	
о-	К292^-
	
о- о-	К302^
	К31 2^
	
о-	К32.2^,
	К33.2^
К34.2^,	
К35.2^,	
Гк_	КЗб.2^,
QI (ШСВ)
Q2 (СВ1)
(??
(С82) ~0Г (ОВ)
Q5
Q6
Q7
QS
Q9
Q10
Q11
Q12
Q13
Q14
Q15
QI6
Q17
Q18
Q19
Q20
Q21
Q22
Q23
в)
Рнс. 46.19. Окончание
Пуск УРОВ
Разд.46
{46 2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ ПО- 330 кВ
447
Элемент Л219
От УП5 —
От УП6 —
27
OtJ777 —
От УП8 —
29 От5779 —
От УП10—
От УП11—
От УП12—
От УП13—
От УП14—
От УП15—
ОтУ/7/6 —
От УП17—
От УП18-^~
От УП19-^~
От УП20-^-
DT6 КН5
О-гП
Неисправность
От ФК
(Ут ТК
Рис. 46.21). Функциональная схема блока переключении
нагелей — через контакты УП Кроме того, оперативный ток может подаваться па выходные реле ШСВ, СВ1, С132, 013 н Q5- Q10, а также через контакты соответствующих выходных реле блока опробования (см рис. 46 18), чем обеспечивается отключение только того выключателя, которым производится опробование системы шнн (срабатывание других выходных реле предотвращается разделительными диодами) Отключение прн срабатывании индивидуальных УРОВ осуществляется подачей «минуса» оперативного тока через контакты соответствующих УП па шипки отключения присоединений 1 или II системы шнн Контакты выходных реле централизованного УРОВ непосредственно подключены к шинкам отключения.
Для оперативного запрета АПВ выключателей отдельных присоединений имеется возможность шунтирования контакта реле КЗ крышкой разъема SG (см. рнс 46.19, б)
РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЗАЩИТЫ
Определяются значения коэффициентов трансформации выравнивающих трансформаторов тока (см рнс. 46 15) для всех плеч защиты Если основные ТТ имеют одинаковые коэффициенты ipanc-формации, то трансформаторы TAL также должны иметь одинаковые коэффициенты трансформации, т е. в данном случае они используются только как понижающие, обеспечивающие снижение токов на входах блоков Т171 (ПО п ИО) до значений, ие превосходящих номинальное, равное 5 мА Прн этом
448
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рам*
значения коэффициентов трансформации рекомендуется принять равными 200 или 1000 для исполнения защиты на I или 5 А соответственно при условии, что номинальный первичный ток основных трансформаторов тока /тт м выбран, исходя из максимального рабочего тока /pag |пах наиболее мощного присоединения, либо Kt t у = = (/рабшах11 \Гном )200 лля исполнения защиты на 1 А 11 К! IAI = (/раб max '>33 ном )1000 для исполнения защиты на 5 А при условии, что номинальный первичный гок основных ТТ выбран существенно большим тока /ра6111ах наиболее нагруженного присоединения.
В случае, когда коэффициенты трансформации основных ТТ различные, трансформаторы TAL используются также и для выравнивания токов «в плечах» защиты. Условием выравнивания является равенство для каждого j-io присоединения произведения коэффициентов трансформации основною К/1 и промежуточного К/ j трансформаторов тока, т е. К/ j К/ у = const.
Для присоединения (присоединений) с максимальным значением коэффициента (коэффициентов) трансформации основного (основных) ТТ Ау m коэффициент трансформации промежуточного (промежуточных) ТТ ^/ уду,тах выбирается, как указано выше, с учетом соотношения между /раб max 11 /ц ном .пах Для остальных присоединений коэффициенты трансформации трансформаторов ТАЕ определяются по выражению
К) IAI. / = (^/ max IAI max )1 ^l.l -
Определяется первичный минимальный ток срабатывания ПО защиты /споттп ПРИ отсутствии торможения по следующим условиям
отстройки от максимального тока нагрузки при обрыве вторичных токовых цепей одного из плеч защиты /с цу) 1111п п — Аотс /нагр |11ах, где Аотс — 1,2 коэффициент отстройки; /нагр1пах — первичный гок нагрузки наиболее мощного присоединения (в проектных расчетах может быть принят равным первичному номинальному току основных ТТ, имеющих наибольший коэффициент трансформации);
отстройки от первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения, /сПОтшп ~ /'отс/нб.торм нач.И’ 1ДС ^отс — /нбторм нач п — /персолиЕТТ /торм.нач п	первичный
ток небаланса, обусловленный различием погрешностей ТТ в режиме, соответствующем началу торможения (когда полусумма относительных тормозных' токов равна уставке начала торможения); /пер = * — коэффициент, учитывающий переходный режим, Аодн = I —коэффициент однотипности ТТ, Е-рт — полная погрешность основного ТТ,
имеющего наименьший коэффициент трансфере пин, определяемая с использованием кривой наш ничивания стали магнисопроводи ТТ при краг»] сти первичного тока, равной /торм нач „ //TThoJ В качестве расчетного значения первичного тов срабатывания ПО принимается большееиз двухм лученных
Определяется расчетный от носительный миаи мальный вторичный ток срабаплвання ПО прион сутствии торможения
/с ПО mm расч — ПО mm п I max/"ГТ ном J'
| Де /с ПО nun 11 К! max ~ см выше. 1 тт ном в — НО» нальный вторичный ток основных I I К усташи1 принимается ближайшее большее расчетного зияние вторичного тока срабатывания /(.роп]1|1|В следующих возможных' 0,4; 0,8 или 1,2 от вторит, него номинального юка защи1ы
Определяется первичный минимальный м срабатывания ПО защиты при отсутствии тор» жения, соответствующий принятому относите» ному вторичному току срабатывания /спош1‘ /с ПО min в /(/ шах /'ГТ ном в 
Предварительно принимавюя уставка начал торможения /тормнач ’ 1.
Определяется значение первичного тока начав торможения /торм нач п ~ I горм 11ач А/ тах/уу нм(|
Коэффициенты торможения основного канав *торм1 11 резервного *торм2 не регулируютсянпрв ня!ы равными 0,6 и 1,2 соотвС|С1венпо.
Определяются коэффициенты чувствители» сти IIO защиты для основного и резервного канав» при металлическом КЗ на шипах с учетом тока» грузки в расчетном режиме работы подстанции! сети по выражению
/ц “ /к mm /(/(. I IO min / |орм1(2)*
* «^Лорм расч п ~ /торм нач п)1 где/кт|п — минимальное первичное значение» рнодической составляющей фазного тока в точи внутреннего КЗ рассматриваемого вида (в) 0,5 Х/-,орМ расч.п — полусумма действующихзна* ний первичных тормозных токов при упомянут» вну трением КЗ, определяемая с учетом нагрузки,! первом приближении может определяться меток» наложения и приниматься равной 0,5(/кв1ш t + ^/цагр)’ £/нагр— сумма действующих значь ний первичных юков нагрузки всех присоедя» ний, охватываемых защитой ниш; остальныеве» чины — см. выше Полученное значение коэфф» цнента чувствительности Ач должно быть болкв или равно 2 В противном случае расчет значив Ач осуществляется традиционным для защит с
546.2]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ ПО 330 кВ
449
Рис.46.21. Определение коэффициента чувстви-тельноеги ПО зашн1ы при
0,5Х/11агр > ^торм.нач.п
можением способом [46.8] по выражению А,, = = /,<min Ис по, где /с по можно определить графически, как это показано па рис 46.21. Если точка пересечения/!'располагается на горизонтальном участке характеристики срабатывания, то прн расчете *ч следует принять /с по = /с по т1п При расчете чувствительности указанным способом для обеспечения устойчивого функционирования зашиты необходимо также, чтобы ючка/Г находилась на расстоянии от характеристики срабатывания по каждой из осей не меньше 20 % соответствующей координаты точки. Если полученное указанным способом значение кч < 2, то следует принять уставку начала торможения /торм нач = 2 и повторить расчет чувствительности
Определяется первичный минимальный ток срабатывания ИО защиты /с цОт1п п при отсутствии торможения но условию отстройки от первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения так же, как это приведено выше для ПО. Аналогично определяются относительный минимальный вторичный ток срабатывания ИО при отсутствии торможения и соответствующий ему первичный ток срабаз ывания ИО зашиты, а также значение первичного тока начала торможения.
Определяются коэффициенты чувствительно-спзИО защиты для основного и резервного каналов в режиме опробования (при включении на КЗ одного из присоединений от АПВ или вручную) в расчетном режиме работы сети. Расчет выполняется с использованием тех же выражений, что и для ПО При этом в качестве тока /к mln принимается первичное минимальное значение периодической составляющей тока металлического КЗ расчетного вида т, протекающего в присоединении, которым производится опробование, а в качестве тока /тори расч следует принять 0,5/кт1п. Значение коэффициента чувствительности в рассматриваемом
режиме должно быть ие менее 1,5. Если для основного канала окажется кч < 1,5, то для опробования следует принять другое присоединение, при включении которого на КЗ обеспечивается необходимая чу вствнтсльпос гь.
Определяйся первичный ток срабатывания реле контроля исправности вторичных токовых цепей защиты по условию отстройки от максимального тока небаланса в нагрузочном режиме /срк|| = = /Отс^нб’ где/отс ~	— коэффициент отстройки;
/н6 = ^нб^uarpmax — первичный ток небаланса; Ан6 = 0.05 — коэффициент небаланса. /нагр|пах — максимальный ток нагрузки наиболее мощною присоединения.
Определяется первичное напряжение срабатывания минимального реле, включенного па между-фазное напряжение, исходя из условия обеспечения его возврата после отключения внешнего КЗ ^мфе 3 = C'min /^отс^в Цп„, — первичное ме-ждуфазиое напряжение в меезе включения зашиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ, в ориентировочных расчетах может быть принято равным 0,85(7НОМ, £отс = 1.2— коэффициент отстройки, къ - 1,05 — коэффициент возврата реле.
Первичное напряжение срабатывания максимального реле, включезизого па напряжение обратной последовательзюсти, определяется по выражению (72сз = 0,06 (7НОМ
Выбирается выдержка времени возвраза защиты в исходное состояззне (злемезггы DS1, DS2 на рис. 46 17) При этом в зависимости от конкретных эксплуатазцтонных требований указанная выдержка времени должзза быть больше времени полной сборкзз первичззой схемы при АПВ шип либо больше времезззз частичной сборкзз ззервичпой схемы, обеспечззвающсй необходимузо чувствительность ПО. Рекомезздуется принимать значение выдержки времешз ззе более 32 с. Если ззри включении отдельных присоединений в процессе АПВ возможно возникновение качаний или аенззхроззззозо режима, для отстройкзз от которых требуется недопустимое загрубленнс ИО зазциты, то выдержка времени возврата защиты принимается меньше времени АПВ того присоединения, вклзочение которого приводит к возникновению одного из указанных режимов
Выдержка времензз разрешения действия ИО зза отключение независимо от ПО в режиме ручнозо опробования шин (элемеззт DS5 зза рис 46 18) выбирается из условия обеспечения надежного отключения выключателя присоединения, которым осуществляется опробоваззие, и может быть принята равной 0,6 с.
Выдержку времени действия на сигнал при неисправности цепей напряжения (элементы DT1, DT2 зза рис. 46.17) рекомезздуется принимать равной 9,6 с.
15-760
450
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд К
Выдержка времени снятия запрета действия защиты па отключение при опробовании шин от ОВ с «открытым плечом» (рис 46.18, элемент D14) выбирается из условия обеспечения надежного отключения ОВ и может быть принята равной 0,6 с.
Выдержку времени продления сигнала запрета АПВ (рис. 46.17, элемент DS6) рекомендуется принимать равной 0,2 с.
Выдержка времени пуска цепи запрета АПВ при отказе выключателя (рис 46.17, элемент DT3) выбирается из условия отстройки от времени отключения выключателей присоединений и может быть принята равной 0,3 с.
Выдержка времени удержания сигнала отключения (рнс. 46 17. элементы DS3, DS4) выбирается из условий согласования с выдержкой времени элемента DT3 и обеспечения падежного пуска УРОВ. Рекомендуется принимать указанную выдержку времени равной 0.4 с.
46.3. РЕЛЕЙНАЯ защита линий НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
Для ВЛ напряжением 500 кВ и выше с 1983 г. выпускается модернизированный комплекс устройств релейной защиты и автоматики на ИМС в составе:
ПДЭ 2001 — дистанционная трехступенчатая защита,
ПДЭ 2002 — токовая направленная четырех-ступепчатая защита нулевой последовательности, токовая отсечка от междуфазных КЗ и защита от пеполпофазиых режимов;
ПДЭ 2003 — направленная и дифференциально-фазная ВЧ-защита;
ПДЭ 2004.01 — устройства одно- и трехфазного АПВ,
ПДЭ 2004.02 — устройство трехфазного АПВ па три присоединения;
ПДЭ 2005 — УРОВ;
ПДЭ 2006 — защита шин.
С целью повышения надежности предусмотрено полностью автономное писание оперативным постоянным током, а также разделение цепей переменного тока и напряжения. Предполагается применение выключателей с двумя отключающими катушками па фазу
ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА ПДЭ 2001
Дистанционная трехступенчатая защита предназначена для применения в качестве резервной от всех междуфазных КЗ с устройствами блокировок при качаниях и неисправностях в цепях переменного напряжения [46.9]
В защите предусмотрена возможность передачи разрешающих и отключающих ВЧ-сигналов с
помощью ВЧ-аппаратуры АНКА-14 для ускорен» отключения па противоположном конце линии.
Выходные цепи обеспечивают действие защи ты на соленоиды отключения выключателя, атале взаимодействие с устройствами АПВ, УРОВ, АНКА-14 и др
В панели предусмотрены устройсева функционального и тестового контроля, а также быстро! проверки уставок
Логическая часть зайти гы выполнена на осиме элементов положительной логики И—НЕ сер» К511 В схеме используются типовые элементы и1-| держки времени (па основе микросхем K5I1), имеющие два различных входа для управления сигналом как 0, так и 1
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ И ПУСКОВЫЕ ОРГАНЫ ЗАЩИТЫ
Характеристика реле сопротивления 1 ступе» представляет собой наложение четырехугольнойI эллипсообразной характеристик, проходящих » рез начало координат в плоскости Z
Вершины Z3 — в начале координат, Z2 — » направлении максимальной чу вствигельносп (<Рчп1ах)* Активные составляющие точек Z, и2( фиксированные и соответственно равны 0,75ZJtt и 0,3Zycr. При близких КЗ работа I ступени обеспечивается напряжением подпитки неповрежденной фазы с запоминанием предшествующего режима (рис 46.22)
Характеристика срабатывания реле сопротнг ления II ступени — четыре.хуюльник с темя углом <рч п|ах и смешенном в 111 и IV квадранты» более 0,12ZyCT. Точки Z2 и Z3 имеют фиксирован-ные активные составляющие 0,4ZJCT и 0,2ZycTсоответственно, точки Z] и Z4 — переменные акпв-ные составляющие 6|ZyCT и b^Zycl соответсгвея-но Верхняя и нижняя стороны — горизонтальные (Ь} = 0,35—0,75; ЬА = 0,2—0,6)
Характеристика реле сопротивления III ступени — четырехугольник с срч п)ач = 88°, имеющий возможность смещения в III и IV квадранты не более 0,12Zy(.T или в 1 и II квадранты в предел» (0,1—0.4)ZyCT. Активные составляющие 4Д biZ-y, bjZj и />4Z4 всех точек могуч независим изменяться: by и b-> — в пределах 0,35—0,75 иfj, Z>4 — в пределах 0,15—0,4. Верхняя и нижняя стороны — горизонтальные.
* Угол срч шах = 88° лля всех ступеней — угол направления, в котором задается уставка ZycT.
}46.3]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
451
Рнс.46.22. Характеристика срабатывания измерительных органов сопротивления ДЗ панели ПДЭ 2(101: а — 1 ступень; б — 11 ступень; в — 111 ступень (ZycT — сопротивление уставки)
Измерительные органы сопротивления дистанционных зашит панели ПДЭ 2001 (а также и шкаф ШДЭ2801) в отличие от ранее выпускавшихся выполнены на базе ИМС с применением операционного усилителя (ОУ) типа К555УД2 Применение ОУ позволяет получать реле сопротивления с достаточно сложными и устойчивыми характеристиками При выполнении всех цепей формирования, фильтрации и сравнения активными существенно снижается потребление мощности от измерительных трансформаторов тока и напряжения. В структурной схеме дистанционного органа I ступени ПДЭ 2001 (рис. 46.23) предусмотрены СФ1СФ4 — схемы фильтрации и формирования величин Е; = Кд(7р + Wp = ZjWp’ которые подаются на входы двух схем сравнения фаз СС1 и СС2, выходы которых объединены элементом ИЛИ.
Рис. 46.23. Структурная схема измерительного органа сопротивлении I ступени защиты ПДЭ 2001:
ДТ— датчик тока; ДН — датчик напряжения; Д//доп — датчик напряжения памяти; б'Фдоп — схема формирования памяти
Совмещение в органе 1 ступени точек Z-, и Z3 для характеристик в виде пересекающихся окружностей и четырехугольной позволяет ограничиться формированием только четырех величин Ef
В схемах сравнения содержатся ФИН1 и ФПН2 — формирователи импульсов, пропорциональных времени несовпадения по знаку подводимых величин Е.
В схемах сравнения осуществляется сравнение времени несовпадения гнс с заданным временем гу. В схеме ССI реагирующий элемент РЭ1 срабатывает, когда /11с > 10 мс, и формирует характеристику в виде четырех пересекающихся прямых (см рис. 46.22, б и в). В схеме СС2 срабатывание РЭ2 происходит при /ис > (6—7) мс, и получаются две пересекающиеся окружности. При КЗ без переходных сопротивлений, т е. когда сопротивление на зажимах реле расположено внутри узкой эллипсообразной характеристики, возможно повышенное быстродействие. Необходимая чувствительность к КЗ со значительными переходными сопротивлениями обеспечивается четырехугольной характеристикой (см. рис. 46.22, а), но с некоторым замедлением, обусловленным более строгим подавлением свободных составляющих.
Измерительные органы 11 и III ступеней аналогичны, но отсутствует быстродействующий канал.
Измерительные органы всех ступеней дистанционной защиты принципиально выполняются аналогично. Подробно выполнение измерительных органов рассматривается в [46 9 и 46 10]
Устройство блокировки при неисправностях цепей напряжения (БН) выполнено на пофазном сравнении одноименных фазных напряжений обмоток, соединенных в звезду и разомкнутый треугольник.
452
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рад«
{46.3]
Устранение мертвой зоны и сохранение направленности I ступени при близких к/2’достигаются дополнением величины Еу напряжением неповрежденной фазы С7ф (ДЯдоп и СФда„), а при К(3) — «запоминанием» напряжения фильтром высокой добротности.
В устройстве блокировки при качаниях (БК) пусковой орган блокировки (ПОБ) аналогичен используемому ДЗ шкафа ШДЭ 2801 (см. § 46.2) и также содержит чувствительный и грубый реагирующие органы (РО).
Устройство БК обеспечивает выполнение ряда функций с учетом специфики режимов ВЛ сверхвысокого напряжения
1.	Ввод в действие при возникновении песим-мстрии медленнодействующих ступеней (I и II с выдержками времени и 111 ступень) па время, достаточное для их срабатывания (1 —10 с). Отключение КЗ па сильно нагруженных линиях часто сопровождается качаниями с периодом 2—2,5 с. Поэтому ступени, которые е учетом реальных характеристик срабатывания KZоказываются отстроенными от таких качаний выдержками времени, допустимо вводить при срабатывании ПОБ па время до полного возврата БК. Пуск ог БК исключает возможность неправильной работы при качаниях с большими периодами.
2.	Ввод в действие быстродействующих ступеней на время 0,2—0,6 с е последующим выводом на время I —10 с до полного возврата блокировки (время ввода медленнодействующих ступеней).
3.	Блокирование быстродействующих ступеней через 0,05—0,1 с после срабатывания KZ II ступени, если в течение этого времени не срабатывает ПОБ (рис. 46.24) При загрузке, близкой к пределу передаваемой мощности, возможно развитие качаний без КЗ. Блокирование исключает возможность неправильных действий защиты при последующем появлении неенмметрнн (удаленные КЗ пли переключения) Выдержка 0,05—0,1 с предотвращает вывод защиты при КЗ на защищаемой линии и случайном запаздывании срабатывания ПОБ относительно KZ2.
4 Запрет возврата блокировки и вывод из действия быстродействующих ступеней при развитии качаний и возникновении асинхронного хода. Если при асинхронном ходе окажутся возможными периодическое срабатывание и возврат KZ2, то по истечении времени блокирования в случае появления несимметрии (удаленное повреждение, переключения) в момент возврата KZ2 возможны пуск и срабатывание быстродействующих ступеней. Для предотвращения срабатывания быстродействующих ступеней при асинхронном ходе с периодом до 0,8 с предусмотрен запрет возврата блокировки в этом режиме.
11ри отсутствии сигналов от ПОБ и KZ2 на выходах инверторов D3.I, D3.4, D3.5 и D3.6 будут единичные сигналы. При срабатывании чувствительно
го РО ПОБ через DI.2I и 1)2.19 происходят пул медленнодействующих ступеней и запуск СГ/С,он ределяющего время возврата блокировки (I—10с).]
Одновременно сигналом с выхода D2.21 осуществляется пуск быстродейст вующих ступеней! время до срабатывания элемента DT6 (0,2—0,6м После этого до возврата блокировки (срабатывав DTI0) быстродействующие ступени оказывают вы веденными.
При отсутствии сигнала па выходе D2.23(Mi не сработал) и срабатывании KZ2 через врев 0,05—0,1 с (DT8) иа выходе D3.5 будет нулей! сигнал, запрещающий переключение D2.21 и предотвращающий пуск быстродействующих ступней при качаниях. Запрет возврата блокировки пи возникновении асинхронною хода обеспечивала выдержкой времени элемента DT9
Назначение и функции тракта грубого РОрес-смотрены выше.
Логическая часть дистанционной защвтм ПДЭ 2001 (см рис. 46.24) обеспечивает:
пуск всех ступеней защиты с контролем устройствами БК и БН,
блокирование быстродействующих ступеня при качаниях и асинхронном ходе;
срабатывание отдельных ступеней с различим ми выдержками времени;
оперативное ускорение отдельных ступеня при включении выключателя и при приеме разрешающих или отключающих ВЧ-сигпалов;
функциональный контроль исправности » щиты;
тестовую проверку защиты.
Выходы пофазпых измерительных органов И объединены элементами ИЛИ 1)1. /, DI.2mD1.3№ ответственно в I, II и III ступенях защиты
Сигналы о срабатывании KZI и устройств био-1 кировок БК и Б11 поступают па входы элементе D2.I в быстродействующей и D2 2 в медленнодея ствующей 1 ступени. Предусматривается самоудер-живапие для обеспечения работы УРОВ в случи работы KZI по «памяти» при близких Сати-удерживание обеспечивается в быстродейстяучт щей ступени элементами 1)1. 5 и DI.7 и в медленнодействующей DI.6 и 1)1.8 Самоудерживаниепро одновременном срабат ыванпи KZ2 и БК предотвря щает возврат быстродействующей ступени нося начала ее срабатывания и истечении времени двоя устройством БК. Для повышения надежности м срабатывания под воздействием помех и при нем правностях в логической части введены элемент D2.3 и D2.4, контролирующие дополнительно ерн батывание измерительных ортапов KZI
Быстродействующая 1 ступень имеет дна вши да: первый в степи отключения 1 ступени, авторов для пуска аппаратуры ЛНКЛ (ВЧ-сигпал № 4)|| контроля отключения при приеме ВЧ-сигны» № 1—3.
Сигналы о срабатывании KZ2 и устройствБКв БН поступают на входы D2.5 для медленнодейст-1 вующей и па входы D2.7 для быстродсйствуищИ
JW—
KZ1
Ьс, л
jg и.
ВС
KZ1
ел KZ1
'СА
АК
Разд. 46 I {46.3]РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ 453
454
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[РаздЛ
II ступени Для предотвращения вывода из работы 11 ступени устройством БК осуществляется само-удерживанне на D2.8 и DI. 10 для быстродействующей и Г>2 6 и DI.9 для медленнодействующей ступеней. Выдержки времени создаются соответственно элементами времени DT3 и DT2. Сигнал от D2.8 используется также для контроля II ступенью отключения ВЧ-сигналами № 1—3. Оперативное ускорение II ступени при выводе основной быстродействующей защиты производится сигналом от DI. 10 через DT4 (накладкаЛ'АЭ). С выхода D2.6 сигнал используется для ускорения при АПВ и опробовании линии напряжением.
Логика III ступени аналогична логике II медленнодействующей: пуск от БК с контролем БП обеспечивается элементом D2.I0, самоудержива-ние — элементами DI.I1 и D2.9. Выдержку времени III ступени создает DT5. Сигнал с выхода D2.9 используется для ускорения отключения при опробовании линии и АПВ Элементы DI.12 и D2.II контролируют цепь пуска ВЧ-сигнала № 4. В зависимости от быстродействия выходные цепи объединяются в несколько групп (см. рис. 46.24).
1.	Быстродействующая 1 ступень, цепи ускорения при приеме ВЧ-сигнала № 4 и при оперативном ускорении, которые отключают: а) через выходные реле защиты три фазы выключателя с пуском или без пуска БАПВ (устройства трехфазного автоматического повторного включения — УТАИВ); б) через избиратели ОАПВ выключатель с пуском или без пуска БАПВ (УТАИВ); в) цепи от ВЧ-сигнала № 3 три фазы через выходные реле защиты с пуском или без пуска БАПВ (УТАПВ).
2.	Быстродействующая II ступень и оперативное ускорение, если оно вводится с замедлением. В зависимости от положения накладок SX4, SX2 и SX5 возможно отключение через избиратели ОАПВ или через выходные реле защиты с одновременным запретом БАПВ (УТАПВ) и пуском ВЧ-сигнала № 2.
При неисправности, выводе или тестовой проверке ОАПВ обе группы выходных цепей отключают через собственные выходные реле три фазы выключателя
3.	Медленнодействующие lull ступени и III ступень, которые отключают три фазы выключателя с запретом БАПВ (УТАПВ) и пуском ВЧ-сигнала № 2.
4.	Цепи ускорения II или III ступени при АПВ и опробовании линии, которые действуют на отключение трех фаз выключателя. Через выходные реле панели обеспечивается действие резервной защиты линейного реактора па отключение трех фаз с запретом ТАПВ и одновременным пуском ВЧ-сигнала № 1.
Выходные реле панели обеспечивают останов ВЧ-передатчика ПДЭ 2003.
Выбор параметров срабатывании и проверка чувствительности измерительных органов дистанционной защиты (ПДЭ 2001). Характеристики срабатывания реле сопротивления представлены на рис. 46.22.
Ниже все соотношения приводятся для лип без устройства продолыю-емкостной компенсац и ответвлений. В схеме предусмотрены I ступе без выдержки времени, II с выдержкой, равнойсу ме времени действия УРОВ и ступени селекппп сти, т.е. /уров + Д/, 111 ступень с выдержкой, вы( раемой в общем случае по встречно-ступенчата принципу Кроме того, в защите предусмотрены! II медленнодействующие ступени. Медленнодек вующая II ступень обеспечивает отключение КЗ зоне II ступени помимо цепи, выводящей ука: ную выше ступень через 0,2—0,6 с после возив вения несимметрин Выдержка времени II мед недействующей ступени определяс1ся условга отстройки от периода качаний, которые могут в» никнуть после ввода мелленнодейстнуюшейстуя ни блокировкой при качаниях, п согласованиям» логичными медленнодействующими ступе, дистанционных защит смежных линий
Медленнодействующая 1 ступень нредиазня на для облегчения согласования медленнодейт
вующих II ступеней в сложных се
ях а также до
снижения их выдержек времени — медленнодек вующая II ступень согласуется с медлешюдек вующей I ступенью смежной линии Выдерд времени 1 медленнодействующей ступени опта вается от времени, в течение которого сопропш ние па зажимах реле при качаниях находится впМ делах характеристики срабатывания I ступени. 1
Первичное сопротивление срабатывания Im
пени защиты Zc3 выбирается по условию тэт
ки от металлического КЗ па шинах ПС, примыт щей к противоположному кошту линии
ZC3^ZB1^OTC
где Znl — сопротивление защищаемой лии Аотс = 1,15 — коэффициент отстройки, учитывт щий различные погрешности, неточность расч и необходимый запас.
Первичное сопротивление срабатывания Ilql пени защиты принимается меньшим из полуи ных по условиям:
согласования с 1 ступенью защиты предадут линии
Z11 < — (z , + -—Z1
13 *отЛ Л‘ *ТОк11 СЗПРеД>
для линий высшего (среднего) напряжеиит отстройки от КЗ на шинах Cl 1 (ВН) напряжения!! примыкающей к противоположному концу линт
согласования с I ступенью защиты, установл ной на противоположном (по отношению к не установки рассматриваемой защиты) конце пар
}463]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
455
лельной линии, при каскадном отключении повреждения на ней
Z < —!_ ( 7 + !______2 /
с з “ ь I '"л I ь с з парад
*отс '	ток!
где ZT — минимально возможное сопротивление обмоток ВН и СН параллельно работающих АТ с учетом регулирования напряжения, а = 0,1 — коэффициент, учитывающий различные погрешности измерительных трансформаторов и аппаратуры; *та11  *ток т  ^ток! — коэффициенты токораспреде-леиия, равные отношению первичного тока в защите к току соответственно в предыдущей линии, в АТ или в параллельной линии, принимаются максимально возможные значения для реально возможных режимов
Коэффициент чувствительности II ступени защиты определяется по выражению
meZ3 — максимальное первичное сопротивление в защите при металлическом КЗ в конце защищаемой линии, па линиях с односторонним и двусторонним питанием Z3 =
ZC3sin<p4max
В случае, когда <р > arctg------------, чув-
ь\
ствителыюсть оценивается по выражению
*4 = ZcU3sin <P4max/(Z3sm<p3),
гдефчтах и <р3 — угол максимальной чувствительности и угол комплекса Z соответственно.
В соответствии с ПЭУ необходимо иметь кч > > 1,25.
Если выбранная таким образом 11 ступень недостаточно чувствительна, то иногда возможно увеличить ее сопротивление срабатывания и выдержку времени с учетом следующего Если определяющим было условие согласования с I ступенью защиты предыдущей липин, то согласование может производиться со II ступенью этой же защиты. Если определяющим явилось условие отстройки от КЗ за АТ па шинах CI I (ВН), то согласование может производиться с I ступенью дистанционной защиты па АТ
Наклон правой боковой с тороны характеристики срабатывания реле сопротивления II ступени выбирается по условию отстройки от минимально возможного сопротивления ZHarppaC4 в максимальном нагрузочном режиме:
7	= U	/ ( Гз I )
натр расч mm 'v раб max'
по условию
^нагр расч > ____^отс^в^4 ~ а Ч?**)______
Zc“3 ” COS<PHarp расч “ МП<Рна.р расч
где ЦП1П, /раб тах — минимальное значение первичного напряжения в месте установки защиты и максимальное значение первичного рабочего тока в защищаемой линии в расчетном нагрузочном режиме; А0Тс = 1,2 и кв = 1,05 — коэффициент ы отстройки и
Ь\ ~ ЬА
возврата соответственно, tg а = ------- (а, Ь, и
I - а
Ьд—см харак1ерпстпку на рис 46.22)
Для повышения чувс1вителыюсти к КЗ через переходные сопро1ивлепия Ад и особенно следует выбирать максимально возможными, удовлетворяющими отстройке от Zllalpp;K.4
Первичное сопротивление срабатывания 111 ступени выбирается по условию получения требуемой чувствительности при каскадном отключении металлического КЗ в конце зоны резервирования
in	sin <р
/111 >д 7	4 "iax
с.э - чт!Кб-! smip3 •
где кч треб = 1,2 — требуемый по 11УЭ коэффициент чувствительности; Zi и ф — модуль и аргумент первичного сопротивления в месте установки защиты при металлическом КЗ в конце зоны резервирования
О	'7 111
Выбранное сопрогинление ZC3 должно удовлетворять условию oiстройки от сопротивления нагрузки в месте установки защиты в расчетных режимах Это условие определяется различными выражениями в зависимости ог значения фoarrt *	1 Udi р р<асч
в соответствии с характеристикой III ступени
Выбранное сопротивление должно удовлетворять условию отстройки от всех сопротивлений ^нагррасч’ расположенных в 1 и 11 квадратах и пересекающих верхнюю сторону четырехугольника, те должно быть отстроено от сопротивлений ZHarp. имеющих угол <р1|а1р В диапазоне
arctg = Р] < <р11агр < Р2 = arctg ± ,
где Р[ и Р2 — углы комплексов Z^ и Z, .
Отстройка oi указанного сопротивления нагрузки удовлетворяется, если выполняется условие
„III ^иагр расч с.з ~	SIH(pнатр расч
При невыполнении этого условия заданный коэффициент чувствителыюст получить нельзя
Е1аклон правой и левой боковых сторон характеристики, определяемый значениями Ь\—Ь$, а также смещение а выбираются по условию отстройки от Z[|aip (, которые пересекают боковые стороны, когда Р| > <р„аГррас,| > Рэ. В этих случаях
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
456
условие отстройки соблюдается, если выполняется соотношение
Znarpрасч > ____^отс^в^4(3) ~ а *В00____
zj“ COSнагр расч — SHI <рнагр расч
где а принимается отрицательным при смещении в III и IV квадранты (по абсолютному значению не более 0,12) и положительным при смещении в I и
*1-*4
II квадранты в пределах 0,1—0,4; tg а = —------
1 - а
(>2 — by
"Ри z.iaip расч в 1 И IV квадрантах и tg а =
при ZHarp расч во II и 111 квадрантах.
Для повышения чувствительности к КЗ через переходное сопротивление следует руководствоваться соображениями, приведенными при выборе характеристики II ступени.
При смещении характеристики срабатывания в 111 и IV квадранты, когда ZHarppaC4 может пересекать нижнюю сторону, т.е. когда
а п	„	а
arctg - = 03 < <Рна1ррасч < Р4 = arctg -, условие отстройки соблюдается, если выполняется coo l ношение
ZHarp расч	^отс^в77
vlll sintn Zc	vнагр расч
где 03 и 04 —углы векторов, соединяющих начало координат с вершинами Zy и Z4
При смещении характеристики в I и 11 квадранты отстройка от нагрузочных режимов может производиться по углу. При заданных выше значениях ктс и ке необходимо иметь
arctg + 15° = 03 + 15° < <Рнагррасч <
£ 04 - 15° = arctg - 15° ;
arctg J- + 15° = 0, + 15° < <Рн.1гррасч <
< 0. + 15° = arctg 7-- 15°.
bl
Для надежного перекрытия зон, охватываемых II и III ступенями, с учетом 10 %-поп погрешности должно быть
l.lrrzj" <0,92^"
Сопротивление срабатывания реле определяется выражением
К!
Z = — Z С р	с.з ’
[Разд К
где К] и ЛД — коэффициенты трансформащ трансформаторов тока и напряжения, испопзрт-мых для защиты.
Необходимо проверить чувствительность ха-дой ступени потоку точной работы, которая оцеп» вается коэффициентом чу ветви 1ельности при Ю между тремя фазами в расчетной точке.
кц т — пип "з т -
где /зт —минимальный первичный ток т очной рг боты рассматриваемой ступени защиты.
Ток Д mjn для 1 и II ступеней допустимо определять при КЗ в конце защищаемой линии, при этом минимальное значение кч т > 1,3.
Для согласования защит смежных линий проверка по току точной работы должна производился для той ступени защиты предыдущей лиши, с которой согласована защита последующей линии
ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ПДЭ 2002
Состав и назначение. Панель содержит токовую направленную четырехступенчатую защшу нулевой последовательности (ТНЗНП), токояую отсечку от многофазных КЗ и защиту от неполно-фазного режима.
Чегырехступенчатая ТНЗНП предназначен! для применения в качестве резервной защиты от К! на землю на линиях напряжением 500 кВ и выше.
Токовая отсечка — дополнительная защитами междуфазных КЗ вблизи шип ПС, включенная ш токи фаз А и С.
Защита от нсполпофазпого режима предназт» чена для ликвидации длительных пеполнофазнм! режимов. Предусматривается передача отключающих ВЧ-сигналов № 1, 2 и 3 и разрешающего№4 с использованием аппаратуры АПКА-14.
Упрощенная структурная схема защиты приедена на рис. 46.25.
Измерительные органы защиты. Реле той KAN нулевой последовательности всех ступеней выполнены с более совершенными частотными фильтрами, обладают повышенной точностью настройки, меньшими погрешностями и их зависимостью от температуры.
Орган направления мощности пулевой последовательности содержит разрешающее реле Ш, блокирующее KIV2. Для повышения чувствнтель ности к удаленным КЗ па землю возможна компенсация падения напряжения (7() на линии («смещение» optana К И'/ в линию). Предусмотрена компенсация емкостного тока
Реле КА срабатывает при превышении метшим из фазных токов уставки и осуществляет» грублепие по напряжению разрешающего орган KWI, исключая возможность его срабатывания при введенной компенсации («смещении») и увеличенных токах небаланса, например при качаниях.
5 46.3]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
457
Рис. 46.25. Схема логической части панели ПДЭ 2002
Логическая часть панели ПДЭ 2002 обеспечивает
контроль направленности ступеней с разрешающим или блокирующим реле;
срабатывание ступеней защиты с различными выдержками времени;
ускорение отдельных ступеней защиты при включении выключателя, оперативное ускорение, ускорение с контролем направления мощности на
параллельной линии, а также при приеме разрешающего ВЧ-сигнала № 4
защиту от неполнофазного режима, вызванного неполиофазным включением или отключением выключателя линии;
постоянный автоматический функциональный контроль и возможность тестовой проверки исправности защиты.
458
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. К
Направленность всех ступеней ТНЗНП может обеспечиваться как разрешающим, гак и блокирующим органом KW (иаклалки SX7, SX8). Все не-ускоряемые ступени могут быть выполнены ненаправленными Вывод направленности осуществляется либо оперативным персоналом (накладки SX4, SX5, SX6), либо автоматически, например при включении линии
Ступень I возможна без выдержки времени или с выдержкой, создаваемой элементом DTI, для отстройки от качаний при неодновременном включении фаз выключателя.
В цикле ОАПВ своей линии возможен автоматический вывод 1, II и III ступеней — накладки SX9, SXIO, SXII установлены Вывод IV ступени не предусмотрен в предположении ее достаточной отстройки ог цикла ОАПВ по времени
В панели возможно оперативное ускорение 111 ступени защшы, а также ускорение при АПВ и опробовании линии. Выдержки времени при необходимости создаются элементами DT2 и DT3.
При ускорении 111 ступени с контролем направления мощности в параллельной линии ускоряемая ступень одновременно контролируется своим разрешающим KWI и блокирующим реле К 1-1'2 аналогичной защиты параллельной линии. Цепь ускорения контролируется также реле положения «Включено» выключателя параллельной линии, возможно выполнение ускорения без выдержки времени или с выдержкой (DT4) для отстройки от- разновременности включения фат выключателя.
Реле KAN3 с контролем направленности (D2.I") осуществляет пуск ВЧ-сигнала № 4 При приеме ВЧ-сигнала № 4 отключение контролируется также реле КАХЗ — D2.2.
Цепи отключения при приеме ВЧ-сигналов Ns? 1—3 контролируются тем же реле KAN3 — элементы D2.3. D2.4 и D2.5
Ступень IV (KAN4, 1)75) контролирует цепи отключения при приеме ВЧ-сигналов № 1—3, является пусковым органом защиты от неиолнофазного режима (DT7 п D2.6) и запрещает БАПВ (УТАПВ) при протекании тока нулевой последовательности в течение времени порядка 0.1—0,6 с
Выходные цепи панели ПДЭ 2002. В зависимости от быстродействия все выходные цепи панели объединяются в несколько групп.
1	Группа, действующая без замедления: меж-дуфазная токовая отсечка, I ступень без замедления ТНЗНП, III ступень с ускорением, блокирующим реле KW2 параллельной линии, цепи отключения при приеме ВЧ-снгнала № 4 и оперативно ускоряемая без выдержки времени III ступень (DI I)
Быстродействующая группа в зависимости от положения накладки SXI может действовать на отключение.
через выходные панели на отключение трех фаз с разрешением или запретом БАПВ (УТАПВ) (накладка SX2Y.
через избирательные органы ОАПВ с пусик БАПВ (УТАПВ),
через избирательные органы ОАПВ без пуси БАПВ (УТАПВ).
При иеисправиос1и панели АПВ или приел тестовом контроле дейш вне всей i руины автомш» чески переводится на выходные реле панели ЩЭ 2002 (1)2.7, 1)2 8)
2	Группа, действующая с замедлением: И н 111 ступени и III ступень при оперативном ускорении с выдержкой времени элемента DT2.
Группа действует в зависимости от положена накладки SX3 через избиратели ОАПВ или через выходные реле панели защиты на отключение трет фаз с запретом БАПВ (УТАПВ). При действа группы через выходные реле защиты производите пуск ВЧ-сигнала № 2.
При неисправности или тестовой проверке пане-ли ОАПВ защиты с замедлением ашомшически переводят ся па действие через выходные реле защити.
3	. Группа, действующая то >ько па ожлючеив трех фаз через выходные реле напели IV ступени с выдержкой DT6 п цепи отключения при приеме ВЧ-сигнала № 2. Одновременно запрещаете! БАПВ (УТАПВ) и пускается ВЧ-сигнал№2.
При действии защиты на отключение трех фа выключателя линии выходные реле обеспечивают: отключение выключателей линии.
запрет ТАПВ одного выключателя при неуспешном ТАПВ друюго,
пуск УРОВ выключателей линии,
пуск локатора,
пуск ВЧ-сигнала № 3 без запрета БАПВ (УТАПВ);
останов ВЧ-передатчнка основной высокочастотной направленной и дифференциально-фазвоВ защит (панель ПДЭ 2003).
В панели ПДЭ 2002 имеются тиристорные hi-ходы на три фазы двух выключателей линии, контактные выходы па эти же выключатели инаш-ключагели двух реакторов
Выбор параметров срабатывания и проверка чувствительное!н токовой тащигы нулем! последовал ельнос ги.
I Все расчеты производя1ся по указанющ приведенным в § 46 2 прпмешисльно к защите.™ ний 110—330 кВ.
2. КЗ на землю п сетях напряжением 500 кВа выше сопровождаются более интенсивными переходными процессами, чем в сетях 330 кВ Однак реле тока защиты панели ПДЭ 2002 выполнение более совершенными частотными фильтрами, отличаются большей точное 1ью, меньшими погрешностями Предполагается, что будет возможно несколько снизить значения коэффициентов отстройки Аотс. Но до накопления опыта эксплуатации счи
}46.3]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
459
тается целесообразным использовать их значения, рекомендуемые [46.4].
Минимально допустимые значения коэффициентов чувствительности ступеней защиты панели ПДЭ2002 при использовании в сетях напряжением 750 кВ и выше увеличены до 1,7 и 1,3 при КЗ на землю в конце линии и в конце зоны резервирования соответственно. Необходимость этого обусловлена увеличенным соотношением между переходным сопротивлением и результирующим сопротивлением для места КЗ.
3. В защите ПДЭ 2002 используется орган направления мощности нулевой последовательности двустороннего действия. В разрешающем реле имеется устройство компенсации падения напряжения нулевой последовательности на сопротивлении линии и, кроме того, устройство компенсации емкостного тока линии
Первичное напряжение пулевой последовательности, подводимое к реле,
3,'о-, = ЗС7О -3/()3Z0k, где (Уд —напряжение пулевой последовательности вместе установки зашиты; /0з — ток нулевой последовательности, подводимый к защите, с учетом выбранной компенсации емкостного тока линии; Zjn — сопротивление устройства компенсации в первичных величинах.
Первичный утроенный ток пулевой последовательности в защите
з/0з = з/0 - з е/0у0к ,
где /с — ток нулевой последовательности в месте установки защиты; УОк —проводимость устройства компенсации емкостного тока линии.
Ниже все расчеты параметров срабатывания и проверки чувствительности проводятся с учетом компенсации емкостного тока линии.
Устройство компенсации падения напряжения в линии также используется, когда не обеспечивается достаточная чувствительность реле направления мощности по напряжению. Значение сопротивления смещения выбирается по приведенным выше условиям § 46.2.
Ток срабатывания реле регулируется в пределах 0,03—0,12 Л ступенями по 0,006 А. Напряжение срабатывания регулируется в пределах 1—5 В через 0,2 В.
Ориентировочно в предварительных расчетах ток и напряжение срабатывания могут быть приняты равными 0,05 А п 2 В При использовании компенсации напряжения на липин в действие вводится реле тока, при срабатывании которого осуществляется загрубление реле направления мощности для отстройки от небаланса при качаниях. Реле то
ка реагирует на меньший из трех фазных токов и отстраивается от максимального юка неповрежденных фаз при КЗ на землю:
k / = — / с з д ней ф ’
где Аотс = 1,3; kR = 0,9.
Ток срабатывания реле плавно регулируется в пределах 1—2 А. В предварительных расчетах рекомендуется устанавливать ток срабатывания реле равным 2 А. Степень загрубления реле направления мощности при срабатывании реле тока плавно регулируется от 1,1 до 4 и определяется из условия отстройки от максимального гока небаланса /0н6 при качаниях:
3/0н6 = З'о „б ТТ + 3/0 цес;
3/0 нбТТ= 3е/^0^олн/УР кач’
где 3/0 „б тт— составляющая небаланса, обусловленная различными погрешностями трансформаторов тока разных фаз; 3/Онес = 0,001/ур кач — составляющая небаланса, обусловленная песиммет-рией системы фазных токов в липин; /ур кач — уравнительный ток при качаниях; £( = 0,03— относительная токовая погрешность трансформаторов тока; Ар = 1/3 — относительное значение тока небаланса нулевой последовательности в условиях, когда трансформатор тока одной фазы имеет погрешность, а двух других не имеет; Z'0J|H = 0,5 - - коэффициент однотипности, учитывающий снижение действительного результирующего тока небаланса.
С учетом приведенных значений
3/0нб = °’016/уркач
При кратности Iур кач относительно вторичного номинального тока, равной 5, значение вторичного тока небаланса
3/0н6 = 0,016 - 5 = 0,08 А
В этом случае степень загрубления
, *отс3/0нб 1,5 • 0,08	_ ,
а = ~^Г_ = _5^ = 2-4-
Остальные расчеты параметров срабатывания и чувствительное!и проводятся, как указано в [46.4].
ПАНЕЛЬ НАПРАВЛЕННОЙ
И ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНОЙ ВЧ-ЗАЩИТЫ ВЛ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ ПДЭ 2003
Назначение и фуикциоиальиаи схема. Панель предназначена для использования в качеез ве основной быстродействующей защиты линии электропередачи напряжением 500 кВ и выше от всех видов КЗ как в полиофазном режиме, так и при работе ли
460
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд.*
нии двумя фазами в цикле однофазного автоматического повторного включения [46.11 ].
Для ВЛ сверхвысокого напряжения (СВН) использование панели ПДЭ 2003 имеет существенные преимущества по сравнению с панелью дифференциально-фазной защиты типа ДФЗ 503. Например, время срабатывания первой панели зашиты составляет не более 20 мс, второй — 40—60 мс.
Для организации канала связи используется высокочастотный приемопередатчик типа АВЗК-80, обеспечивающий передачу блокирующих сигналов Релейная часть панели выполнена в виде 11 объемных модулей, размещенных в двух кассетах. Измерительные органы и логическая часть панели реализованы с применением аналоговых и цифровых ИМС
При полиофазной работе ВЛ панель используется в режиме направленной фильтровой защиты с высокочастотной блокировкой. В таком режиме работы при использовании реле направления мощности обратной последовательности М2 с трехфазной схемой сравнения время работы защиты менее одного периода промышленной частоты [46.11].
Помехоустойчивость направленной защиты на срабатывание (по ВЧ-каналу) значительно выше, чем у дифференциально-фазной защиты (ДФЗ), поскольку последняя срабатывает в паузы между ВЧ-пакетами приемопередатчиков. При КЗ в защищаемой зоне у направленной защиты оба приемопередатчика не работают и условия ее срабатывания лучше, чем у ДФЗ. Указанное особенно важно для ВЛ сверхвысокого напряжения большой протяженности, на которых возникают трудности с обеспечением требуемых запасов по перекрываемому затуханию ВЧ-каиала.
В условиях интенсивных переходных процессов па ВЛ сверхвысокого напряжения весьма существенно го, что для блокирования направленной защиты при внешних КЗ достаточно, чтобы сработал орган направления мощности обратной последовательности только с одной стороны, при этом допустимы достаточно большие погрешности измерительных трансформаторов тока и напряжения по углу, так как зона блокировки реле составляет приблизительно 90 + 80°. При внешних КЗ к ДФЗ предъявляются значительно более жесткие требования, причем оба конца должны работать согласованно.
Однако направленная защита не обеспечивает четкого действия при КЗ в цикле ОАПВ, поэтому защита при КЗ в режиме дежурства сравнивает направления мощностей обратной [режим сравнения направлений мощности (СИМ)] последовательности и только на время цикла ОАПВ она переводится в режим сравнения фаз токов (ДФЗ или СФТ) с постоянной циркуляцией токов ВЧ. В обоих режимах используется один и тот же ВЧ-приемопередатчик, работающий по схеме, используемой в направленных защитах с ВЧ-блокировкой.
Поскольку зашита практически непрерыи подготовлена для работы в режиме СИМ (за ист чением 8—15 с в год), ее быстродействие при0 в зоне и надежность функционирования при вне» них КЗ оказываются такими же, как и у напрама пых зашит. При переводе зашиты на время шш ОАПВ в режим СФТ она работает с постоянно) циркуляцией токов ВЧ и время ее срабатывав® также не превышает 20 мс. Для срабатывания зап» ты при этом достаточно появления одной пауп в ВЧ-сигнале длительностью 4 мс (72° для пр» мышленной частоты).
В логической схеме защиты (рис. 46.26)мои, выделить несколько каналов и устройств, функщ» нально связанных между собой, с измерительный органами и приемопередатчиком:
/ — основной канал отключения для воздействия на выходные цепи защиты;
И — канал пуска ВЧ-сшнала для блокировп защиты;
/// — дополнительный капал отключении да функционального контроля основного канала отключения;
/(’— блок, фиксирующий состояние фаз лини (отключено, включено) и образующий канал отключения при опробовании ВЛ;
V— блок перевода защиты в режим СФТ (ил ДФЗ);
17— сигнализация неисправности каналов отключения.
Па рис. 46.27 приведены выходные цепи, цел сигнализации и отключения, а на рис. 46.28 -входные цени и цепи на осциллограф
В целях удобства использования справочнип совместно с техническим описанием (ТО) завод. изготовителя в обозначениях реле сохранена нумерация, принятая заводом для модулей панели: 15-модуль входных реле-повторителей; 16 — моду® питания со стабилизаторами ± 15 В, 31 —моду® реле-повторителей; 32, 33 — модули управлеии (отключения); 34 — модуль логики, 35 — моду® сигнализации и перевода в режим СФТ. Первая!» ра двузначных чисел соответствует номеру кассеп сверху вниз, вторая — номеру модуля в кассете.
Режим сравнения защитой направлен!) мощности обратной последовательности. При несимметричных КЗ в режиме дежурства защип она работает за счет действия реле направлени мощности обратной последовательности с трехфп-ной схемой сравнения по фазе. Работа защиты tipi трехфазных КЗ обеспечивается путем фиксации!» правления мощности обратной последовательности реле направления мощности в первый момент КЗ как в сторону отключения реле М2о1 (/ канал), так и в сторону блокировки реле М2^л (И канал) с контролем отключения от реле сопротивленияI (см. рис. 46.26)
J46.3]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
461
О
Рнс. 46.26. Логическая схема защиты панели типа ПДЭ 2003:
положения ключа SAI: 1 — «Работа»; 2 — «Вывод»: 3 — «Проверка»; положения ключа SA2: 1 — с ОА1 IB; 2 — без ОАПВ; 3 — «Сигнал»; У’к— сигнал переключений компенсаций; НПФ — нсиерсключение фаз; R — к реле
Мэ (переключение компенсаций емкостных гоков); Бл — блокировка
462
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Pauli
33-KL4			33	г-	KL2.1			0X63 „ Пуск цХ62
				□ □ —	33—KL1		31—KL13	
32—KL4 Г~			32		(L2.1 32—KL1		31—KL15	0X67 n Пуск осцил-оХ66 лографа
32—KL6			31		KL15		31—KL14 31-KL12	0X65 Пуск оХ64 УПА оХ6/ Пуск оХ60 увов
33—KL7				□ □	31-KL14			
33—KL6					KLI3 31-KL12		31-KL11	0^591 Пуск пере-Сдатчика OX58J АНКА
33—KL5			31		KL11		31-KL10 31-KL9 S' 31-KL8 S' 31-KL7 31-KL6	a57L ОАПВ на О	отключение z трех фаз 0X55 оХ54 Резерв 0X53 j Х52 Пуск 0X51 А"® о Х45 Пуск локатора
32—KL7				g	31—KL10			
32—KL5			31		KL9 31-KL8			
			н		KL7			
			J	п	31—KL6		34-KL5	
о2
Х7
35—KL5: 1
—24 В
+ШС
33—KL2.2
Ж Ж Ж35~кр1 1
24 В
55-Л-Р7.7П	S' 34-КЕЗ
и Q 35—КР2.1	/ 34—KL4
35-КР3.1Г~\	s' 34-KL9
и Q 35—КР4.1	34-KL1
35-КР5.1ГУ	s' 34—KL8
и Q 35—КР6.1	s' 34-KL10
35—КР7.1 П	S' 34-KL11
U" Г|35-АГР<?.7	S' 16-KL1
35-КР4:2А
35—KL5
	-35-
>—КР8:2
БП-180
«•
Монтажная о XII единица ШИЗ ------------------
35—KL5.2
£*
«
.£47
2-----
35—KL6
1д
35-KP2J,
23
35—KP3:
Зд
35—КР4. 1
In
2п
Зп
4п
5п
4д(МУ1)
оХ40_______
-0X37 +220 В
35-KP7J,
35-KPS^i
32-КЕ2Щ.
МУ-33
+220 В
сигнализация
—11	о Х9
Неисправность
HLW1
-&Х13 Вывод
-IUC
35-КР6: 1
35—KL6: 1
---' м
M“:2LPfc7
32—К L Г. 2
МУ-32
32—KL1:3
32—KL1: 4
2—KL1:1
о ХЮ Действие защиты
° к автоматике
сХ48 РеактоРа
оХ38 Отключение
выключателя
О Х39 В1
Рис. 46.27. Выходные цепи, цепи сигнализации и отключения
Для повышения чувствительности защиты по напряжению при питании длинных ВЛ от мощных подстанций возможно электрическое смещение точки подключения реле М2т 01 шин в защищаемую линию на величину Z (рис. 46.29, а). При

Отключение выключатся! В2
этом к реле А^бл подводится напряжение начш защищаемой ВЛ U2, а к реле Л/2от — (Н2 —/jZJ
Блокирование защиты при внешних КЗ обеспс-чивается за счет того, что чувствительность реж Л/26л в 2 раза выше чувствительности релеЛ^Л
546.3]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
463
+220 В
Х97
От резервных Х99с защит
Х98 kxioo
15—KL1
—ГЪ U I
I_| оп1
° /5 KLI HKLI8 24 В ------------1 --------- Остановка ВЧ-1—1-------------------передатчика
X10I ( От дополни-	qXI02
тельных устройств!
Ог АП В — отклю-	Гч| П
I чение трех фаз	ТLJ
Ж Неисправность	Г~|
Х97
Неисправность
От РКВ
Х94
ОтРКО
Х96
Х8О
Х82'
Х84
Отключение В/отЗШ
Х95
Х77
Х78
Х81
Отключение В2отЗШ
31—KL16
15^КЬ531-КЕ27\
Остановка ВЧ-передатчика, исключение неконтролируемой подготовки в цепи отключения в режиме ДФЗ
Перевод на отключение трех фаз
Вывод РС на самостоятельное действие
X9I !~
I5—KL5
15—KL7 ЧзпЗ
I5—KL8
Действие на отключение отЗШ
Изменение уставки емкостной компенсации
Рис. 46.28. Входные цепи и цепи осциллографа (ЗШ — защита шин)
напряжение (72 к Реле Л/26л подводится большее при внешних КЗ и реле Л/26л работает быстрее, чем реле Л/2от.
Фиксация срабатывания реле М2от выполнена иа время 50 мс (элемент выдержки времени на возврат DSI, I канал), а в сторону блокировки — на 220 мс (элемент DS4, II канал).
При внешнем несимметричном КЗ на конце, ближайшем к месту КЗ, срабатывает реле М26л, которое по цепи элементов II канала (DX4, DS4, DX'5, DW3, DS5, DX6 и DW4) пускает сигнал ВЧ-передатчика.
На конце, удаленном от места КЗ, срабатывает реле Л/2от, которое по цепи элементов DWI и DW2 (7 канал) подает сигнал па элемент запрета DX2 На
Рис.46.29. Характерисгики срабатывания реле мощности (а) н реле сопротивления (б); схема цепей переменного тока панели (в):
I — реле Л/26л, 2 — реле М2т при ZK = О (см. рис. 46.26); 2(ZK) — реле М2сп, ZK г 0 без горможепия, 2(7)— реле Л/2от при ZK = 0 и наличии торможения (УТ — устройство торможения); 2(zJ) — реле Л/2о1 при
ZK / 0 и наличии торможения
464
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд 44
Рис. 46.29. Окончание
}46.3]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
465
этот же элемент приходит запрещающий сигнал от ВЧ-приемиика, что обеспечивает блокировку защиты. Выдержка времени в канале отключения на элементе выдержки времени на срабатывание DT! (в режиме СИМ) по условиям обеспечения падежной блокировки должна быть больше времени распространения ВЧ-сигнала и обычно берется с запасом порядка 4 мс. Указанное время в основном определяется задержкой в фильтре приемника /3 = = 1/Д/, где Д/ — полоса пропускания фильтра приемника порядка 1 кГц.
При несимметричном КЗ в защищаемой зоне время срабатывания защиты при работе в режиме сравнения направлений мощностей обратной последовательности слагается из времени срабатывания быстродействующего реле 47? от (10—15 мс) и времени срабатывания элемента DTI в канале отключения и не превышает 20 мс, при этом оба ВЧ-передатчика блокирующих сигналов не посылают
Время несимметрин, предшествующей симметричному КЗ, необходимое для действия зашиты, определяется временем несимметрин, требуемым для действия только самого реле Л72от. Эго время составляет 6—7 мс при кратности тока и напряжения обратной последовательности к гоку и напряжению срабатывания, равной трем, что обеспечивается применением реле с трехфазпой схемой сравнения Кратковременное срабатывание реле Л72от фиксируется на элементе DSI с контролем от реле /на элементе D.X I (см рис 46.26)
При симметричном КЗ время срабатывания защиты также не превышает 20 мс ввиду применения быстродействующего пускового реле сопротивления с активно-емкостной схемой расшеплепия, трехфазнымн двухполупериодными схемами выпрямления и схемой сравнения без сглаживания
В выходных цепях защиты используются тиристоры, включаемые непосредственно в цепи электромагнитов отключения выключателей.
Особенности ВЧ-защиты ВЛ СВН для режима СНМ. Применительно к ВЧ-защите СВН использование такого же пуска, как и для защиты ВЛ 110—330 кВ, недопустимо При выполнении защиты в варианте напряжений 110—330 кВ при КЗ в зоне необходимо срабатывание реле мощности М10Т, останавливающих передатчики на обоих концах ВЛ, так как они пускаются от реле С26л и /26л и блокируют отключение. Указанное могло бы привести к замедлению отключения конца ВЛ, для которого условия срабатывания были благоприятными, т е. ближайшего к месту КЗ Замедление срабатывания реле М->т па удаленном конце липни определяется возможным значительным отклонением угла на зажимах реле от угла максимальной чувствительности из-за интенсивных переходных процессов на ВЛ СВН. Существенное влияние па фаз
ные соотношения оказываю г небалансы в пенях напряжения и гока обратной последовательности, которые имеют место в установившемся режиме, при значениях аварийных составляющих П2ав и /?ав, близких к уставкам срабатывания реле (7?бл и /?бл
Требование к быстродействию защиты обусловило необходимость применения реле направления мощности обратной последовательности двустороннего действия (47?6л, 4/?0[) с трехфазпой схемой сравнения вместо однофазной, как в защите ВЛ НО—330 кВ, при этом пуск ВЧ-защиты осуществляется от реле 47? бл
Применение быстродействующих реле Л/2от и Л/2бл позволило иначе строить защиту в части, предназначенной для работы при симметричных КЗ В ВЧ-защите СВН реле Z (см рис 46.26) не контролируется блокировкой при качаниях и защита при симметричных КЗ не выводится из действия на время блокировки. Место КЗ (в зоне или вне) определяет реле Л72 Реле Z контролирует только работу реле Л72от по памяти (DSI) па элементе IJXI
Особенности защиты, связанные с режимами включения защищаемой BJI. Для правильной работы защиты при КЗ вне защищаемой ВЛ измерительный орган реле 47? содержит устройство компенсации емкостных токов (УКГ Г) Для правильного функционирования лого устройства защита должна подключаться к измерительным Т11, установленным на ВЛ
В нормальном режиме уставка проводимости УКЕТ реле 472 равна половине емкостной проводимости ВЛ. При этом результирующие токи в нолу-комплектах защиты в режимах нагрузки и внешних КЗ равны и противоположны по фазе
При отключении ВЛ с двух сторон в УКЕТ реле (Л/26л и Л7?от, см рис 46 26) обоих полукомплектов автоматически устанавливается уставка, равная 1,2—1,3 полной емкостной проводимости ВЛ Вместе с тем всегда тапрещается пуск ВЧ-пере-датчика на отключенном всеми фазами конце линии как при отсутствии, так и при наличии напряжения на ВЛ После того как происходит включение ВЛ с одной стороны гремя фазами уставки, проводимости УКЕТ с обеих сторон становятся равными половине емкостной проводимости ВЛ Пуск ВЧ-передатчика при включении ВЛ с другой стороны разрешается сразу же после включения первой фазы выключателя (срабатывает реле /цДИ при замыкании ВЛ в транзит).
Контроль положения фаз выключателей осуществляется гремя чувствительными быстродействующими реле 1А, 1^, 1( , включенными на фазные токи трансформаторов тока выключателей (рис 46.29, в) При кратности тока, равной 2, время срабатывания реле не превышает 5 мс.
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
466
Выходы грех токовых реле объединены по схемам И п НЛП, на рис. 46.26 показаны как реле /[( и /иди соответственно (по ТО завода РТтах, /’7’1ШП).
Переключение уставки проводимости УКЕТ реле Mi управляется реле 34 — KL12 (блок ТУ), фиксирующим трехфазное отключение ВЛ с обеих сторон
На ВЛ, отключенной тремя фазами с двух сторон, реле /и, /|[ди и трехфазное реле напряжения (/] находятся в положении до срабатывания, отсутствует единичный сигнал на выходе элемента DT2, а па одном из входов элемента DX9 — единица после инвертора Dli'9. Так как на запрещающем входе DX9 сигнал 0, на его выходе сигнал I, и реле 34 — KL12 находится в положении после срабатывания, а уставка проводимости УКЕТ соответствует 1,2—1,3 емкостной проводимости ВЛ
Отсутствие единичного сигнала на выходе реле Лиш предотвращает на элементе DX4 (II канал) пуск В4-переда1чика на отключенном всеми фазами конце ВЛ
При включении ВЛ с одной стороны сразу же после появления напряжения на первой фазе ВЛ в полукомплекте защиты включаемого конца срабатывает реле /juju , а через 0,15 с появляется сигнал на выходе элемента DT4. После включения третьей фазы ВЛ срабатывает реле /и, а примерно через 50 мс срабатывает элемент DT2, возвращается реле 34— KLI2, переводя уставку УКЕТ па величину, равную половине емкостной проводимости ВЛ. Время па DT2 (около 50 мс) необходимо для того, чтобы обеспечить правильное поведение реле М-, в переходном процессе после включения третьей фазы линии
Для предотвращения срабатывания реле 34 — KL32 в цикле ОАПВ предусмотрен элемент DX9. В исполнофазном режиме, несмотря на нулевой сигнал па выходе реле / срабатывания реле 34 — KLI2 не происходит, гак как на запрещающем входе элемента DX9 ирису 1ствует единичный сигнал из-за наличия двух токов (реле ) или хотя бы одного линейного напряжения (реле Ux ).
При включении ВЛ с одной стороны с разновременностью но фазам реле Л/2от не срабатывает, а реле М75л либо не срабатывает, либо срабатывает в сторону блокировки ввиду введения компенсации полного емкостного тока ВЛ с запасом 1,2—1,3. При одностороннем включении ВЛ на несимметричное КЗ реле Л/2от надежно срабатывает после включения последней фазы. На противоположном конце срабатывает реле Л/2дл за счет УКЕТ при наличии напряжения С'2 на ВЛ, однако пуска ВЧ-пе-редатчика не происходит из-за несрабатывания ре-
[Разд Ц |
ле /цдц па невключением конце ВЛ (DX4) Защп срабатывает на отключение без выдержки времен
Реле Л/2о1 может отказать при включении ВЛи КЗ с иедовключеппем фазы В связи с этим пред-смотрено действие защиты па отключение из-за см сутствия тока хотя бы в одной фазе ВЛ (/ИдМ а в-ложепии после срабатывания, /и — до срабап» ния, что фиксируется па DX10) Время срабатыи-ния в этом случае 40 мс (D73) с запасом превыши разновременность включения фаз выключатели
С учетом возможности отказа реле Л/2от пря включении линии па симметричное мсталличеси КЗ предусмотрен ввод реле Z па самостоятельна работу через каскад повторителей реле комами «Включить» (РКВ) (/5 — KL4, 31 — KL20)[u рис. 46.26, 46 28].
Обе цепи па отключение собираются наDU'Itli контролируются аналогом реле ускорения тащит «Запрет» DXII, выводящим их из действия через 0,15 с (ОТ4) после появления напряжения или топ на ВЛ (срабатывание реле /или или Cj).
Перевод защиты в режим СФТ при исполь-топании ОАПВ н ТАИВ. До срабаплнациятащта работает как направленная филыровая, а пои срабатывания переводится в режим СФТтолькон! время цикла ОАПВ 11ри однофазном КЗ сигналы отключение трех фаз ВЛ, если защита остаета в положении после срабатывания, можег проходить через устройство АПВ через 0,2 с (отстройи от каскада по избирателям) после его пуска. Таш образом, при однофазном КЗ сущещвует промежуток времени, когда переключение режима запиты может производиться, и нс предьявляетсяжеи-ких требований к одновременности его выполи-ния по концам ВЛ.
После окончания цикла ОАПВ осуществляете! возврат к режиму СИМ Возврат всегда производя при работе ВЛ тремя фазами с обеих сторонлибо после ее отключения после неуспешною ОаПВ.
В зависимости oi положения ключаSA2защип может действова! ь с OAI IB, без ОАПВ и па сигил (см рис. 46.26).
Переключение защиты в режим СФТ осущесты ляется при первом срабатывании самой защиты-реле 34 — KL6 при ее действии с ОАПВ В схему» щиты введены реле переключения режима (блок!) 35 — KL4 и реле подготовки пени отключении режиме СФТ в цикле ОАПВ 35 — KL2 При срабатывании реле 34 — KL6 срабатывают реле 35-KL3 и 35 — KL4 и самоудерживаются на контахп реле 35 — KL3 Аналогично срабатывают реле35-KL1 и 35 — KL2 и самоудерживаются на контахп реле 35 — KLI. Реле 35 — KL4 пускает элемента]»-мени DT6, после срабатывания которого реле 34-KL2 снимает указанные самоудерживания Устава
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВМПН
467
Н63]
на элементе DI6 должна превышать время повторного включения выключателей в цикле ОАПВ
Для пуска ВЧ-передатчпка при переключении в режим СФТ единичный сигнал подается контактом 35 — KL4 через DT5 (0,02 мс), DS4' (0,22 с), DXI3, DX14, DH3,IJS5, DX6, DW4 в тракт пуска ВЧ-передатчика Контакт 35 — KL4 одновременно осуществляет подключение органа манипуляции ОМ через DX12, DW14 к элементу DX6 в тракте пуска ВЧ-передагчпка, что обеспечивает манипуляцию ВЧ-спгнала. Подготовка цени отключения в цикле ОАПВ обеспечивается подачей единичного сигнала по цепи коп такта реле 35 — KL2, элементов DS6, DW7 5, DA75 (сто выход DSB) на входИЛИ DIE2 в канале отключения 1 (неконтролируемая подготовка). Из времени срабатывания защиты в режиме сравнения фаз токов при КЗ в цикле ОАПВ исключается время действия пусковых органов. Такой пуск необходим потому, что может сработать реле Л/2бл ИРИ КЗ в цикле ОАПВ на оставшихся в работе фазах и, следовательно, не будет работать реле Л/2от. Выдержка времени 4 мс на DEI при переводе защиты в режим СФ1 (вход ZJ5ZJ о т контактов реле 35 — KL4) определяет угол блокировки защиты В режиме СНМ можег быт ь другая выдержка времени.
Элемент временной памяти DS3 обеспечивает на выходе защиты непрерывный сигнал при ее срабатывании в режиме СФТ, когда на выходе UT1 кратковременные импульсы каждый период промышленной частоты чередуются с паузами. Временная память па элементе DS3 порядка 25 мс
После переключения в режим СФТ передатчики на обоих концах ВЛ при отсутствии КЗ в защищаемой зоне работают в разные полу периоды и в ВЛ имеет место непрерывный ВЧ-сигнал Поэтому на запрещающем входе элемента DX2 непрерывно присутствует запрещающий сигнал и защита блокируется
При возникновении КЗ на защищаемой ВЛ в цикле ОАПВ ВЧ-передатчики на обоих концах ВЛ работают примерно одновременно. При этом ВЧ-импульсы совмещаются во времени и па входе приемника появляются паузы, во время которых поступают сигналы на вход DTI При паузе в ВЧ-сигнале, превышающей угол блокировки, па выходе DS3 появляется непрерывный сигнал срабатывания зашиты
Время срабатывания защиты слагается только из длительности суммарного ВЧ-импульса передатчиков обоих концов ВЛ и времени на DTI 4 мс и не превышает 20 мс, так как защита работает при этом с постоянной циркуляцией токов ВЧ,
При срабатывании элемента DT6 (по окончании бестоковоп паузы ОАПВ) срабатывает реле 34 — KL2 и возвращаются 35 — KLM35 — KL4. При этом снимается подготовка цепи отключения DSB на элементе DW2 и отключается выход ОМ (на
DXI2) от входа элемент 15X6. Передатчики при этом продолжают работать, пока не исчерпается выдержка времени па возврат на элементе DS4' Указанная выдержка времени (около 0,22 с) учитывает возможную разновременность срабатывания элементов DI6 по концам защищаемой ВЛ. Этим гарантируется, что, тюка подготовка цепи отключения не снята на обоих коттах ВЛ, оба ВЧ-передаг-чика пущены Элементы 1JXI4 и DX16 обеспечивают правильную работу защиты в случае возникновения КЗ при обратном переходе из режима ДФЗ к режиму Cl IM
При положении накладок, укатанном па рис 46.26, в случае междуф гзното повреждения на тащищаемой ВЛ защита не переводится в режим СФ1 В результате срабатывания реле 34 - К1.6 реле 35 — KLM35 — К1.4 срабатывают, однако после отключения ВЛ с двух сторон тремя фазами реле 34 — KI.I2 своими контактами шунтирует обмотки реле 35 — KLI- 35 — KL4, чем исключает перевод защиты в режим СФТ па время цикла ТАПВ или УГАПВ. Аналогичную функцию выполняет контакт АПВ, фиксирующий действие ЛИВ па отключение трех фаз Через повторители 15 — KL2 и 31 — KLI6 (контакт включен параллельно контакту 34 — KL12} снимается перевод в режим СФ1’ на время цикла ТАПВ.
Реле Z в этом случае вводится на самостоятельную работу непосредственно через элемент DXII (контакт 31 — KI.20 замкнут, установлена перемычка между зажимами Х89 Х90, рис 46 28) С конца, включаемого первым, при включении ВЛ от ГАПВ реле 7. введено При включении второго кошта, например при ГАПВ с контролем синхронизма (КС), оба реле / выведены, ввиду того что реле напряжения (/| сработает после включения ВЛ с одной стороны и через 0,15 с (DT4} на запрещающих входах DXH появятся сит палы, выводящие оба реле Z из действия Разновременность включения ВЛ но коттам должна быть больше выдержки времени на 1)74
Цепи запрета пуска ВЧ-передатчпка зашиты. При переходе КЗ вне защищаемой зоны в КЗ в зоне реле Л/,О1 срабатывает и запрещает продолжение пуска ВЧ-иередатчика через элемент DX7 па запрещающем входе Г)Х5 11ртт этом исключается запоминание пуска ВЧ-сшпа.та на DS4 около 220 мс и ускоряется работа зашиты
Однако такое исключение запоминания пуска ВЧ-ттередатчика на DS4 не всегда допустимо Па-пример, внешнее трехфазпое КЗ можег сопровождаться насыщением трансформаторов тока, при этом появляются значительные небалансы тока /2, от которых невозможно отстроиться торможением В первый момент до насыщения IT правильно кратковременно работает реле Л/76л Затем реле
468
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. 45
Л/,от при использовании сопротивления ZK может сработать па включение пол действием только /знб |1а время его существования
В этом случае необходимо предотвратить останов пуска ВЧ-спгнала па элементе DX5 Для этого введено трехфазпое реле U-,. При близком трехфаз-пом КЗ вис защищаемой ВЛ на его выходе будет сигнал 0 и на элементе DX7 не образуется цепь запрета на DX5, чго исключает излишнее срабатывание защиты После затухания апериодической составляющей ток /7н6 пропадет и реле А/,от вернется в исходное состояние.
При разновременном одностороннем включении фаз ВЛ с несимметричным повреждением сначала может сработать реле Л/2бл и после довключе-пня последней фазы будет правильно работать реле Л/7 г Для снятия запоминания ВЧ-сигнала в этом случае на элемент /ЛЕЗ заведен сигнал Ук, который равен I в течение не менее 50 мс после включения последней фазы ранее отключенной ВЛ.
Отключение будет происходить быстро от реле Х/2от, так как запоминание ВЧ-спгнала на DS5 будет снято, а память на DS4 исключается запрещающим сигналом на /)Х5 от сигнала Рк на ОИ'5.
Для исключения излишней работы защиты в режиме реверса мощности при неодновременном исключении КЗ по концам обходной связи или параллельной ВЛ, когда поток мощности обратной последовательности по защищаемой ВЛ может менять направление, предусмотрено продление посылки ВЧ-спгнала на 22 мс па элементе DS5, включенном после элемента DX5. В случае одностороннего включения ВЛ указанная задержка на возврат сбрасывается сигналом Ук, что устраняет замедление в отключении ВЛ, включаемой односторонне на КЗ.
С целью обеспечения срабатывания защиты при КЗ, возникающем на симметрично включенной ВЛ в момент возврата из режима ДФЗ после цикла ОЛИВ, когда реле 34 — KL2 сработало (элемент времени DT6) п вернулись реле 35 — KL4 и 35 — KL2, однако пуск ВЧ-передатчика идет пеманипу-лировапиый за счет памяти па DS4', также используются пени запрета пуска ВЧ-передатчика. При возникновении КЗ в зоне срабатывают реле Л/2от И/ИЛИ, реле Z и через DX16 на запрещающем входе DX14 производится останов пуска ВЧ-передатчика тта обоих концах защищаемой ВЛ. Последнее обеспечивает действие защиты в этом случае.
Контроль функционирования защиты. Для снижения вероятности ложной работы зашиты на отключение выход основного канала / контролируется дополни тельным каналом /// по схеме И, реализованной па транзисторе ТТ/ (см рис. 46 26). Дополнительный капал Ш образован дополнительным выходом реле направления мощности А72;1ОП, реле Z и выходом контроля непереключепия фаз
НПФ с элемента запрет DXI0, фиксирующим ерь батыванис реле /ил[( и положение до срабатывавн реле / и. Три указанных выхода объединены я| DIT7. В дополнительный канал по схеме И (ZM) введено реле /цди с целью исключить возможное излишнее срабатывание защиты из-за интенсивного переходного процесса после отключения ВЛ. Сигнал с выхода дополнительною капала через элемен г DS7 (около 20 мс) подаст ся па базу транзистора VTI, с коллектора которого подаете! напряжение 15 В па питание группы промежуточных реле 34 — KL, 32 — КТ и 33 — KL
Неисправность каждого из каналов выявляете! по факту несоответствия сигналов па их выхода в течение I с (DT7, DTK) с помощью элементе! DXI8, DXI9 и DXI7 (блок РТ).
В схеме панели предусмотрен непрерывны! контроль исправности основного измерительно!1! органа защиты реле М2 с сигнализацией при возникновении неисправности (см. рис. 46.27)
Сигнализация. В защите предусмотрены сигнализация действия защиты д и предупредительна сигнализация неисправности защиты п (см рис. 46.27) с помощью электромеханических реле 35 — KL6 и 35 — KL5 соответственно Указанные реле действуют па центральную световую и звуковую сигнализацию.
В схеме защиты предусмотрена сигнализашм действия защиты, /с) — пуск на отключение; 2d -отключение; 3d — отключение при опробования; 40 — действие тиристорных блоков отключения.
В схеме зашиты предусмотрена предупреди-тельная сигнализация неисправности защиты: /л-неисиравност ь цепей С; 2п — вызов, Зп — неисправность основного канала; 4п— неисправность допои-отельного канала; 5п— неисправность цепей 15В, неисправности АК-80 и АВЗК-80 и реле V2.
Сигналы, регистрируемые па осциллографе, показаны на рис. 46.28. В схеме панели ПДЭ 2003 предусмотрены контактные выходы для действия на устройство регистрации с возвратом после исчезновения причины появления сигнала. Соответствующие реле на схемах не показаны
Выходные и входные цепи. При действиизя-щиты с ОАПВ по основному каналу отключевга (ключ SA2 в положении 1) сигнал поступает на усилитель DUI, герконовые реле 34— KL5, 34—KU1 32 — KL6 (см. рис. 46.26). От реле 3/ — KL6производится пуск АПВ, от реле 34— KL5 —локатора,! от реле 31 — KLI5 — осциллографа.
При действии защиты без ОАПВ по основном) каналу (ключ SA2 в положении 2) сигнал с выхол усилителя DLI2 поступает на те же реле, кроме реи 34 — Х7.6, иеще па группу: 34—KL7,32—KL3,32— KL4, 32 KI7, 33 — К 1.3^33 — KL7. Реле 32-Ш и 33 — KL3 (см. рис. 46 27) в модулях управлени! МУ-32, МУ-33 воздействуют на тиристоры, которые,
}46.3] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
469
включены в цепи соленоидов отключения двух выключателей В1 и В2 и действу ют на отключение трех фаз. Параллельно тиристорам включены контакты электромагнитных реле тех же модулей. Кроме того, срабатывают реле 31 — KL!0^31 — KL14, действующие на «Перевод АПВ на отключение трех фаз», «Пуск передатчика ЛИКА», «Пуск УРОВ», «Пуск УПА» (устройства противоаварийной автоматики).
При действии защиты по каналу «Отключение при опробовании» или при неисправности АПВ (замкнут контакт 31 — KL1) выходные цепи работают так же, как и в случае работы без ОАПВ
Входные цепи и их назначение даны на рис. 46.28.
Предусмотрена защита о г помех входных герконовых реле 15— KLIM 5— КЛ5 (па рис. 46.28 не показана).
Особенности выполнения основных измерительных органов зашиты. Входные цепи переменного тока и напряжения показаны на рис. 46.29, в, где SG2—SG5 — испытательные блоки в цепях тока и напряжения
Цепи переменного тока и напряжения подводятся к модулю преобразователей 23 (МР-505/1), содержащему три трапсрсактора 7ATI—TAV3 и три трансформатора напряжения TV1 ТЕЗ. Указанные элементы использованы для выполнения /?С-час-тотно-компенсированных фильтров напряжения обратной последовательности (ФНОП) с трехфаз-иым симметричным выходом в цепях тока и напря
жения реле направления мощности обратной последовательности.
11а базе тех же трансформаторов и трансреакторов реализованы комбинированные активные RC-
фильтры обратной последовательности /( + А72 и
7.j + k Uоргана манипуляции (ОМ) В модуле 23 находятся трансформаторы тока ГА I—ТАЗ, используемые в устройстве торможения реле Л/2. Там же находятся три трансформатора ПЛ TL3, в которых сравниваются токи, полученные из напряжений одноименных фаз цепей напряжения звезды и разомкнутого треугольника и используемые в устройстве контроля исправности цепей напряжения. Здесь же показаны цепи переменного тока реле сопротивления Z— модуль 22 (МР-714), цепи реле тока / и реле напряжения U\ и1/2
Требуемое время дейез вия реле Л/2 достигнуто использованием трехфазной схемы сравнения величин по фазе. В реле (рис. 46.30) применены ФНОП с трехфазпым выходом и три идентичные схемы формирования (СФ) величин ^22^22 + ^22 - к ^2 ’
^|1^2 и “(^12 ^2 + ^21 ^2^
Выходные сыпали СФ ^22^2 +”
С'2 используются для работы реле Л/26л.
Рис. 46.30. Структурная схема реле М г-.
I — мини-селектор; 2 — макси-селектор
470
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМА V
[Разд*
С, ИГ НаЛЫ А)л } 7 } Ч (^11 ^2	12^2 — А) । ।
х((/2-7к/2) используются для работы реле Л/,0|. причем ZK =-^12^ц соо1ветствуе1 элек-грическому смещению реле оз шин па защищаемую линию (при 7к = 0)
Каждый из каналов А/2 для действия иа отключение реле М->о1 и блокировку реле Л/2бл содержит три двухиолупсриодные схемы совпадения знаков сравниваемых величии (СС|ОТ, ССДот, СС(от), каждая из которых состоит из формировал елей дискретных величии (ФД , ФД ) для положительных и отрицательных входных сигналов и схем совпадения для однополярных сигналов СС. Выходы ССССН. СС(- подключены к схеме голосования два из трех — мажоритарному органу (А/Оот, МОеп) На выходе МО включены измеритель длительности ОТ и элемент задержки на возврат DS, образующие выходные органы реле (ВО). Параметры срабазывания реле по току и напряжению определяются порогами ±U (на отключение) и ±77ОП (на блокировку) Время задержки на элементах DT и DS— Т/ 12 и ТК>, где Т— период промышленной часто гы Временные диаграммы работы трехфаз-иой схемы сравнения по фазе на границе зоны действия по углу показаны на рис. 46.31 для случая больших кратностей подводимых величин. Синусоидальные кривые соответствуют напряжениям (7СФ па выходе СФ в цепях локаА^гЛ и ЛцС/2ДЛЯ всех фат Прямоугольные напряжения Ц--(-соответствуют совпадению одноименных синусоидальных напряжений k^l-, и ЛцС7| на входе схем совпадения. На выходе МО появляется сигнал (7МО при совпадении любой пары из трех прямоугольников во времени
Учитывая, что прямоугольные сигналы на выходе CC^,CCt1 и СС( знаков сравниваемых величин различных фаз сдвинуты на Т/6, а для появления сш пала на выходе элемента необходима длительность сигнала на выходе Т/12, длительность сигналов {/(•(•• на выходе каждой из схем сравнения иа грани срабатывания реле соответствует 774 (7712 + 776)
Зона работы реле при произвольных кратностях А; = А2^2ср 11	=^2^Z2cp входных сигналов
по отношению к параметрам срабатывания может быть определена в соответствии с рис. 46.32, а по формуле
( Г. г Г. 1 1
1ф1 = arcsin I-— 1- —— 2А,^	2Ar,,
На рис 46.32, б приведены угловые характеристики реле для случая к/ (кривая 7) и для слу-
Рис. 46.31. Диаграмма сигналов зрсхфазной (It-мы сравнении тлектричсских величин по фин реле Мг:
Сы о— напряжение па выходе мажоритарного оц! гана. Пп1. t//)s- — напряжения на выходах тлене» тов DT и DS
чая кц = Aj = к (кривая 2) Как видно, угловая № ртша зоны срабатывания существенно зависите кратности подводимых величии, что повышает)! тойчивоегь функционирования при наличии ней лансов па выходе Ф1ЮП как в установившихся» жимах работы, так и при шпепсивных переходи процессах па ВЛ.
Для правильной рабо1ы реле при переходи процессах в первичной сети цепи тока и напри ния выполнены согласованными ио переходи характеристикам [46 12[
Однако при наличии в месте установки ре отходящих протяженных ВЛ передаточные фут ции отдельных элементов различаются значите) но и условия работы рс те ухудшаются Права) ность действия реле в этих случаях обеспечим ся с помощью часто! ной фильтрации в цепяхто и напряжения Опыт эксплуатации, расчеты.ат
546.3]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кН И H1.H1I1
471
Рнс. 46.32. Угловые характеристики реле Л/2 (А' — кратность)
же испытания реле на электродинамической модели показали, чго удовлетворительная отстройка при длинах ВЛ до 500—600 км обеспечивается при ослаблении в цепях напряжения сигнала на частоте j — = 100 Гц приблизительно 18 дБ (примерно 8 раз), что соответствует наклону правого склона логарифмической амплитудно-частотной характеристики (ЛАЧХ) 60 дБ/дскаду
Для подавления возможных апериодических составляющих в цепях напряжения в передаточную функцию фильтров введена операция дифференцирования Фильтр выполнен последовательным соединением двух звеньев второго порядка, фильтра нижних частот (ФНЧ) и полосового фильтра (ПФ) Передаточная функция частотного фильтра
>Г(/т) = Ифцч	= ,FI (/>)P,F1 </>)•
те они настроены па одинаковую частоту среза (/j = 50 Гц) и одинаковое затухание, где
11 ] (р) = 1Гфцц (р)
Каждый фильтр реализован па базе активных звеньев второго порядка с многокоитурными обратными связями
Компенсация емкостного тока в реле Л/2 осуществляется путем моделирования емкостного тока обратной последовательности и суммирования сигнала, пропорционального зтому току, с сигналом, пропорциональным току обратной последовательности. Моделирование емкостного тока и введение компенсации при этом осуществляются в СФ иавыходах Ф1ЮП При замене участка ВЛ эквивалентной П-образиой схемой замещения с сосредоточенными ААС-параметрами моделируемый ток
d и-,
I,. = С —- и введение компенсации соответству-(	с1/
сГи, ет получению величины и-,, -	---у , где к(-
с!Г
масштабный коэффициент Появление шорой производной обусловлено использованием трансреак-зорон (дифференцирования) в пенях тока.
Двойное дифференцирование для получения напряжения компенсации в реле (см рис 46 30) осуществляется с помощью звена с передаточной функцией, соответствующей фильтру высших частот (ФВЧ)
ИфВЧ (/’) !’ I (Р*|
Фильтр высших частот объединяет и себе операцию двойного дифференцирования (/Е ) и ФПЧ, выполняется па одном операционном \си тителе и является устойчивым звеном
Для повышения чувствию тытостп реле Л/2о1 по напряжению в пени напряжения с помощью сумматора Х2 вводится составляющая /<2| I-, Для обеспечения селективности ВЧ-защтиы при внешних повреждениях указанная составляющая вводится в формируемую не тичииу то тько для схемы сравнения реле Л/т,,,
Наличие компенсации падения напряжения па участке ВЛ при отсутствии напряжения обратной последовательности может привести к действию реле па отключение за счет небалансов в цепях тока С целью исключения возможных в отдельных случаях излишних срабатываний ВЧ-тащигы от небалансов при асинхронном холе и качаниях на ВЛ в реле предусмотрено торможение минимальным фазным током, вступающее в действие при превышении фазным током номинального тока /„„., 	ном
Применение в реле трехфазпой схемы сравнения по фазе позволяет орт авизовать его функциональный контроль (ФК) ФК действует на сит пали-заишо о неисправности ре те при наличии длительного сти нала на одном нт вхо юв МО, при превышении порота срабатывания на выходе сумматора, па входы которого поданы епт пазы из ряда одинаковых для каждой из трех фаз точек СФ В нормальном режиме, а также при пеепмметрии в сети напряжение на выходе этого сумматора равно пулю Это позволяет выявлять такие неисправноети. как обрывы в цепях ФНОП, частотных фильтров, нарушение контактов в разъемах модулей и г д.
Отказы элементов, не проявляющиеся при отсутствии требований па срабатывание, могут быть выявлены в цикле тестового контроля. Тестовый контроль реле осуществляется путем автоматической иодачи импульсных сигналов на входы частотных фильтров и обеспечивает контроль работоспособности всех каналов реле с выходами Л/2от 11 Л/2бл
472
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. 46
Выходы схем сравнения в сторону отключения СС0Т, включенные по схеме ИЛИ, образуют капал Л/,доп- Если чувствительность реле Л726л принять за 1, то чувствительность реле Л72доп соответствует 1,41, а реле Л/2 — 2.
Реле Z включено па разность токов фаз В и С с помощью трансреактора TAPI (модуль 22, рис 46 29, в) и на линейное напряжение (ТУ/).
К трем фазным реле тока / (модуль 21, рис 46.29, в) подведены токи выключателей (без токов шунтирующих реакторов), причем промежуточные трансформаюры тока ТА/ ТАЗ создают рабочее напряжение на реагирующих органах, ТА4—ТА6 — грехфазное выпрямленное тормозное. К другим ИО защиты подводятся токи выключателей за вычетом токов реакторов. Промежуточные трансформаторы ТУ/ ТУЗ используются для выполнения трехфазных реле напряжения (/| и
РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЗАЩИТЫ
Параметры срабатывания реле Л/26 /2gn, н ^2от Ьот> ^'2от выбираются так же, как и для ВЧ-защиты ВЛ 110—330 кВ, с той лишь разницей, что коэффициенты, учитывающие неепмметрию нагрузки по току кн т и напряжению кн и, можно брать, как правило, близкими к нулю.
Сопротивление ZK реле мощности Л72о| выбирается из условия, чтобы (72р - (72u1 -72Zk равнялось (2—3)(/2от при КЗ в конце защищаемой ВЛ при минимальных значениях (/7[|1 (максимальный режим примыкающей к шипам системы).
По условиям отстройки о г небалансов в цепях напряжения при асинхронном ходе может возникнуть необходимость введения торможения в соответствии с выражением
~ (^2нб + ^к^нб^отс >
где Т/2 (/, А/) —напряжение срабатывания реле с учетом торможения; t/2ll6 и /2нб рассчитываются по формулам, приведенным для ВЧ-зашиты ВЛ 110—330 кВ при кн = кн н = 0, Д/ = 3 Гц и токе, равном максимальному току асинхронного хода.
Значение Н2аг можно определить в условиях эксплуатации, сделав ZK = 0 и пропустив неодинаковые синфазные токи во все три фазы [характеристика 2(73 на рис. 46.29, п].
Параметры срабатывания реле Zвыбираются из условия Z = (1,5—2)Zq. Характеристика реле смещается в 111 квадрант примерно на 15 % сопротивления Z в 1 квадранте
Параметры органа манипуляции и устам проводимости УКЕТ реле М2 рассчитываютсята же, как это принято для дифференниально-фазнш защит.
Характеристики срабатывания реле / выбираются из условия отстройки от тока отсоса, т.е. вторичного тока, протекающего по вторичной обмоткеТТ отключенной фазы линии и обусловленного конечным сопротивлением ветви намагничивания ТТпри прохождении по включенным фазам максимального тока КЗ. Выполнение указанного условия обеспечивает правильную работу защиты при включена поврежденной ВЛ с недовключением фазы.
Рекомендуется использовать для подключена! защиты неразрезные магнито про воды нижней ступени ТТ. При чувствительности токового реле порядка 50 мА, как правило, пет необходимости молить торможение в реле /. В случае использоваши разрезного сердечника нужно проводить специальный расчет для определения коэффициента торможения (для неразрезного сердечника пример такою расчета приведен в [46.13|).
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПАНЕЛИ ЗАЩИТЫ ПДЭ 2003
Номинальный переменный ток, А......1
Номинальное напряжение переменного тока, В........................... 100
Номинальная частота, Гц............ 50 или W
Номинальное напряжение оперативного постоянного гока, В................220
Реле мощности обратной последовательности М2„т
Минимальный фазный ток сраба!ывання* /2от, А............................ 0,0501
±0,005
Минимальное фазное напряжение срабатывания* (Дот- В 		....... 210,2
Сопротивление компенсации ZK, Ом, ступенями по 5 Ом..................... 0—30
Угол максимальной чувствительности <рм ч, град. ............. 26515
Реле мощности обратной последовательности М2Г)1
/26л-А............................... 0,0251
+ 0,0021
Цбл-В'	1+0,1
Угол максимальной чувствительности <рм град................................... 85	±5
* Указанные величины измерены при напряжена 3U-,от и токе 3/2от соответственно
5463]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
473
Предусмотрена возможность загрубления реле мощности при действии в сторону отключения и на блокировку: плавно одновременно по току и напряжению обратной последовательности не менее чем  2 раза; дискретно по току обратной последовательности в 2 раза.
Максимальная уставка по проводимости устройства компенсации реле равна 6000- 10 6 См со ступенчатой регулировкой от нуля ступенями не более 6 %.
При включении ВЛ на холостой ход (XX) предусмотрено увеличение уставки по проводимости в2,5—2,8 раза примерно за 50 мс.
При введении в реле мощности сопротивления ZK обеспечивается отстройка реле мощности от срабатывания на отключение при токах качаний до 4 А (изменением его параметров срабатывания по напряжению и току обратной последовательности от амплитуды минимального из фазных токов)
При токе, равном 4 Л, предусмотрена возможность плавно регулировать торможение от нуля до максимального значения. Торможение отсутствуез до токов 0,8—1,5 Л, при максимальном торможе-
нии с током 4 A U-,	= 10 В (см. рис 46.29, а).
Трехфазнос реле U। срабатывает, когда одно из трех линейных напряжений превышает 85 + 5 В Трехфазное реле U2 срабатывает, если одно из напряжений становится выше 55 + 5 В
Чувствительность реле тока 1А, //(, 1	0,04 ±
±0,01 А. Коэффициент торможения составляет 4±2 % в диапазоне токов 1,2—5 А.
Реле сопротивления может иметь уставки Z вдиапазоне от 40 до 200 Ом. Характеристика — шестигранник со смещением в 111 квадрант не более 0.22Z. Ток 10 %-пой точности не превышает 0,15 А
Контроль исправности цепей напряжения срабатывает при снижении одного из фазных напряжений звезды на 7,5 В.
Коэффициент к органа манипуляции имеет значения 6, 8, 10 Максимальная уставка по проводимости устройства компенсации емкостных токов равна 6000-10 6 См.
Угол между напряжением (7М на выходе органа манипуляции и током 1А - 0,5 А составляет 90 ± 5° (напряжение опережает ток) при подведении токов и напряжений к зажимам панели, как показано па рис 46.30. При выделении в ОМ симметричных составляющих фазы А при металлическом КЗ на фазе 4 напряжения UA 0 и UM совпадают по фазе. Среднее время действия защиты как в полнофазном режиме, так и в цикле OAI1В при действии по бесконтактному выходу составляет 20 мс при кратности тока и напряжения обратной последовательности к параметрам срабатывания, равной трем, при включении на КЗ с недовключением одной и ти двух фаз — 0,04 с.
Длительность несимметрии, предшес1вую1цая трехфазному КЗ, достаточная для срабатывания зашиты, при кратности потоку, равной трем, и напряжению реле М2от не более 8 мс
Мощности, потребляемые панелью при подведении к ней поминальных юков и напряжений, не превышают по цепям напряжения переменного тока соединения в звезду 5 В  A/фазу, в разомкпу-I ый треугольник — 2 В  A/фазу, по цепям переменного тока— 2,5 В • A/фазу, по цепям оперативного постоянного тока при отключенном питании ВЧ-приемоиередатчнка — 240 Bi
Панель проверяется заводом-изготовителем при квалификационных испытаниях на помехоустойчивость И ИМПуЛЬСПуЮ ПРОЧНОСТЬ СОГЛЭСПО рекомендациям МЭК
Уменьшение влияния помех ог короны на ВЧ-канал защиты при ее работе в режиме СФТ в цикле ОАПВ. На ВЛ сверхвысокою напряжения (СВН) большой протяженноеги возникаю! трудности с осуществлением ВЧ-каиала из-за большого затухания ВЧ-гракта и высокого уровня помех от короны
Обычно иа ВЛ сверхвысокого напряжения осуществляется один полный цикл фапспозиции с двумя пунктами транспозиции, а для высокочашотпой защиты используется, как указывалось выше, канал средняя фаза — крайняя фаза (рис 46 33, а)
На рис. 46 33, в и показан характер зависимости во времени огибающих миювеппых значений напряжений помех от короны на выходе фильтра приемника при нормальном режиме работы линии электропередачи на средней фа ic Ср ф(^) к°чца к и иа крайней фазе (/„ кр ф(/) конца / ВЛ с горизонтальным расположением проводов За один период промышленной частоты имеют место три пакта помех от короны вблизи положительных максимумов фазных напряжений. На средней фазе В конца к линии 1 раз в период наблюдаются наиболее интенсивные пакеты помех, называемые максимальными и обусловленные коронированием этой фазы. В промежутках между пакетами максимальных помех от короны на средней фазе располагаются два дополнительных паке1а помех Разница уровней пакетов максимальных и дополнительных помех зависит от ряда причин: номинального напряжения, частоты канала, длины защищаемой ВЛ, погодных условий и т.д. Для ВЛ напряжением 500 кВ и выше эта разница може г составлять 7—9 дБ
Па крайней фазе В конца / линии >акже наблюдаются три пакета помех' наибольший от коропи-рования своей фазы, несколько меньший от средней фазы С и наименьший от крайней фазы А
Уровень пакетов максимальных помех па крайней фазе (рис. 46 33, г) существенно меньше уров-
474
ЗАЩИТА 13 УЛЕКП’ОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Pai.iti
Рнс. 46.33. B.'l r i оризон тал ьным расположением провопив с двумя пунктами  ранспозиции е подключенном В11-капала защиты средний фаза — крайняя фаза («) (ФП— фильтр присоединении) и кривые изменения но времени, фазных напряжений (о), шибающей помех от короны на выходе фильтра приемника и„ ф (*) на средней фазе конца А (в) н на кранной фазе ,ф(0 конца / (г)
ня паке гон максимальных помех на средней фаю (рнс 46 33, а).
llopot iy вс чипе 1ЫЮС1И ВЦ-приемника направленной защшы необходимо отстраивать oi пакетов дополнительных помех, а для дифферепци-алыю-фазпой его необходимо оютрапвагь о г пакетов максимальных помех с целью исключения возможное m блокирования дифференциально-фазной защты при их попадании и пау зы между ВЧ-паке-зами обоих прпемо переда! ликов в случае КЗ в зоне дейшвия защты
При специальной фазировке ОМ исключается влияние пакетов максимальных помех чю позволяет снизить уровень порога чувствительности приемника защиты в целом и тем самым повысить перекрываемое saiyxannc какала, иными словами,
увеличить максимальную длину защищаемой ВЦ па которой еще может работать капал
Специальная фазировка ОМ зашиты заклю» ется в следующем
а)	в комбинированном фиш. i ре защшы/| +Ц выделяются симметричные сооавлягощие фаздг которой через 134-обработку подключается ирис»» передатчик, т е рабочей фазы ВЧ-канала защитц
б)	напряжение на выходе ОМ опережает рт зультирующпн век юр токов /| + А/, комбиннро-ванного фильтра на угол, примерно равный W I
С учетом сказанною на том коште I3JJ, где кай осуществляется по геомшричсски средней фазе, пакеты максимальных помех oi короны при ИЗЯ ВЛ с рабочей фазой ВЧ-канала защиты попадал в паузы между 134-паке гамп обоих прпемопереда-чиков При этом размер пакетов максимальных» мех снижен в связи со снижением напряжения поврежденной фазе Для КЗ, нс связанных с рл чей фазой, пакеты максимальных помех попади на ВЧ-иакеты приемопередатчиков, не мешая работе защиты, а в паузы попадают лишь пакеты доп» ишельпых помех Специальная фатировка ОМ» зволяет отстраивать nopoi чувствительности ВЧ-приемника дифференциально фазной защиты,я упоминалось выше, только oi пакетов лотом-тельных помех ог короны при присоединенииВЧ-обработки зашиты к средней фазе
При присоединении ВЧ-обрабшки к крайней фазе на другом конце ВЛ получается такой жеф фскг по перекрываемому затуханию, хотя попей от короны имеют другой характер Последнего^ деляется тем что влияние среднего пакета помехи рие 46 33, г также исключается кроме того,уровень пакетов помех на крайней фазе зпачитми ниже, чем на средней
Панель защиты ПДЭ 2003 выполняется таю» образом, что на выходе комбинированного фиш ра юков выделяются симмшрнчпые составлю щие фазы .4 В этом случае влияние основных» ставляющнх помех oi короны па работу ВЧ-кжа будет устранено, если ВЧ-нрисмоиередатчикп» ключей к фазе А ВЛ
В тех случаях, когда нужно вы телятьсими ричные составляющие фаз 13 и ( , подвод к пане цепей тока и «звезды» напряжения, а также не ключенне перемычек в модуле 23 (МР-505/Щ рис 46.29, в) следует выполнять в соответсп с табл 46 I (подключение цепей «разомкну! треугольника» нс меняется)
В каналах связи по ВЛ для ре лейной защиты» личие высокого уровня помех при КЗ и в норм! ном режиме часто связано с пробоем неправд отрегулированных искровых промежутков, ч которые заземляется грози защизиый трос иа межуточных опорах, с плохим заземлением
Н6.3]
/’ЕЛЕН ПАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
475
Таблица 46.1
Я л		Зажим ь		панели			Положение		пере-
е к W к X Е	Гок ЛИИН»			1 {анряжеппе «1ве мы»			мычекА/з/— ХВЗ в модуле МР-505/1		
О ID Й а ю 0	А	В	С	А	В	С	XBI	ХВ2	ХВЗ
а	Х28	Х29	ХЗО	XI8	XI9	Х20	5—1	2.—Ь	7—3
с	Х29	хзо	Х28	XI9	Х20	XIS	5—6	2—3	7—8
в	ХЗО	Х28	Х29	Х20	XI8	\19	5—4	2—1	7—6
на анкерных опорах, с искрением по арматуре ВЛ. Трос при этом разрезан на каждой анкерной опоре На проводящих тросах, используемых для организации каналов связи, нарушение пх проектного режима заземления также МОЖС1 приводить к высокому уровню помех при КЗ на ВЛ
Все это можег вызвали отказ ВЧ-защиты при КЗ в зоне. Поэзому регулировка искровых промежутков должна проверяться при вводе ВЛ в эксплуатацию, а режим заземления зросов не должен нарушаться в процессе эксплуатации. Указанное непосредственно влияет па надежность срабатывания ВЧ-защнгы.
УСТРОЙСТВО РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ОТКАЗА ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ ИДО 2005
Устройство резервирования отказа выключателей (УРОВ) предназначено для отключения выклю-чателей, смежных с отказав.. У РОВ должно от-
ключить смежные выключатели через которые питается место повреждения, при КЗ па элементе и отказе выключателя (или одного из выключателей) этого элемента УРОВ должно также отключить указанные смежные выключатели при КЗ па элементе в зоне между выключателем и выносными трансформаторами тока, если выключатели элемента отключились — продолжают проходить токи кместу КЗ. Факты отказа выключателя или КЗ между выключателем и зрапсформагорами гока устанавливаются с помощью контроля тока в цепи выключателя после действия его защиты, т.е. реле гока контролируют положение выключателя — включенное или отключенное. Принципиальная схема УРОВ (рпс. 46.34) приводится для подключения элемента через два (и более) выключателя
Для контроля тока в цепи выключателя используются реле тока, включенные в каждую фазу. Один из измерительных элементов KAI реле тока каждой фазы контролирует положение выключателя Q в пусковых цепях УРОВ при КЗ на элементе Э/, а второй измерительный орган КА2 этих реле тока— положение выключателя О в пусковых цепях УРОВ при КЗ иа элементе 32. Оба измеритель
ных элемента включены на одни траисрсакгор, первичная обмотка которою включена в цепь трансформатора тока соответствующей фазы Для исключения срабатывания УРОВ при прохождении в неповрежденных фазах емкостных токов линии (в ряде случаев превосходящих токи удаленных КЗ) предусмотрено устройство емкостной компенсации. В измерительном элементе КА I это устройство подключается к трансформатору напряжения элемента Э/, а в элементе КА2 — к трапсформатору напряжения элемента 32 Устройство емкостной компенсации создает в измерительном элементе реле ток, пропорциональный по модулю емкостному току линии, а по фазе ему противоположный
Пуск УРОВ производится от устройств релейной защиты элементе» 31 и 32, коммутируемых выключателем Q Поэтому приведенная па рис 46.34 схема содержит два аналогичных канала, из которых ниже подробно рассмотрен одни
Пусковые цени УРОВ имеют три входа (KL1 КЕЗ) для защит, действующих па отключение одной фазы при наличии ОАПВ, и один вход (KL-I) для защит, действующих па отключение трех фаз. (Если отсутствуют устройства, действующие но-фазпо, то соответствующие входы перемыкаются.)
При срабатывании защиты 31, действующей па отключение одной фазы выключателя, переключается один из элементов DI. I -D1.3, а при дейст вин защиты па отключение грех фаз, переключаются все три элемента
При наличии тока в одном из зрех (или в трех) измерительных элементов KAIA. КА IB. KAI С переключается один (или три) из элементов D2. / 1)2.3
Для падежной рабозы УРОВ в случае возврата защиты при наличии КЗ предусматривается удерживание пускового сигнала оз реле тока (па схеме не показано). Подхват выполняется иофазно — подхватывается пусковой сигнал от защн зы данной фазы с контролем от реле тока зой же фазза С учетом возможззости кратковременного прерывания тока в цепи выключателя при сто отказе удерживание производится с небольшим замедлением па возврат (0,1 с). С элементов D2 1 U2.3 через D1.12—DE14 сигналы поступают на злемеигы времени D3! -D3.3.
Если выключатель поврежденной фазы исправен, то ои произведет огклзоченззе прежде, чем наберет выдержку времени соответствутощззй элемент времени. После отключения выключателя ззз-мерптельные элементы реле тока возвратцатотся в исходное положение тз исчезает сигнал на входе элемента временгз
Если произошел отказ выключателя, элемент времени наберет выдержку времени и через элементы D1.15 зз D2 7 подаст езптзалы па о з ключение выключателей элемента 32 без последующего АПВ через выходные реле ез о зашит зз сит нал па запрет
476
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рам.
D1.10
Рис. 46.34. Принципиальная схема УРОВ комплекса ПД ) 2005:
выводе Э2
1
На отключение
выключателей Э2
D27
'U
D1.12 D3.I
D1.15
D1.13
D3.2
01
На запрет ТАПВ выключателей Q1
D1.14 D3.3
D1.16
Dl.ll
D2.8
На отключение выключателей Э1

KL1 К13, К1.5 - KL7— сигналы от контактов промежуточных реле в схеме ОАПВ Э/. 32. действующие и отключение фаз А. В, С соответственно. KL4, KL5 — сигналы от параллельно включенных контактов выходит реле, действующие на отключение грех фаз Э1 и Э2
АПВ выключателей ЭЕ При срабатывании защит Э/ через элементы DE7—DE9 подается сигнал без выдержки времени па отключение рассматриваемого выключателя Q параллельно с пуском УРОВ, так называемое действие на себя, которое предотвращает излипшис отключения смежных выключателей при пуске УРОВ, исправном выключателе и нарушении цепи отключения выключателя Q от защит элемента Э1.
Выбор уставок реле тока УРОВ производит^ в соответствии с приводимыми ниже условиями. |
Реле тока должны надежно срабатывать прии| нимаяьных токах КЗ и возвращаться с мииими! ным временем при токах ниже тока возврата Да элементов КА1 и КА2 выполнена независимая рету, лировка тока срабатывания в пределах от 0,0751 ±0,0075 до 0,125 ± 0,0125 А с возможностью » грубления в 2 и 4 раза.
{46.3]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ
477
Выбор уставки компенсации емкостного тока производится с учетом наличия на линии шунтирующих реакторов и режима их работы. Так, при наличии двух и более шунтирующих реакзоров при одностороннем включении линии ток в ней может иметь индуктивный или емкостный характер в зависимости от числа включенных реакторов. Поэтому емкостная компенсация будет снижать результирующий ток в реле в одном режиме и увеличивать в другом. Уставка емкостной компенсации выбирается по условию обеспечения по возможности меньшего тока в реле во всех режимах.
ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ОТДЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ КОМПЛЕКСА ПДЭ 2000
Отдельные устройства комплекса защит линий напряжением 500 кВ и выше, подключенных к шинам ПС через два выключателя с пофазпым управлением, условно представлены на рис. 46.35. Каждый выключатель имеет два соленоида отключения: № 1 и 2.
В состав комплекса входят: основная защита — панель ПДЭ 2003 — направленная и дпффереици-аяьно-фазная ВЧ-зашита, резервные — панель ПДЭ 2001 — дистанционная трехступенчатая защита и ПДЭ 2002 — токовая направленная зашита нулевой последовательности; токовая отсечка от иеждуфазных КЗ и защита от неполнофазных режимов, устройства ОАПВ и ТАПВ — панель ПДЭ 2004.02; УРОВ — панель ПДЭ 2005, а также 134-лриемопсредатчик АПКА-14. Все три панели репейной защиты могут дейез вовать па отключение через избирательные органы ОАПВ (в резервных защитах — только отдельные ступени), а также через свои выходные реле. Перевод на от ключение трех фаз через свои выходные реле може г производиться для каждой защиты в отдельности оперативным персоналом При выводе из действия или неисправности устройств ОАПВ перевод на отключение всех защит через свои выходные реле производится автоматически При срабатывании каких-либо защит на отключение через свои выходные реле, те. на отключение трех фаз, выполняется немедленный перевод устройства ОАПВ также па отключение трех фаз, что предотвращает несинхронное включение линии от ОАПВ.
При действии защит панели ПДЭ 2003, а также быстродействующих ступеней ПДЭ 2001 и ПДЭ 2002 на отключение через ОАПВ разрешается пуск ускоренного ТАПВ (УТАПВ), а при таком же действии ступеней с выдержками времени пуск УТАПВ не производится.
При действии медленнодейст вующих ступеней резервных защит' также запрещается работа УТАПВ
При срабатывании резервных защит реакторов линии, УРОВ реакторов н линии осуществляется запрет ТАПВ.
На панели ИДЭ предусмотрено ускорение при АПВ отдельных ступеней резервных защит как показано на рис. 46.35, 111 ступени защиты панели ПДЭ 2002 и II ступени защиты панели ИДЭ 2001, а также вывод из действия отдельных ступеней защиты ПДЭ 2002, не отстроенных от пеполпофаз-ных режимов.
Если параметры срабатывания дистанционной защиты обеспечивают ее отстройку от качаний в цикле ОАПВ, то предусматривается возможность ввода быстродействующих ступеней панели ПДЭ 2001 в цикле ОАПВ помимо бюкировки при качаниях
При действии защит панелей ПДЭ 2001 и ПДЭ 2002, а также ПДЭ 2004 (АПВ) на отключение трех фаз обеспечивается останов ВЧ-передатчика панели ПДЭ 2003, что повышает надежность отключения КЗ выключателем противоположного кошта липни
От выходных реле всех защит и АПВ предусмотрен пуск УРОВ выключателей Q1 и Q2, причем от панели ПДЭ 2004 — пуск пофазпый.
Выход ПДЭ 2004 воздействует также на включение выключателей
I (елесообразпо выполнить действие основной и резервных защит через свои выходные реле па разные соленоиды отключения На соленоиды отключения № 1 выключателей О1 и Q2 действуют панели ПДЭ 2003 и ПДЭ 2004, а иа соленоиды № 2 — ПДЭ 2001, ПДЭ 2002 и ПДЭ 2005 (УРОВ)
Аппаратура АНКА-14 предназначена для ускорения резервных защит Ит 14 возможных для этих целей используются четыре ВЧ-снгпала При одновременной подаче нескольких сигналов передается па приемный конец один сигнал с меньшим порядковым номером На рис 46 35, б показано возможное использование этих сигналов.
Сигнал № 1 ускоряет действие резервных защит иа противоположном конце линии н запрещает ТАПВ. Посылка сигнала производится при действии резервной защиты реактора, УРОВ реактора и УРОВ линии. На приемном конце отключение по цепи сигнала № 1 контролируется реле тока IV ступени панели ПДЭ 2002 и дистанционными органами 1 ступени ПДЭ 2001 Предусмотрена возможность действия на отключение без контроля измерительных органов, а лишь с контролем включенного положения выключателя линии Это обеспечивает ускорение защит при КЗ в реакторе, сопровождающихся небольшими токами, когда зашита линии может оказаться нечувствительной
Сигнал № 2 ускоряет действие резервных защит на противоположном конце линии и запрещает только УТАПВ. Сигнал посылается при срабатывании медленнодействующих ступеней панелей ПДЭ 2001 и ПДЭ 2002. Па приемном конце цепь отключения ВЧ-сигналом № 2 контролируется реле тока
478
ЗА1ЩП 4 В ’ЗЛЕКГРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Раи
Соленоид отключения № 2 выключателя Q2 Г Соленоид отключения № 2 выключателя Q1
£
ПДЭ 2001
К
2
Ускорение II ступени при АПВ
Одновременная работа дифференциальных защит ошиновок Г/, Т2
Останов передатчика НДЗ
Перевод ОАПВ на отключе ние трех фаз
Запрет УТАПВ Запрет ТАЛ В
& о К о к
QI Пуск
Q2 УРОВ
М о о 2
£
От АПВ
Рис. 46.35. В 1аимоденствш комплекса панелей ПДЭ IWfc а — crpyKiypa взаимодейсташ панелей 11ДЭ 2000. б — цепи пуска и приема ВЧ-сигналм аппаратуры АНКА-14
пдэ 2003	Действие на отключение через избирательные органы ОАПВ		
Действие защиты на отключение через свои выходные реле, вывод или не неправ-ность ОАПВ		Отключение Q1.Q2	
		Перевод ОАПВ на отключение трех фаз	
		Пуск УРОВ	Q1 ^2
Останов ВЧпередатчика
Отключение QI, Q2
Останов передатчика НДЗ		Действие защиты через свои выходные реле, вывод или	неисправность ОАПВ	ПДЭ 2002	
				Отключение через избирательные органы ОАПВ	Без УТАПВ | С УТАПВ
Отключе ние QI, Q2					
Перевод ОАПВ на отключение трех фаз					
Q1	Пуск УРОВ			Запрет УТАПВ	
Q2				Запрет ТАП В	
Вывод в цикле ОАПВ I, II, Ш ступеней				Ускорение III ступени при АПВ	
Перевод ОАПВ на отключен трех фаз
С УТАПВ	|ПускОАПВ|
Без УТАПВ	
Запрет ТАП В	
Запрет УТАПВ	
Ускорение при АПВ	
I	ПДЭ 2004	I	Вывод или неисправ ность ОАПВ				
	Останов передатчика НДЗ				
	Отключе-ние Qi				А
					В
					С
	Включение QI				
	Отключе-ние Q2				А
					в
					с
	Включение Q2				
	Цикл ОАПВ |	Выводи? работы 1-1П ступ ТЗНТ1			
		Вывод быстродействующих ступеней			
Пуск			УРОВ		
л	ВС		А		


Вывод быстродействующих ступеней в цикле ОАПВ помимо блокировки при качаниях
Отключение через избирательные органы ОАПВ
А | В 1 С					л ! В 1 с			
Пуск УРОВ QI					Пуск УРОВ Q2			
ПДЭ 2005								
Откд Q1			Отключение смежного выключателя		Откл. Q2			Отключение смежного выключателя
А	В	С			А	в	с	
а)
5 46 4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ и АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ НС 479
Рис. 46.35. Окончание
IV ступени панели ПДЭ 2002 и дистанционными органами I—111 ступеней панели ПДЭ 2001
Сигнал № 3 ускоряет действие резервных защитна противоположном конце линии без запрета как ТАПВ, так и У ТЛИВ Посылка сигнала производится от выходных реле быстродействующих ступеней защит панелей ПДЭ 2001 и ПДЭ 2002 при действии через свои выходные реле, а также панели ПДЭ 2004 (АПВ) при действии последней на отключение трех фаз. На приемном конце отключение по цепи сигнала № 3 контролируется реле тока IV(Ill)ступени панели ПДЭ 2002 и дистанционными органами 1 ступени напели ПДЭ 2001 В защите панели ПДЭ 2002 возможны прием ВЧ-сигналов №1—3 и действия на отключение с контролем фиксации цикла ОАПВ (без контроля измерительными органами), что потволяет обеспечить отключение поврежденной линии при поступлении этих сигналов в цикле ОАПВ
Сигнал № 4 появляется при срабатывании измерительных органов 111 ступени защиты ПДЭ 2002, атакже 1 и 111 ступеней тащиты напели ПДЭ 2001 и панели ПДЭ 2004. На приемном конце отключение по цепи сигнала № 4 контролируется пусковым органом 111 ступени тащигы панели ПДЭ 2002 и дистанционными органами I и III ступеней панели ПДЭ 2001 Действие цепей отключения от
сигналов № 1—4 предусматривается через выходные реле панелей ПДЭ 2001 и ПДЭ 2002. а сит пал № 4 действует па оз ключение также и через избирательные органы ОА11В
46.4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ НС
При выполнении РЗ, как правило, учитываются следующие виды повреждений и ненормальных режимов работы понижающих трансформаторов и автотрансформаторов (АЗ ) [46.11.
многофазные замыкания в обмотках (для трехфазных трансформаторов и АТ) и на выводах;
однофазные замыкания в обмотках (включая витковые) и на выводах,
внешние короткие замыкания (КЗ),
повышение напряжения па неповрежденных фазах (для трансформаторов ПО кВ. работающих с изолированной нейтралью).
частичный пробой изоляции вводов напряжением 500 кВ и выше;
перегрузка обмоток;
возгорание масла,
понижение уровня мас.за;
«пожар» стали магнит опровода
480
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[РаздЛ
Релейная защита трансформаторов 110 (220) кВ и автотрансформаторов 220 кВ часто выполняется па электромеханической элементной базе (за исключением реле типа ДЗТ21).
Релейная защита автотрансформаторов напряжением 330 кВ и выше выполняется в настоящее время с использованием комплекса защит на микроэлектронной элементной базе. Комплекс разработан и выпускается ННП «ЭКРЛ» и содержит: шкафы основных защит типа П1Э2106 и ШЭ2108, шкаф резервных защит па сторонах ВН и СН типа ШЭ2107, а также шкаф защит ошиновок сторон ВН и СН АТ типа ШЭ2109.
46.4.1. Релейная laimiia трансформаюров 110—220 кВ
ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
Защита от всех видов КЗ в обмотках и па выводах, включая внтковые замыкания в обмотках, — продольная дифференциальная токовая защита Применяется на трансформаторах мощностью 6,3 МВ • А и более. В защите используются реле типа ДЗТ-11. Применение реле серии РНТ-560 в соответствии с [46 8] не рекомендуйся.
Защита может выполняться одним комплектом реле или двумя — чувствительным и грубым. Защита двумя комплектами реле выполняется в тех случаях, когда защита с одним комплектом реле имеет требуемую чувствительность при КЗ на выводах НН трансформатора, но не обладает требуемой чувствительностью при КЗ за реактором.
Защиту двухобмоточных трансформаторов следует выполнять двухрелейной с соединением вторичных обмоток ТТ на стороне ВН в треугольник, а на сгоронс НН в неполную звезду. Для трехобмо-точпых трансформаторов защита должна выполняться трс.хрелейпой с соединением ТТ в треугольник па сторонах ВН и СН и в полную звезду на стороне HI 1
Используемые для защиты ТТ должны удовле-1ворягь кривым предельной кратности при npoie-канин через них токов внешних КЗ. Выбор коэффициентов трансформации ТТ производится с учетом схем соединения их вторичных обмоток и необходимости выравнивания вторичных токов в плечах защиты При этом следует исходить из первичного номинального тока защищаемого трансформатора /ним, если на данной стороне ТТ соединяются в звезду, и тока </37	, если в треугольник.
Расчетные уставки защиты, выполненной одним комплектом реле. Расчет защиты производится в следующей последовательности [46.8].
Определяются первичные токи на сторонах трансформатора, соответсгвующие его номиналь
ной мощности, /ном = S/(J1 Ц,ом), где 5 — и-минальная мощность трансформатора, б'ном — минальное междуфазнос напряжение на соответствующей стороне трансформатора.
Выбираются коэффициенты трансформант К/ ТТ и схемы соединения их вторичных обметит в соответствии с рекомендациями по выполнению защиты.
Определяются вторичные юки в плечах заши-™ 'нои. = ^кы/кг гДе к™ ~ >«>'>ффициеи схемы, равный 1 при соединении ТТ в звезду и Л при соединении в треугольник. С1 орона защищаемого трансформатора с наибольшим током / в дальнейших расчетах принимается за основную
Выбирается сторона, к I Г которой следует подключить тормозную обмотку реле Для двухобмо-точных трансформаторов, в том числе и с расщепленной обмоткой, это сторона НН (в последней случае тормозная обмотка включается насуммуто-ков обеих секций обмотки НН трансформатора) Для трехобмоточных трапсформагоров тормозную обмотку реле следует включать, как правило,щ сумму токов сторон Cl 1 и НН
Определяется минимальное значение тока срабатывания защиты из условия оторойки от броска намагничивающего тока: п = klгдеА—ко-с. з 1111п	ним ’
эффициент отстройки от броска, в первом прибаи-женин может быть принят равным 1,5 и при необходимости, в большинстве случаев, уточнен в сторону уменьшения; 1 ном — поминальный ток трансформатора на основной стороне.
Вычисляется ток срабат ывания реле для основной стороны
с р осн з nun ^с.х осн * 1 осп
Определяется расчетное число витков обмотм насыщающеюся грапсформатора iока (1 ПТ) реле для основной стороны
W — Г' ll осн р с.р с р ОСН •
где Е = 100 А — ма> нитодвижущая сила(МДС) срабатывания реле. В соответствии со схемой реле (рис 46.36) к установке на коммутаторе НТТ при нимается ближайшее целое меньшее расчетной) число витков иосн, набираемое на рабочей м'р и уравнительной иу[1 обмотках или юлько на одной из них.
Рассчитывается ток срабатывания защити, со-ответствующий принятому числу витков w дц основной стороны:
I.
ср*/ осн 1госн ^сх осн
§46.41 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 481
Определяется расчетное число витков обмоток НТТ реле для неосновных сторон:
— ^осн А>си в к неосн.в 1
где и^р — расчетное число витков на к-ii неосновной стороне; к = I или II для трехобмоточных и к = I для двухобмоточных трансформаторов; /осн в и 4неосн в — вторичные токи в плечах защиты на основной и к-й неосновной сторонах, соответствующие номинальной мощности трансформатора.
К установке на коммутаторе НТТ реле (см. рис. 46.36) принимается ближайшее целое (большее нлн меньшее расчетного) число витков и'к
Определяется максимальный первичный ток небаланса при КЗ между тремя фазами на стороне НН трансформатора, приведенный к расчетной стороне.
Унбп - ^ер^одн£ + ЛЦзН^ток ВН + ДЦ?Н*ток СН
W1 расч W1 , н II расч н II , Лток I ~	„	ток 11
"Трасч	и II расч
'к max ’
где Лпер = 1 — коэффициент, учитывающий переходный режим КЗ; Лодн = 0,5—1 — коэффициент однотипности ТТ; е = 0,1 — относительное значение полной погрешности ТТ; Д(/вн и ДС'СН — относительные значения половины суммарного диапазона регулирования напряжения на сторонах ВН и СН; кТ0К вн и/:токСч| —коэффициенты токорас-пределения, определяемые при внешнем КЗ на стороне НН и равные отношению тока, проходящего на сторонах, где регулируется напряжение, к току, протекающему через ТТ на стороне НН; W| расч, "'llрасч и и’1> и’п — соответственно расчетные и принятые числа витков на неосновных сторонах; ^ток! и ^токН — коэффициенты токораспределе-ииядля неосновных сторон, определяемые анало
гично коэффициентам ктк вн и ктк , знак «плюс» используется при одинаковом направлении токов КЗ, например к трансформатору, а знак «минус» — при противоположном, /ктах — максимальное значение тока КЗ, проз екающего через ТТ на стороне НН, где рассматривается повреждение (для трехобмоточных трансформаторов определяется при их параллельной работе на стороне СН), приведенное к расчетной стороне, например к стороне основного питания (при двустороннем питании) или к стороне ВН (при одностороннем питании).
Приведенное выражение для тока /н6п справедливо для грехобмоточного трансформатора. Применительно к двухобмоточному трансформатору в указанном выражении следует исключить третье слагаемое (для стороны СН) и второй член (для неосновной стороны II) в выражении, определяемом по модулю
Определяется расчетное число витков тормозной обмотки реле
ит расч — ^отсЛтб и и р	горм^ё И),
гдеЛотс = 1,5—коэффициент oi стройки; ир —число витков обмоток (или обмотки) НТТ реле, подключенных к стороне НН; /торм — первичный тормозной ток, определяемый при внешнем КЗ между тремя фазами на стороне НН; tg а = 0,75, если максимальная рабочая МДС реле не менее 200 А
Для двухобмоточного трансформатора первичный тормозной ток равен приведенному к расчетной стороне ВН току КЗ, протекающему через'ГТ стороны НН Для трехобмо точного трансформатора при указанном выше включении тормозной обмотки
^горм — ^торм НН “(Лоры СН^в СН Й НН 5
где 'торм НН и 'торм СН — первичный ток, протекающий на сторонах НН и СН соответственно при трехфазном КЗ на стороне НН, приведенный к расчетной стороне; /в сн, /в Нц — вторичные токи в плечах защиты на сторонах СН и НН, соотве тствующие номинальной мощности трансформатора. К установке на реле принимается ближайшее целое большее расчетного число витков тормозной обмотки иторм
Определяется значение коэффициента чувствительности защиты при металлических КЗ в расчетных режимах, когда торможение отсутствует Расчетными являются режимы, обусловливающие минимальное значение тока внутреннего КЗ данного вида. Для двухобмоточных трансформаторов, а также в первом приближении и трехобмоточных коэффициент чувствительности
(тщ (т)	(т) , .	,(3)
Ач	min Асх nfz зАсх п' ’
где mm — минимальное значение периодической составляющей тока в месте КЗ рассматриваем
16-760
482
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. О
Таблица 46 2 Значения коэффициента схемы для разных видов КЗ
Вид КЗ	Место КЗ	о	1 (™) Значение «ск п	
		на стороне У	на стороне Д
к(2)	На стороне У На стороне Д	2(1)	2/Уз (1/-/3) 1
К1”	На стороне У	1	(1/V3)
мого вида т в расчетном режиме, приведенное к стороне основного питания п в предположении, что весь зок КЗ проходит по данной стороне; /с 3 — ток срабатывания зашиты, приведенный к стороне основного питания, к^ — коэффициент схемы в симметричном режиме на стороне и основного питания, равный 1,еслиТТ на этой стороне соединены в звезду, и >/з , если в треугольник; к^^ — обобщенный коэффициент схемы, определяемый схемой соединения обмоток защищаемого трансформатора (если повреждение рассматривается не на стороне основного питания), видом повреждения т, а также схемой соединения ТТ на стороне основного питания Следует иметь в виду, что вышеупомянутое приведение токов к стороне основного питания осуществляется в предположении, что трансформатор имеет схему соединения обмоток У /У
Возможные значения « х п для трансформатора со схемой соединения У/У/Д-11 при условии, что на стороне звезды (У) защищаемого трансформатора ТТ соединены в треугольник (Д), а на стороне Д — в У, приведены в табл 46.2 В скобках даны значе-
, (»>)
пня п для двухрелеииои схемы
Требуется иметь минимальное значение коэффициента кч при КЗ на выводах трансформатора около 2, а при повреждениях за реактором, входящим в защищаемую зону, около 1,5.
Для трехобмоточного трансформатора значение коэффициента чувствительности может быть уточнено с учетом реального распределения токов на его сторонах: ч
ч I X рл 1	ср’
\ л /
где /р™1 — юк в обмотке НТТ реле с числом витков w на стороне и с учетом его знака при металлическом КЗ вида т в расчетном режиме; Ес р = 100 А — МДС’ срабатывания реле
Для трехобмоточных трансформаторов определяется значение коэффициента чувствительности при внутренних металлических КЗ, как правило,
между двумя фазами на стороне 111 1 в режимах,№ гда имеется торможение
к = /•' / /•’	=
ч.торм раб раб с р
X ^раб п и раб л	раб с р ’
л?
где /-’раб — рабочая МДС НТТ реле при рассматриваемом виде металлического КЗ; 6ра(5ср —pafe чая МДС реле в условиях, когда защита находите на грани срабатывания при рассматриваемом КЗ, но через переходное сопротивление, >граб„ — чтило витков обмогок НТТ реле на стороне п; /ра5и-ток в обмотке реле на стороне п с учетом его зван
Магнитодвижущая сила АраС с определяете как проекция на ось ординат точки Д' пересечет характеристики срабатывания реле, соответствуй щей максимальному торможению (рис. 46 37,кривая Г), с прямой, проведенной из начала коордига через точку А с координатами /-раб и Е = = /тори ритОрм - гДе /торм р — гок в тормозной* мотке при рассматриваемом виде металлическою КЗ Указанная прямая является геометрическими-стом точек, соответствующих рассматриваемся) виду КЗ, но не металлическому, а через различии переходные сопротивления (точка начала координат соответствует бесконечно большому переходному сопротивлению, а точка А — его нулевом] значению), поскольку последние влияют только га абсолютные значения токов как в месте КЗ, таким
Рис. 46.37. Характеристики срабатывания реле серии ДЗТ-11 и определение рабочей МДС срабатывания Сра6ср по характеристике максимального торможения:
/— характеристика, соответщвуюшая максимальному торможению; II — то же минимальному
§46 4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 483
отдельных сторонах трансформатора, но не изменяют соотношения между ними. С учетом возможного разброса характеристик реле каждая из координат точки А должна находиться на расстоянии не меньше 10% от соответствующей координаты характеристики I (рис. 46.37).
Требуемые минимальные значения коэффициента^ в данном случае такие же, как и при отсутствии торможения.
Если чувствительность защиты окажется недостаточной, то принятое в первом приближении максимальное значение коэффициента отстройки равное 1,5 может быть уточнено в соответствии с конкретными условиями.
Уточненное значение коэффициента отстройки t при номинальном вторичном токе ТТ на стороне включаемой под напряжение обмотки равном 5 А определяется по выражению, к = 2,1 - 3,7Л*, где Xf = Хс + fcj xj1 * — относительное индуктивное сопротивление контура, в котором протекает ток включения трансформатора на холостой ход; Хс = XC/(UBOM/\ом) — эквивалентное относительное сопротивление прямой последовательности внешней сети; Хв1 * — относительное сопротивление включаемой обмотки в расчетных условиях, Цюм — номинальное междуфазное напряжение аключаемой обмотки, S1IOM — номинальная мощность трансформатора; Xj = 1,15.
Для трансформаторов мощностью 6,3— 63 МВ‘А при включении под напряжение со стороны ВН в первом приближении можно принять Jfj1’ = 0,094 + 0,74(ик%/100), где ик% — напряжение КЗ между включаемой обмоткой ВИ и внутренней обмоткой, расположенной на стержне. Признаком внутренней обмотки является наибольшее значение иК% между этой обмоткой и обмоткой ВН.
При включении трансформатора со стороны СН для любой его мощности Хв^ = 0,037 +
+ (п,%/100), если Ц.в_с > О'кв-Н- и = =0,1 + 0,724(ик%/100) в противном случае, где аг% — напряжение КЗ между обмотками СН и НН.
Приведенное выше выражение для коэффициента отстройки от броска справедливо для его значений, находящихся в диапазоне к = 1,0—1,5. Если при расчете будет получено А'к > 3 , то в этом случае следует принять к = 1.
Расчетные уставки защиты, выполненной двумя комплектами реле. Грубый комплект защиты рассчитывается так же, как и защита, выполненная одним комплектом реле. Минимальный ток срабатывания чувствительного комплекта может быть
принят равным , ,_1п = 0,8/„,,м, где — номи-1	1	V.j XUI1I	МММ	ним
нальный ток трансформатора, а выдержка времени
=0,5—1,0 с
Защита от замыканий внутри бака трансформатора н в контакторном объеме устройства регулирования под напряжением (РПН), сопровождающихся выделением газа, — газовая защита с одним газовым реле, например типа РГТ50 (РГТ80), контролирующим выделение газа из бака трансформатора в расширитель, и с одним газовым реле для контакторного отсека РПН Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями, действующими на сигнал и на отключение соответственно. Ступень защиты, действующая иа отключение, может быть переведена для действия на сигнал Газовая защита коп гак горного отсека РПН выполняется с одной ступенью, действующей только па отключение
Защита от мпоюфазных КЗ на типах НН — максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению. Защита предназначена для отключения КЗ на шинах НИ, а также для резервирования отключения повреждений на элементах, присоединенных к этим шипам. Защита присоединяется к ТТ, соединенным в неполную звезду и установленным в цепи ответвления к выключателю НИ, и к трансформатору напряжения (TH), установленному на соответствующей секции шин НН Защита выполняется двумя реле тока типа РТ-49, фильтр-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М и минимальным реле напряжения типа РН-54/160 Зашита выполняйся с двумя выдержками времени и действует последовательно па отключение выключателя 1111 и па выходные промежуточные реле защиты трансформатора
Расчетные уставки защиты. Ток срабанлва-ния защиты определяется из условия се возврата при протекании через защиту поминального тока стороны НН трансформатора /сз = Хоте/|1им /кв, где к0ТС = 1,2 — коэффициент отстройки; кв = 0,8 — коэффициент возврата реле тока
Первичное напряжение срабатывания фильтр-реле напряжения обратной последовательности определяется из условия отстройки от напряжения небаланса в нагрузочном режиме: 6/2сз = = °.°6^мф ноьо гле ^мф ном — номинальное меж-дуфазное напряжение
Первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения определяется из условия отстройки от напряжения самозапуска двигателей при действии устройства автоматического включения резерва (АВР) и можег быть принято равным 0,7 Е/Мф ном.
Минимальные значения коэффициентов чувствительности защиты по току и напряжению должны быть около 1,5 при металлическом КЗ между двумя фазами на шипах 1111
484
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Pau4q
Первая выдержка времени защиты принимается па ступень селективности Д I = 0,5 с больше максимальной выдержки времени защиты, установленной на секционном выключателе шин НН. Вторая выдержка времени принимается на ступень А/ больше первой
РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ
Защита от внешних многофазных КЗ иа стороне СН трехобмоточиых яраяясформаторов — максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению. Зашита предназначена для резервирования отключения КЗ на ошиновке и шипах СН, а также на элементах, присоединенных к этим шинам. Защита присоединяется к'ГТ, встроенным во втулки СН и соединенным в неполную звезду, и к TH, установленному на шинах СН Защита выполняется двумя реле тока типа РТ-40, фильтр-реле напряжения обратной последовательности типа РПФ-1М и минимальным реле напряжения типа РН-54/160. Защита выполняется с тремя выдержками времени и действует последовательно на отключение секционного выключателя шип СН, на отключение выключателя СН трансформатора и на выходные промежуточные реле защиты трансформатора.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатывания зашиты и первичные напряжения срабатывания комбинированного пускового органа выбираются аналогично парамет рам при защите от КЗ на шинах НН
Первая выдержка времени защиты принимается на ступень Д/ больше максимальной выдержки времени защит присоединений к шинам СН Каждая последующая выдержка времени защиты выбирается иа ступень Д / больше предыдущей.
Защита от многофазных КЗ — максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению. Защита предназначена для резервирования отключения КЗ на шинах НН, а также для резервирования основных защит трансформатора. Защита присоединяется к ТТ, установленным на стороне ВН На двухобмоточнпх и трехобмоточных трансформаторах с односторонним питанием ТТ соединяются в треугольник, а при наличии двустороннего питания — в звезду. Защита выполняется с двумя реле тока типа РТ-40 на двухобмоточных трансформаторах и с тремя реле тока на трехобмоточных В качестве пусковых органов защиты используются комбинированные пусковые органы напряжения защит, установленных на сторонах НН и СН Защита выполняется с одной выдержкой времени и действует на выходные промежуточные реле защиты трансформатора
Расчетные уставки защиты Ток срабатывания защиты выбирается так же, как и для защиты от КЗ па шинах НН
Выдержка времени защиты принимается р»1 ной наибольшей из выдержек времени защипе многофазных КЗ, установленных на сторонах HU J СН трансформатора	У
Защита от внешних КЗ на землю всетяхезф] фективно заземленной нейтралью — токовая»! направленная защита пулевой последовательносм Защита устанавливается па трехобмоточных три»! форматорах с двусторонним питанием и прели значена для отключения внешних КЗ на землю,я! также для частичного резервирования основных» щит трансформатора. Защита присоединяетсякТЦ установленному в цепи заземления нейтралитраю! форматора, и выполняется одним реле тока тип РТ-40. При наличии иа ПС трансформатора ерю земленной нейтралью защита трансформаторами земленной нейтралью выполняется с четырьмя»! держками времени и действует последовательниц отключение выключателя ВП трансформатора; разземленной нейтралью, затем на разделение»! ций или систем шин ВН, далее на отключение ви-ключателя ВН защищаемого трансформатора и» тем на выходные промежуточные реле защип трансформатора. В случае работы обоих трансформаторов ПС с заземленными нейтралями в защип исключается первая выдержка времени.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатыи-ния защиты выбирается по условию согласования; последними ступенями защит от замыканий назем-лю смежных линий ВН. /сз = £отс£ток/сзл, И ^отс = U — коэффициент oi стройки; Аток — коэффициент токораспределения, /с 3 ч — ток срабатывания последней ступени токовой защиты нулево! последовательности смежной линии, с которо! производится согласование
Первая выдержка времени защиты выбирается из условия согласования с последними ступеням защигогКЗ на землю линий ВН Каждая последующая выдержка времени выбирается на ступень hl больше предыдущей.
Защита от симметряячяяьях перегрузок -максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени Защита осуществляется одним реле тока тина РТ-40, включенным на ток одно! фазы Защита присоединяется к ГТ, установлен ным: на двухобмоточных трансформаторах — и стороны ВН, на двухобмоточных трансформатора с расщепленной обмоткой — со стороны НН (для каждой из частей обмотки), на трехобмоточиы трансформаторах с двусторонним питанием -со стороны всех напряжений, при одностороннем питании — со стороны ВН и НН. Защита действуй на сигнал с выдержкой времени
Расчетные уставки защиты Ток срабатывв-ния защиты выбирается по выражению /сз ‘ ^отс^ном^^в’ ^отс — 1’05,/ном номинальны!
§46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 485
ТОК трансформатора (с учетом РП11) на стороне, где установлена защит а; кк = 0,8 — коэффициент воз-арата реле тока.
Выдержка времени выбирается больше максимальной выдержки времени резервных защит трансформатора.
Пример 46.1. Выполнение защиты понижающего трансформатора с двусторонним питанием, работающего через один выключатель на двойную систему шин НО—220 кВ с обходной, через один выключатель на секционированную систему шин 35 кВ и на две секции шин 6—10 кВ через сдвоенный реактор.
Схема зашиты понижающего трансформатора мощностью 25—63 МВ • Л, напряжением ПО— 220/35/6—10 кВ показана па рис 46.38 [46.14].
Основные защиты. 1. От всех видов КЗ в обмотках трансформатора и на выводах, в сдвоенном реакторе и па выводах присоединений к секциям шин НН — общая продольная дифференциальная токовая защита, выполненная одним комплектом реле типа ДЗТ-11 (KAlt'I KAW3)
2. От повреждений внутри бака трансформатора н в контакторном отсеке РНН, сопровождающихся выделением газа, — газовая защита с одним газовым реле KSGI для бака и одним газовым реле KSG2 для контакторного отсека РГ1Н
КА 13
35 кВ
В
А
А В
ПТ
в
с
К обходной системе шин 110—220 кВ
К шинам 110-220 кВ
Q1
С
А
КАЮ
АК1
КАП
К измерительным приборам
АВС
ТА8
Q3
Q4
6—10 кВ
6—10 кВ
[секция
К реле тока устройства охлаждения
К реле тока устройства охлаждения
ТА7
: Г~\КА2 
Ч-> К реле тока устройства
I	охлаждения
Токовая защита нулевой последовательности
Максимальная токовая защита с пуском напряжения, установленная на стороне ВН, и защита от перегрузки
Максимальная токовая защита с пуском напряжения, установленная на стороне СИ, и защита от перегрузки
Максимальные токовые защиты с пуском напряжения на ответвлениях к секциям шин 6—10 кВ и защита от перегрузки
ПТ
/Л-О-И ТАЗ
ТА8
II секция
КАЗ
н
К амперметру
"3 г~
КА12
К измерительным приборамЛ
I-1
tigg1

а)
б)
Рис. 46.38. Схема релейной защиты понижающего трансформатора 110-220/35/6—1(1 кВ при наличии на стороне ВН сборных шин:
а~ поясняющая схема; б, б'— цепи переменного тока; в — цепи переменного напряжения; г — цепи оперативного постоянного тока; д — входные цепи; KQC1—KQC4 — контакты реле положения «Включено» выключателей QI—Q4 соответственно; KQT2—KQT4 — контакты реле положения «Отключено» выключателей
Q2— Q4 соответственно
От трансформатора напряжения I секции шин 6—10 кВ
От трансформатора напряжения I секции шин 35 кВ
Рис. 46.38. Продолжение
От трансформатора напряжения II секции шин 6—10 кВ
Пусковые органы । напрлева
Резервные и другие защиты. 3. Для резервирования отключения многофазных КЗ на шинах НН, а также для резервирования основных защит трансформатора — максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне ВН. Защита содержит три реле тока типа PT-40 (КАЗ— КА5) и реле времени КТ1 Комбинированный пуск выполнен тремя фильтр-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М (Kl'Z.I—KVZ3) и тремя минимальными реле напряжения типа PH-54/160 (KV1—КУЗ).
4. Для резервирования отключения многофазных КЗ на стороне СН — максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне СН Защита выполнена с применением комплекта КЗ-12 (АК1) и дополнительного реле времени КТ2. Комплект защиты КЗ-12 содержит два реле тока КА I, КА2 и реле времени KTI. Комбинированный пуск осущест
вляется фильтр-реле напряжения обратной поем довательности KVZI и минимальным реле шли жения К VI
5 От многофазных КЗ на шипах НН, атам для резервирования отключения КЗ на элемситц присоединенных к этим шинам, — максимален» токовые защиты с комбинированным пускомпош пряжению, установленные на ответвлениях а см циям шин ЫН. Защиты выполнены с использоши ем реле тока типа РЗ -40 (КАб, КА7 и КА8, ИМ реле времени КТЗ, КТ5 Комбинированный пуя осуществляется фильтр-реле напряжения обратм последовательности (KVZ2, KVZ3) и минималки ми реле напряжения (KV2, KV3).
6.	Для резервирования отключения внешним на землю, а также для частичного резервироаам основных защит трансформатора — одноступаМ тая токовая ненаправленная защита нулевой поспи
}46 4) РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 487
+J	KL12r
I гчс,1 ___xvi о------------------т~I
-J^KSGl у KSG2	~^КН1	-	SX1°- КН2				R1J	
х АЖ/ / АЖ^			SX2 	0—0-					
х АЖЗ| М, KL6	^,К£5 Д2					KL1		
J. XT!	КН4		L ап					с	KL2
.	 - я Гр77(РД| 'у, КТЗ	Ki ПАЯ5 U Отз		ДИТЫ	-		KL3		KL4
	при дуговых замыканиях в < КРУ 6-10 кВ ОтУРОВ			1		кгл		
$,КТ5 КТ8								
						R3		
Ш
110-220 кВ
KL6\
	П^7
	U [~\KL8
		rW£Z
KQC3.1 KQC4.1
			KQC22	KA3 ^1
SX4	^KL8	—z—	KQC3.2	KA4 0
SX5	л ^KL9		KQC4.2 -0—0		KA5 ~^~^AK1
Газовая защита	трансформатора
	РПН
Дифференциальная защита	
Выходные промежуточные реле	
Контроль исправности цепей оперативного тока	
Повторители пусковых органов напряжения	
Максимальная токовая защита с пуском напряжения, установленная на стороне ВН	
Максимальная токовая защита с пуском напряжения, установленная на стороне СН	
Максимальные токовые защиты с пуском напряжения на ответвлениях к секциям шин 6—10 кВ	
Защита от перегрузки	
Токовая защита нулевой последовательности	
КН7
SX6 —о—о	»
К промежуточному реле KL10 защиты трансформатора Т2
+0(Т2)
+ШСВ
I KL11 SX7
На отключение шиносоединительного выключателя 110—220 кВ (ШСВ)
+СВ (110-220 кВ)
KL11	SX8
- - . . v 1	На отключение секционного	
выключателя 110—220 кВ (СВ)
1(11	
KL2	На отключение
, KL10	выключателя Q1
SG6
ЕЕ»]---------------
На отключение обходного выключателя 110-220 кВ (ОВ)
АК1 КН9
На отключение выклю-
кнп
На отключение секционного
выключателя 35 кВ (СВ)
KLI
KL2
КТ4
На отключение выключателя Q3
Реле пуска АПВ выключателя Q3
КН13
На отключение
д)
Рис. 46.38. Окончание
488
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рвдй
дователыюсти с реле тока типа РТ-40 (КА 13) и реле времени КТ8, КТ9.
7.	От повреждений в шкафу КРУ НН, имеющих выеоковолыные выключатели, — защиты при дуговых КЗ
8.	От симметричных перегрузок — максимальная токовая защита с тремя реле тока типа РТ-40 (КАК), КАП и КА 12), установленными соответственно на сторонах I3H, СН и НН трансформатора, и реле времени КТ7
Указания по выполнению защит. В продольной дифференциальной токовой защите трансформатора тормозная обмотка реле ДЗТ-11 включена на сумму токов сгорон СН и НН. Отключающий элемент газового реле защиты бака трансформатора посредством накладки SX1 может быть переведен для действия на сигнал. Газовая защита контакторного огсека РПН выполнена действующей только на отключение.
Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне ВН, действует с выдержкой времени реле KTI па отключение всех выключателей трансформатора.
Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне СН, действует с первой выдержкой времени, создаваемой реле КТ2, на разделение секций шин 35 кВ, со второй, создаваемой реле КТ!, на отключение выключателя Q2 и с третьей, создаваемой 1акже реле КТ1, на отключение всех выключавшей трансформатора Последнее позволяет ликвидировать КЗ в зоне между ТТ, к которым подключена защита, и отключившимся выключателем.
Максимальные токовые защиты с комбинированным пуском по напряжению, установленные на ответвлениях к секциям шин НН, действуют с первой выдержкой времени, создаваемой соответствующим реле КТЗ или КТ5, на отключение выключателя Q3 или Q4 (через импульсный контакт реле времени), а со второй выдержкой времени, создаваемой также указанными реле, на отключение всех выключателей трансформатора.
Одноступенчатая токовая зашита нулевой последовательности трансформатора с эффективно заземленной нейтралью действует с первой выдержкой времени, создаваемой реле КТ9, на отключение выключателя ВН трансформатора с раззем-ленной нейтралью, со второй, создаваемой этим же реле времени, на разделение секций и систем шин ВН, с третьей выдержкой времени, создаваемой реле КТ8, на отключение выключателя Q1 и с четвертой, создаваемой также реле КТ8, на отключение всех выключателей трансформатора.
Защиты при дуговых КЗ в шкафах КРУ выключателей вводов к шипам НН действуют одновременно на отключение соответствующего выключа
теля ввода и на отключение всех выключать трансформа юра.
Пуск автоматического ускорения максима пых токовых защит, установленных насторонеС! и на ответвлениях к секциям шин НН, осущесп ется контак тами KQT2, KQT3 и KQT4 реле поли ния «Отключено» выключателей Q2, (?Зи£Мсо^ ветственио Ускорение выполнено с выдеу времени реле КТ2, КТ4 и КТ6.
Предусмотрены самоудерживание выходив промежуточных реле KLI KL5 и последующий тематическое снятие самоудерживания при возим те промежуточного реле KL6, осуществляющий также контроль наличия оперативного тока в зав! те трансформатора.
В целях повышения надежное! и в схеме выпи нено дублирование действия выходных промея точных реле на отключение выключателя
Воздействие защит. В схеме защиты предусмотрены:
группа промежуточных реле KLI KL4, действующих на отключение всех выключателей трав форматора, пуск УРОВ 110—220 кВ и запретАПВ выключателей QI, Q2 и обходного выключатели;]
промежуточное реле KLI0, действующее нам ключение выключателя Q1 или заменяющегося обходного выключателя;
промежуточное реле KLII, действующее нам ключение шиносоединительного и секционном выключателей 110—220 кВ.
Выключаголь Q2 отключается гакже от ре* КТ1 комплекта АК1, а выключатели ОЗ и Q4—a( реле КТЗ и КТЗ соответст венно
46.4.2. Релейная защита АТ 220 кВ мощностью 63—250 МВ-А
ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
Защита от всех видов КЗ в обмотках АТи* выводах, включая витковые замыкания в обил ках, — продольная дифференциальная токовая* шита. На АТ мощностью до 125 МВ • А защита № полняется охватывающей также и тлементы НН(м нейный добавочный трансформатор и реактор). В защите используются реле типа ДЗТ-21. При» ципиальная схема включения реле показана* рис. 46.39. Тормозная характеристика изобрам на рис. 46.40. Реле позволяет осуществлять тори» жение от двух групп ТТ 11ри необходимости тория жения от трех групп ТТ используется приставкам полнительного торможения тина ПТ-1 Длявыри нивания вторичных т оков в плечах защиты могуле пользоваться автотрансформаторы тока (АТТ).
Используемые в защите ТТ должны удовле: рять кривым предельной кратности при протек через них тока внешнего КЗ. Вторичные оба*
§4641 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 489
Рис. 46.39. Принципиальная схема включения реле шпа ДЗТ-21 (ДЗТ-23)
ТТ следует соединять в треугольник па сторонах ВН и СН и в звезду на стороне НН. Коэффициенты трансформации ТТ выбираются, исходя из номинального первичного тока /ном. соответствующего проходной мощности АТ, если ТТ на данной стороне соединяются в звезду, или </3/ присоединении в треугольник.
Расчетные уставки защиты. Расчет защиты производится в следующей последовательности [46.8].
Рис.46.40. Тормозные характеристики реле типа ДЗТ-21 (ДЗТ-23):
значения по осям даны в относительных единицах (по отношению к номинальным токам использованных ответвлений реле): /„--///	:
1	' *Д Д ном.отв ’
'торм ~ 'торм^'торм отв
Определяются первичные токи на всех сторонах АТ, соответствующие его проходной мошно-сти: 'ном = 5/(^Ц1ом), где Ц1ОМ — номинальное междуфазное напряжение.
Выбираются коэффициенты трансформации ТТ на отдельных сторонах в соответствии с рекомендациями по выполнению защиты
Определяются вторичные токи в плечах защи-™ 'ном.в = 'ном‘аЧ. гДе Ас? “ коэффициент схемы, равный 1 при соединении ТТ в звезду и </3 при соединении в треугольник
Выбирается одна, любая, из сторон АТ, принимаемая в дальнейших расчетах за основную (например, ВН).
Определяется необходимость установки на основной стороне выравнивающих автотрансформаторов тока (АТТ). Установка AT I’ необходима, если значение вторичного тока в плече защиты на данной стороне /ном в меньше 2,5 А или больше 5 А В нервом случае используется повышающий АТТ типа АТ-31, во втором — понижающий АТТ тина АТ-32.
Для основной стороны выбираются ответвления трансреактора реле ТАР или выравнивающих АТТ (если они используются на данной стороне) с таким номинальным током „„„ „„„, чтобы вы-поднялось соотношение /огв 11(1М ос11 < /11ОМВОС1)
490
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рам.44
Номинальные токи ответвлений трансреактора реле приведены ниже:
11омер ответвле-
ния ....	123456
Номинальный ток
/отв НОМ -Л	5,0 4,6 4,25 3,63 3,0	2,5
Номинальный ток ответвлений АТТ, удовлетворяющий указанному соотношению, находится по выражению /отв ном осн — /А[[ осн /отв ном.тр > где ^ЛТТосн коэффициент трансформации АТТ на основной стороне (см. ниже); /отв ном тр — номинальный ток ответвления трапсреакгора реле, соответствующий принятому значению АгЛТТосн Для выбора значения ААу гос[| предварительно определяется ряд его расчетных значений /АТТАоС1, = Л,™ в осн7 / /отв ном к • 1 де /отв ном к — номинальный ток Л-го ответвления трапсреакгора; к — номер ответвления
Каждое из uieciH расчетных значений ЛАТТ £ос1, сравнивается с реально возможными значениями коэффициента трансформации АТТ соответствующего типа, приведенными в табл. 46.3 и 46.4. Для используемою па основной стороне типа АТТ выби-раегся из табл 46.3 значение /д-|-|осн , равное одному из расчетных значений ^A-j-p ^0С[|, если таковое имеется в таблице, или ближайшее меньшее расчетного значение, обеспечивающее минимальное относительное отклонение значения выбранного коэффициента трансформации от к-го расчетного значения 11омер расчетного коэффициента ЛАТТ осн , удовлетворяющего одному из указанных условий, определяет номер ответвления трансреактора, номинальный ток которого следует использовать в качестве Щ,, „„„ т_ при расчете номинального тока от-в ним 1 р •	•
ветвлений АТТ на основной стороне
Выбираются ответвления трапсреакгора для неосновных сторон из условия /отв ном неосн < — ^отв расч неосн — ^отв ном осн Люм в неосн ^ном в осн
Если течение номинального тока выбранного О1ветвления трапсреакгора отличается от расчетного значения тока	в целой части или
UI о LJclC i HCUVn
в первом знаке после запятой, то на данной неосновной стороне целесообразна установка выравнивающих АТТ соответствующего типа. В этом случае номинальный ток ответвлений АТТ, удовлетворяющий указанному выше условию, находится исходя нз тока /отв расч неосн, аналогично тому, как это сделано для основной стороны.
Определяются стороны, на которых используется торможение Как правило, торможение следует осуществлять от ТТ всех сторон, принимая при этом значение уставки «начала торможения» /торм нач = в случае одностороннего питания
Таблица 46.3. Возможные значения коэффициента трансформации АТТ типа АТ-31
Значение коэффициента трансформации	11омера ответвлений АТТ, к которым подводятся вторичные токи в плечах защиты	Номера отеплений АТТ, к торым подключается реле
о,13	1—2	I—II
0,15	1—2	I—10
0,16	1—2	1-9
0,17	1—3	I—II
0,19	1—3	I—10
0,20	1—3	1—9
0.22	1—3	1-8
0,23	1—4	I—11
0,25	I—4	I—10
0,27	I—4	1—9
0,29	1—4	1—8
0,30	1—3	1—7
0.31	I 5	I—11
0.34	I 5	I—10
0,36	1—5	1-9
0,39	1—5	I—8
0,40	1—4	1-7
0,43	1—2	1-5
0,44	1—6	I—II
0,48	1—6	I-10
0,52	1—6	1—9
0,53	1—5	1—7
0,56	I- 6	1—8
0,58	1—7	I—II
0,63	1—7	I—10
0.68	1—7	I—10
0,70	1—5	I—6
0,74	1—7	1—8
0,75	I—4	1—5
0,76	1—6	1—7
0,77	1—2	1-3
0,79	1—8	1—II
0,85	1—9	I—II
0,86	1—8	I—10
0,92	1 10	I—11
0,93	1—9	1—10
защищаемого АТ возможно торможение толькоm ТТ приемных сторон, при этом следует принимал /торм нач ^>6
Выбираются ответвления промежуточных трансформаторов тока ТА цепи торможения и пристана дополнительного торможения (при ее использовании) из условия /отв торм ном < /Отв.торм расч ’ = / ном в/^АТТ- где *АТТ — коэффициент трансформации АТТ на стороне, где осуществляется торможение (при отсутствии АТТ на данной стороне следует принять Аа-|-| = I).
{46.4) РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 491
Таблица 46 4. Возможные значения коэффициента трансформации АТТ типа АТ-32
Значение коэффициента трансформации	Номера ответвлений АТТ, к которым подводятся вторичные токи в плечах защиты	Номера ответвлений АТТ, к которым подключается реле
1,08	1—4	1—3
1,09	1—3	1—2
1,18	I—4	1—2
1,25	I—11	1—10
1,27	1—7	1—6
1,28	1—8	1—7
1,29	1—5	1—4
1,39	1—5	1—3
1,52	1—5	1—2
1,56	I—11	1—9
1,60	I—10	1—8
1,61	1—7	1—5
1,62	1—8	I	6
1,63	1—6	1—4
1,64	1—9	1—7
1,77	I	6	1—3
1,92	1—6	1—2
2,00	1—11	1—8
2,05	1—10	1—7
2,06	1—8	1—5
2,07	1—7	I—4
2,08	1—9	1 —6
2,24	1—7	1—3
2,44	1—7	1—2
2,56	1—II	1—7
2,60	1—10	1—6
2,64	1—9	1—5
2,66	1—8	1—4
2,87	1—8	1—3
3,13	1—8	1—2
3,25	1—II	1—6
3,30	I —10	1—5
3,40	1—9	1—4
3,68	1—9	1—3
4,00	1—9	1—2
4,13	I—11	1—5
4,25	1—10	1—4
4,60	I—10	1—3
5,00	1—10	1—2
5,31	1—11	1—4
5,75	I—II	1—3
6,25	I—II	1—2
Номера ответвлений ТА и их номинальные токи приведены ниже:
Номер ответвления. .12	3	4
кормном. А 	5,0	3,75	3,0	2,5
Когда разница между расчетным током и ближайшим меньшим номинальным током ответвления
больше, чем между расчетным током и ближайшим большим номинальным током ответвления, целесообразно принять к использованию последнее
Определяется первичный ток, соответствующий началу торможения:
торм. нач п
ном
2 отв торм ном I ^отв торм расч I
,	2отв торм ном II ,	2отв торм ном III I
токП /	+ ток!!! /	*
отв торм расч 11	отв торм расч III)
где к — коэффициент, принимаемый равным 0,5 ПРИ /торм. нач = 10 и 1,2 при /торм нач = 0,6 (в последнем случае также следует исключать из приведенного выше выражения первое слагаемое — для стороны I); Аток1, ^токц и Аток1ц — коэффициенты токораспределения для сторон I, II и III соответственно в расчетном нагрузочном режиме (обеспечивающем максимальное значение /торм нач п).
Определяется первичный ток небаланса в режиме, соответствующем началу торможения:
Л|б торм нач
^пер^однЕ + А,;С|ЛгокСН +
Лотв.расч Л отв ном ^2отв расч ^2отв ном Лоте расч	Лоте расч
торм нач п ’
где Лпер = I — коэффициент, учитывающий переходный режим; А:одн = 0,5—1,0 — коэффициент однотипности ТТ; е = 0,05 — относительное значение полной погрешности ТТ; Д[/Ср| — относительное значение половины суммарного диапазона регулирования напряжения на стороне СН; А:токСН — коэффициент токораспределения для стороны СН, определяемый в том же расчетном режиме, ЧТО и /ТОрмначп, Лотърасч, Лотв.расч и Лота ном’ Лотв ном — соответственно расчетные и номинальные токи принятых ответвлений АТТ или трансреакторов для неосновных сторон I и II.
Определяется минимальный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения из двух условий: отстройки от первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения, /сз = = *отс/нб.торм.нач, ™е Л,тс = К5 ~ коэффициент отстройки и несрабатывания защиты от переходного тока небаланса внешнего КЗ, Л,, = 0,3/„„„. За расчетное значение /сз принимается большее из двух полученных.
Определяется относительный минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения /cpmin = /езАсх)/(АГ//отвном) Все величины в
492
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд.|
данном выражении принимаются для расчетной стороны, которой является та неосновная сторона, где номинальный ток принятого ответвления АТТ или грансреактора в большей степени отличается от расчетного тока ответвления, если с этой стороны возможно включение защищаемого АТТ под напряжение
Определяется максимальный расчетный ток небаланса /нб расч при внешнем КЗ между тремя фазами на стороне СН, Указанный ток находится на основе выражения для /нбторм нач (см. выше) с заменой в нем	_ на максимальный ток КЗ
nd I li
I „ m_v, а также с учетом kn„n = 1,5—2,0 и e = 0,1. IX 11IdA	J	1ICI)
Определяется коэффициент торможения реле ,	.	^ном в осн	.
яо1с*нбрасч /	— * ср mm
.	_____________отв ном осн__________
Лторм —	/
у .	2 отв торм расч
	* горм нач 1	торм нач
отв торм.ном
где Аотс = 1,5 — коэффициент отстройки, /н6расч — относительное (но отношению к /,,„„) значение тока Л.брас.и °’5 Е'зорм вач ~ полусумма относительных (по отношению к /) первичных тормозных токов при внешнем КЗ на стороне СН
Принимается ток срабатывания отсечки 6/отв „ом , если ответвления рабочей цепи реле выбраны приблизительно равными вторичным юкам в cooi ветствующих плечах защиты, и 9/отв ном в противном случае.
Определяется коэффициеш чувствительности ,(/»)	,(т) ,(пГ) , ,.,	,(3) .
кч = (7к иш. Лсх ,з т.п кез J • исх°да И3 М11‘
пималыюго первичного тока / m|n рассматриваемого вида (ш) КЗ и минимального тока срабатывания защиты /с 3 т|п аналогично тому, как это рекомендовано в § 46.4 1 для защиты с реле типа ДЗТ-11
Использование при расчете коэффициента минимального тока срабатывания обусловлено тем, что тормозная характеристика реле (рис. 46.40) имеет горизонтальный участок, который и определяет ток срабатывания защиты на грани ее срабатывания при КЗ через соответствующее переходное сопротивление В действительности защита несколько затру бляе гея вследствие торможения током нагрузки.
При КЗ на выводах автотрансформатора требуется иметь минимальное значение коэффициента
= 2.
Чувствительность дифференциальной токовой отсечки не определяется, поскольку она является вспомогательным элементом.
Защита ог замыканий внутри бака АТ н в контакторном объеме РПН, сопровождающих
ся выделением газа, — т азовая защита с одним! зовым реле, контролирующим выделение гам бака в расширитель, и тремя газовыми реле® контакторного объема РПН (на AI мощностью 13 и 200 МВ • А) или одним реле давления (для Я мощностью 63 МВ • А). Газовая защита бака АТ 1» полняется с двумя ступенями, действующими1 сигнал и на отключение соответственно. Зацп контакторного объема РПП выполняется с одя ступенью, действующей только на отключение.
Защита от всех видов КЗ в обмотках и таи водах линейного регулировочного трансфер» тора, в реакторе и на выводах присоедииешм секциям шип НН — продольная дифферента» ная токовая защита с реле типа ДЗТ-II. Защитауя танавливается, koi да мощность АТ больше илирп! на 125 МВ - А Защита присоединяется к ТТ, вс™ енным во вводы ПН АТ, и к выносным ТТ наотвеп-лениях к секциям шип ПН Тормозная обмотка pd включается на сумму токов выносных ТТ
Расчетные уставка защиты. Ток срабатывв. ния зашиты выбирается из условия отстройкия! броска намагничивающего тока в perулировотнй трансформаторе при его включении под напряю ние /с 3 — Аотс/л рег ном Ап, где Аотс — 1,2 1,5-коэффициент отстройки, /лрег|10м —номинала ный ток линейного регулировочного трансфер» тора; кп = (/лдобп)ах/('ном — коэффициента» формации последовательного тралсформиои £/п nnfi пеа — максимальное линейное добавочное напряжение; t/HOM — номинальное линейное ни пряжение pci у лировочного трансформатора. I
Коэффициент чувствительности защиты гтрв КЗ между двумя фазами за токоограничивающи реактором к^ должен иметь значение > 1,5.
При огоутствии па стороне НИ линейного рот лировочного 1рансформатора ток срабатывании щиты определяется по условию обеспечения пра КЗ в защищаемой зоне кч > 2
Зашита оа замыканий внутри бака и имя такториом объеме РПП линейного регулиревп ого арапсформагора, сопровождающихся вы делением газа, — газовая защита с одним газов» реле для бака трансформатора и одним реле давания для контакторного объема PI III Газовая запой та бака трансформатора выполняется с двумя оу пенями, действующими на сигнал и отключен, соответшвенно Защита конз акторного o&wi РПН выполняется с одной сзупеныо, действующ только иа отключение.
Защита от многофазных КЗ на шинах НН-4 максимальная токовая с комбинированным лусям по напряжению. Защита устанавливав гея при на» чии на стороне ПН АТ сдвоенного реактора.
Д46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ИС 493
Защита выполняется, действует и рассчитывается так же, как и аналогичная защита, описанная в §46.4.1.
РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ
Зашита от внешних КЗ на землю — токовая ступенчатая защита нулевой последовательности Защиты устанавливаются на сторонах ВН и СН Обе защиты могут быть направленными с числом ступеней до трех, что определяется условиями их согласования с аналогичными защитами линий в сетях ВН и СН. Защиты присоединяются к ТТ, встроенным во вводы ВН и СН. Защиты выполняются с использованием панели КЗ-15 с тремя выдержками времени и действуют последовательно на отключение секционного или шиносоединительного выключателя ВН (СН), на отключение выклю-чнгеля своей стороны и на выходные промежуточные реле защиты АТ.
Расчетные уставки защиты. Первичный ток срабатывания отдельных ступеней выбирается из условий согласования по чувствительности с соответствующими ступенями защит линий от КЗ на землю на стороне, где установлена защита, а также но условию отстройки от утроенного тока нулевой последовательности в месте включения защиты в возможных неполнофазных режимах указанных линий.
Выдержки времени отдельных ступеней определяются из условия согласования с соответствующими ступенями защит от КЗ наземлю смежных линий.
Защита от внешних несимметричных КЗ — токовая защита обратной последовательности. Защита предназначена для резервирования отключения внешних несимметричных КЗ и для резервирования основных защит АТ. Защита устанавливается на стороне ВН и выполняется направленной в сторону сети ВН и ненаправленной в сторону сети CEL Такое выполнение предполагает наличие меньших, чем в сети СН, выдержек времени у защит линий в сети ВН Защита присоединяется к ТТ, встроенным во вводы ВН, и к TH на этой же стороне. Направленная защита выполняется фильтр-реле тока н направления мощности типа РМОП-2, а ненаправленная — фильтр-реле тока типа РТФ-1М. Защита выполняется с тремя выдержками времени и действует аналогично токовой защите нулевой последовательности.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатывания защиты обычно выбирается из условия согласования по чувствительности с наиболее чувствительными ступенями токовых защит нулевой последовательности линий для расчетных видов КЗ —замыкания одной фазы или двух фаз на землю — с учетом токораспределения в схемах замещения нулевой и обратной последовательности.
Выдержки времени выбираются по условию согласования с наиболее чувствительными ступенями указанных защит линий.
Защита от внешних симметричных КЗ — максимальная токовая защита с пуском по напряжению. Она является дополнительной к токовой защите обратной последовательности, устанавливается там же и выполняется с реле тока типа РТ-40 и минимальным реле напряжения PH-54/I60.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатывания защиты выбирается обычно из условия отстройки от номинального тока АТ на стороне ее установки Первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения выбирается из условия обеспечения его возврата после отключения внешнего КЗ
Выдержка времени выбирается из условия согласования с наиболее чувствительными ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих элементов
Защита от внешних многофазных КЗ па сю-роне НН АТ — максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению. Защита предназначена для резервирования основных защит стороны НН, а также при наличии одиночного реактора для защиты шин НН и для резервирования отключения КЗ на присоединениях к этим шипам. Защита присоединяется к ТТ, встроенным во вводы НН АТ, и к TH, установленному на стороне НН. Она выполняется с реле тока типа РТ-40, фильтр-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-IM и минимальным реле напряжения типа PH-54/I60. При наличии одиночного реактора защита выполняется с двумя выдержками времени и действует последовательно на отключение выключателя ПН и на выходные промежуточные реле защиты АГ. 11ри наличии сдвоенного реактора защита действует только на выходные промежуточные реле.
Расчетные уставки защиты Ток срабатывания защиты и первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения выбираются так же, как и для защиты от симметричных КЗ. Первичное напряжение срабатывания фильтр-реле напряжения обратной последовательности принимается, исходя из минимальной уставки реле РНФ-IM, равной 6 В.
Выдержки времени определяются по условию согласования с соответствующими защитами на стороне НН.
Защита для обеспечения согласования защит от многофазных КЗ линий, подходящих к ПС, с защит ой АТ, а также для дальнего резервирования в сетях ВЦ и СН — дистанционная защита с одной или двумя ступенями действия. Защита может устанавливаться на стороне ВН или СН или же на обеих сторонах. Установка защиты целесообразна, если II ступени дистанционных защит линий с противоположной стороны от шин данной ПС
494
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд«
имеют недостаточную чувствительность при их отстройке от КЗ за АТ, а также если она улучшает дальнее резервирование в сетях ВН и СН. Защита вынолняеяся отдельной панелью типа ПЭ 2105. Защиты присоединяются к ТТ, встроенным во вводы ВН и СН, и к TH, установленному на стороне НН
Расчетные уставки защиты выбираются в следующей последовательности [46.8]:
определяется первичное сопротивление Срабатывания I ступени защиты из условия согласования с I ступенями дистанционных защит смежных линий сети, в сторону которой направлена данная ступень,
определяется первичное сопротивление срабатывания II ступеней защиты по условию обеспечения требуемой чувствительности при каскадном отключении металлического КЗ в конце смежных линий,
выбираются выдержки времени I и II ступеней из условия согласования с I ступенью дистанционной защиты линий для 1 ступени и с III ступенью защиты линий для II ступени.
Зашита от неполнофазиых режимов — токовая защита пулевой последовательности с пуском от реле непереключения фаз Для защиты используется реле пока III ступени токовой защиты нулевой последовательноеги Защиты устанавливаются па сторонах ВН и СН при использовании на этих сторонах выключателей с пофазным приводом.
Расчетные уставки защиты. Выдержка времени зашиты отстраивается от времени действия реле контроля непереключения фаз.
Защита от симметричных перегрузок — максимальная токовая защита в однофазном исполнении. Защита устанавливается на сторонах ВН, СН и со стороны выводов обмоток АТ к нейтрали и выполняется с реле тока типа РТ-40 и реле времени, действующим на сигнал.
Расчетные уставки защиты выбираются так же, как и для аналогичной защиты, описанной в § 46.4.1.
Защита от замыканий иа землю иа стороне НН АТ (контроль изоляции) — максимальная защита напряжения нулевой последовательности. Защита выполняется посредством реле напряжения типа РН-53/60Д, подключаемого к TH, установленному на вводе НН АТ, и реле времени, действующего на сигнал
Расчетные уставки защиты. Напряжение срабатывания защиты принимается, исходя из минимального напряжения срабатывания реле, равного 15 В. Выдержка времени принимается около 9 с.
Пример 46.2. Выполнение защиты понижающего АТ с двусторонним питанием, работающего через один выключатель на двойную систему шин 220 кВ с обходной, через один выключатель на двойную секционированную систему шнн 110 кВ с обходной и на две секции шин 6—10 кВ через линей
ный добавочный трапсформаюр и сдвоенный ре» тор. Схема защиты понижающего АТ мощность» 125, 200 МВ • А, напряжением 220/110/6—ЮкВп-казана на рис. 46.41 [46.14].
Основные защиты АТ.
1	От всех видов КЗ в обмогках, а также наш водах и ошиновке ВН и СН — продольная диффе ренциальная токовая защита с реле типаДЗТ-21 (А КIV/)
2.	От повреждений внутри бака АТ и в копт» торных объемах РПН, сопровождающихся выдан-нием газа, — газовая защита с одним газовым ре» KSG1 для бака и тремя т азовыми реле KSG3—KS0! для контакторных объемов РПН (рис. 46 41, г)
Основные защиты элементов цепей НН.
3.	От всех видов КЗ в обмотках и на выводах»' бавочного трансформатора, в реакторе, на выводи и ошиновке НН АТ, атакже на выводах присоединений к секциям шип 6—10 кВ — общая продольна дифференциальная токовая защита с реле тип ДЗТ-11 (КА W/—KA Н'З)
4.	От повреждений внутри бака и в контактор-ном объеме РПН добавочного трансформатора, й-провождающихся выделением газа, — газовая» щита с газовым реле KSG2 для бака и реле давлена KSPI для контакторного объема РПН.
5	От многофазных КЗ на секциях шинНН-максимальные токовые защиты с комбинироии-ным пуском по напряжению, установленные на ответвлениях к секциям шин 6—10 кВ. Защиты ян-полнены с использованием комплектов типаK3-U (АК5 иАКб). Комплект КЗ-12 содержит два релето-ка КА/, КА2 и реле времени КП. Комбинированный пуск осуществляется фильтр-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1Ы (KVZ2, KTZ3) и минимальными реле напряжена типа PH-54/I60 (КГ5, КГб)
Резервные и другие защиты.
6.	Для резервирования отключения несимметричных КЗ на сторонах BI 1 и СН, а также для резервирования основных защит АТ — двухступенчата токовая защита обратной последовательности с фильтр-реле тока и направления мощности обратно! последовательности типа PMOI1-2М (KHZ/) и рем времени КТ/ и КТ2, установленная на стороне BR
7.	Для резервирования отключения внешних симметричных КЗ и для резервирования осноиви защит АТ — максимальная токовая защита с минимальным и комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне ВН. Защита выпи-ненас использованием реле тока типа РТ-40 (MJ). Минимальный пуск осуществляется реле напряж» ния типа PH-54/160 (KVI) Комбинированный пуа выполнен фильтр-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-IM (KI ZI) и минимальным реле напряжения КГЗ.
}46.4| РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 495
8.	Для осуществления дальнего резервирования вестях 220 и НО кВ используется дистанционная защита, выполненная панелью типа ПЭ 2105 (АКЗ).
9	Для резервирования отключения КЗ на землю на стороны ВН и СН —трехступенчатые токовые направленные защиты нулевой последователь
ности, выполненные с использованием комплектов КЗ-15 (AKI и АК2). Комплект КЗ-15 содержит реле тока КА!—КАЗ, реле направления мощности KW1, реле времени КТ1, КТЗ, указательные реле КН1, КН2 и выходное промежуточное реле KLI Защиты установлены па сторонах ВН и СН,
К реле тока устройства охлаждения
К реле тока устройства охлаждения
Токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю на стороне ПО кВ
Защита от перегрузки
6)
Дистанционная защита от многофазных КЗ
Рас. 46.41. (Начало.) Схема релейной защиты понижающего АТ 220/110/6—10 кВ при наличии на стороне ВН сборных шин:
а — поясняющая схема; б, б', б" — цепи переменного тока; в — цепи переменного напряжения; г, г', г", г'” — целя оперативного постоянного тока; д, д' — выходные цепи, е — цени сигнализации, KQC1, KQC2, KQC5, KQC6, KQC3, KQC4 — контакты реле положения «Включено» выключателей QI, Q2, обходных выключателей 220 н НО кВ, выключателей Q3 и Q4 соответственно; KQT1—KQT6 — контакты реле положения «Отключено» выключателей Q!—Q4, обходных выключателей 220 и НО кВ соответственно; KL27, KL29, KL28, KL30 —
контакты реле контроля непереключения фаз в схемах управления приводами выключателей QI, Q2, обходных выключателей 220 и ПО кВ соответственно; QSI, QS2 — вспомогательные контакты обходных разъединителей
АТ на стороне 220 и НО кВ соответственно
496
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[РамК
ТА1
AKW1
Дифференциальная защита типа ДЗТ—21
ТА6
„ Г-^-11 LI КА2 !
От трансформаторов тока в цепи обходного выключателя НО кВ через панель перевода
АК4
SG5
<О>
«-»
«-»
ТА6
SG6
<О>
«-»
Дифференциальная защита авто-трансформа™ реле тока УРиВ 220 и 110 кВ и максимальна! токовая защип с пуском напряжения целей стороны 6-10 кВ
TLSP—
TL7~=z:
TL8
ХТ4
° I
«2
-Оз
-04
<5
«6
Приставка дополнительного торможения типа ПТ-1
б')
Дифференциальная защита цепей стороны 6—10кВаято-трансформатора максимальные токовые защип с пуском напряжения на ответвлениях к секциям шин 6—10 кВ и защита ст перегрузки
Рнс. 46.41. Продолжение
§464} РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 497
От трансформатора напряжения I секции или от трансформатора напряжения
I или П системы шин 220 кВ через ионтакты реле-повторителей положения разъединителей выключателя Q1
От трансформатора напряжения
I или II секции (системы) шин 220 кВ через контакты реле-повторителей положения разъединителей обходного выключателя 220 кВ
Токовая направленная зашит обратной последовательности от многофазных КЗ, максимальная токовая защита с пуском напряжения от трехфазных КЗ, токовая направленная зашита нулевой поел едо вательности от замыканий на землю на стороне 220 кВ и защита от перегрузки
От трансформатора напряжения
От трансформатора напряжения TVI
Рис. 46.41. Продолжение
498
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд К
+0 L KSG1	n	KHI		SXIO—I	
KSG2	u	KH2	П	SX2O—1—	
1 k	KSG3 S' KSG4		KH3	U	KH4	
	S' KSG5 S' KSP1	E	KH5	Г	KH6	
	%- KL6		' KL5	L		R2
AKW1
	XT5	XT5 Дифференциаль- 20-IAT4 ная защита XT5 Oil типа ДЗТ-21 Up XT4 ° 10	9 °-	П SX3
АК4
От устройства __
обнаружения пожара
АК5
[7>К7-/П^/о
АК6
От защиты при дуго-
ОтУРОВ 220 кВ
ОтУРОВ ПО кВ
вых замыканиях —к-в КРУ 6-10 кВ
Газовая защита	автотрансформатора	
	линейного добавочного трансформатора	
	устройства РПН автотрансформатора	
Реле давления устройства РПН линейного добавочного трансформатора		
Цепь удерживания выходных 1 промежуточных реле		
Дифференциальная защита автотрансформатора		
Дифференциальная защита цепей стороны низшего 1 напряжения		
Выходные промежуточные реле		
Контроль исправности цепей оперативного тока		
Токовая направленная защита обратной последовательности		направленная ступень
		ненаправленни ступень
Максимальная токовая защита с пуском напряжения		
Оперативное ускорение		
Повторитель положения выключателей Q1 и обходного 220 кВ		
Рис. 46.41. Продолжение
[46 4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 499
Токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю на стороне 220 кВ  	Повторители реле направления мощности
	I ступень
	II ступень
	III ступень
	Выходные цепи
Реле отключения шиносоединительного или секционного выключателя 220 кВ	
Дистанционная защита от многофазных КЗ	
Реле отключения выключателей Q1 и обходного 220 кВ
Повторители положения обходного разъединителя 220 кВ
Автоматическое ускорение при включении QI и обходного выключателя 220 кВ
Оперативное ускорение защит стороны 220 кВ
Защита от неполнофазного режима на стороне 220 кВ
Рис. 46.41. Продолжение
500
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. 46
КТ10
KL14
KL8
Панель типа ПЭ 2105
SX11
KL15
КН21
КН22
KQS3
KTII
КТ12
АК2
О
О
АКЗ
.0 Панель типа
ПЭ 2105
KQS4
KQS3
г")
Рис. 46.41. Продолжение
Повторители реле направления мощности
I ступень
II ступень
III ступень
Выходные цепи
Реле отключения шиносоединительного и секционного выключателей 110 кВ
Реле отключения выключателей Q2 и обходного 110 кВ
Повторители положения обходного разъединителя ПО кВ
Автоматическое ускорение при включении Q2 и обходного выключателя ПО кВ
Оперативное ускорение защит стороны 110 кВ
§464] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 501
Защита от неполнофазного режима на стороне 110 кВ
Повторители пусковых органов напряжения
Максимальная
токовая защита с пуском напряжения цепей стороны НН
Максимальные
токовые защиты с пуском напряжения на ответвлениях к секциям шин 6—10 кВ
Зашита от перегрузки
Реле, предотвращающее неправильное действие устройства koi прол я изоляции
Контроль изоляции пеней ПК
Повторитель пускового органа напряжения
Повторитель органа напряжения, используемого в цепях автоматического ускорения
Повторитель пускового органа напряжения
Рис. 46.41. Продолжение
502
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд 44
+ШСВ (СВ) 220 кВ ЛК1
На отключение выключателя Q1
+2
^KLl
KL2
^KLI5
На отключение шиносоединительного или секционного
выключателя 220 кВ
+0В 220 кВ
-ОВ 220 кВ
На отключение выключателя Q2
+шсвпокв АК2
3X15 На отключение о—о- » шиносоединительною
выключателя 110 кВ
KL19
SG14
На отключение обходного выключателя 220 кВ
На отключение секционного выключателя 110 кВ
+ОВ 110 кВ
-ОВПОкВ
д')
й')
Рис. 46.41. Продолжение
§ 46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 503
Оперативное ускорение защит введено на стороне			ВН
			СН
Работа газовых зашит, переведенных на сигнал			
Сигнальный контакт газовой защиты	автотрансформатора		
	линейного добавочного трансформатора		
Перегрузка			
Неисправность цепей оперативного тока			
Неисправность цепей трансформатора напряжения на вводе НН			
Неисправность цепей трансформатора напряжения 6—10 кВ		I секции шин	
		II секции шин	
Контроль изоляции цепей НН автотрансформатора			
Рис. 46.41. Окончание
10.	Для резервирования отключения КЗ на шинах 6—10 кВ и для резервирования основных защит цепей НН используется максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне НН ЛТ. Защита выполнена так же, как и защита от многофазных КЗ на секции шин НН.
11.	От пеполнофазпых режимов, вызванных не-переключением фаз выключателей АТ на сторонах ВН и СИ, — одноступенчатые токовые защиты нулевой последовательности, выполненные с использованием: на стороне BI 1 — реле тока КА 1 (в AKI), промежуточного реле KL11 и реле времени КТ8 с пуском от реле непереключення фаз К1.27. KL28, на стороне СН — реле тока КА I (в АК2), промежуточного реле KL.I4 и реле времени КТ13 с пуском от реле непереключення фаз KI.29, KL30
12	Ог симметричных перегрузок — максимальная токовая защита с реле тока типа РТ-40 (КА6, КА7 п КА8), установленными соответственно на сторонах ВН, НН и со стороны выводов обмоток автотрансформатора к нейтрали, и реле времени КТ16
13.	От однофазных замыканий на землю на стороне НН АТ — максимальная защита напряжения нулевой последовательности с реле напряжения ти-паРН-53/6ОД (КТ4) и реле времени КТ17.
14.	Для обнаружения пожара АТ — устройства обнаружения пожара.
Указания по выполнению защит. Дифференциальная защита АТ выполнена с током срабатывания (без учета торможения), меньшим номинального.
Для выравнивания вторичных юков в плечах защиты предусмотрены АТТ (77./ 77.9) Торможение осуществляется с трех сгороп, для чего на сгороне НН установлена приставка дополнительного торможения 1ИнаП'1-1 (ATI)
Отключающий злемеш газового реле защиты бака АТ может быть переведен для дсйсшия па сигнал. Газовая защша контакюриых объемов 1’1111 выполнена с действием юлько па отключение
Газовая защита бака добавочного трансформатора и защита давления контакторного объема РПН выполнены аналогично
Продольная дифференциальная токовая защита цепей НН выполнена с включением тормозной обмотки реле па сумму токов ответвлении к секциям шин НН
Максимальные гоковые запишл с комбинированным пуском по напряжению на ответвлениях к секциям шин НН действуют с первой выдержкой времени, создаваемой реле KTI комплектов АК5 и АК6 па отключение выключателя ОЗ или Q4, а со второй, создаваемой этим же реле, на отключетше всех выключателей АГ
Двухступенчатая токовая защита обратной последовательности па стороне ВН имеет направленную в сторону сети 220 кВ ступень, действующую с первой выдержкой времени, создаваемой реле КТ1, на отключение шиносоединительного или секционного выключателя 220 кВ, со второй, создаваемой реле времени КТ5. на от ключепие выключателя QI и с третьей, создаваемой также реле К Т5, на отключение всех выключателей АТ Непаправ-
504
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. W
ленная ступень и максимальная токовая защита от симметричных КЗ действуют с первой выдержкой времени, создаваемой реле КТ2, на отключение шиносоединительного п секционного выключателей 110 кВ, со второй, создаваемой реле времени КТ/О, па отключение выключателя Q2 (или обходного) и с третьей, создаваемой этим же реле, на отключение всех выключателей автотрансформатора.
Дистанционная защита содержит две направленные ступени Первая ступень направлена в сторону сети 110 кВ и действует с первой выдержкой времени на отключение шиносоединительною и секционного выключателей 110 кВ, а далее так же, как н ненаправленная ступень зашиты обратной последовательности Вторая ступень направлена в сторону сети 220 кВ н действует с первой выдержкой времени на отключение шиносоединительного или секционного выключателя 220 кВ, а далее так же, как и направленная ступень защиты обратной последовательности
Трехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательное! и на стороне ВН выполнена с действием каждой ее ступени с тремя выдержками времени Первая и вторая ступени действуют с первой выдержкой времени, создаваемой соответственно реле КТ/ и КТ2, входящими в комплект АК/, па отключение шиносоединительного или секционного выключателя 220 кВ. Третья ступень с первой выдержкой времени, создаваемой реле КТ4, действует аналогично Все ступени защиты со второй и третьей выдержками времени, создаваемыми реле КТ5, действуют соответственно на отключение выключателя Q! (или обходного) и на отключение всех выключателей автотрансформатора
Трехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности па стороне СН выполнена так же и действует аналогично на отключение соответствующих выключателей стороны НО кВ
Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению на стороне НН действует с выдержкой времени реле КТ/ комплекта АК4 на отключение всех выключателей автотрансформатора
Защиты оз’ неполнофазных режимов на сторонах ВН и СН действуют соответственно с выдержкой времени реле КГ8 и КТ/3 па отключение всех выключателей АТ
Устройство обнаружения пожара (УОН) АТ мощностью 200 МВ-А и более действует на отключение всех выключателей автотрансформатора и па пуск системы пожаротушения (последнее с контролем отключенного состояния АТ). Для АТ меиыпей мощности УОП действует на сигнал.
Предусмотрено оперативное ускорение резервных защит на сторонах ВН и СН. На стороне ВН ускоряются I (пли II) направленная ступень защиты нулевой последовательности, направленная ступень защиты обратной последовательности (кон
такт KTI) и соответствующая ступень дистанции-ной защиты. Ускорение реализуется реле КН путем воздействия на выходное промежуточное ptll KLI комплекта АК/ На стороне СН ускоряют аналогичные ступени защит
Автоматическое ускорение защит от ввешии КЗ осуществляется при включении выключателя АТ как от ключа управления, гак и устройством АПВ. При включении выключателя на сторояеВВ или СН ускоряются ненаправленная ступиц» щиты обратной последовательности с максима» ной токовой защн гой от симметричных КЗ, III не-направленная ступень соответствующей защип нулевой последовательности и соответствуют!! ступень дистанционной защиты. Пуск автомата-ческото ускорения осуществляется контактам! реле ускорения KI.22 К/.25 Ускорение выпаяно с выдержкой времени реле КГб тт KTII. Пуст автоматического ускорения максимальных новых защит на ответвлениях к секциям шин НН осуществляется контактами KQT3 и KQT4 рем положения «Отключено» выключателей Q3 н()4 соответственно. Ускорение выполнено с выдерк-ками времени реле КТ/4 и КТ/5.
В целях повышения надежности в схеме выпоь нетто дублирование действия выходных промер-точных реле на отключение выключателя.
Воздействие защит. В схеме защиты предусмотрены
группа выходных промежуточных реле Ш-KL5, действующих на от ключенпе всех выключателей АТ, на пуск УРОВ 220, 110 кВ и запрет АПВ» ключа!елей W, 02.
промежуточное реле KL/2, действующее нам ключенпе выключателя QI или заменяющего его обходного выключателя 220 кВ,
промежуточное реле KLI5, действующее наст-ключенпе выключателя 02 или заменяющею его обходного выключателя ПО кВ.
Шиносоединительные н секционные выключатели на сторонах ВН и СН отключаются выхода» ми промежуточными реле KLI комплектовал АК2 Выключатели Q3 и 04 вводов к секциям ши НН отключаются также реле времени KTI комплотов защиты АК5 и А Кб.
46.4.3. Комплекс релейной зашиты автотрансформаторов напряжением 330 кВ
и выше
ШКАФ ЗАЩИТЫ ТИПА ШЭ 2106
Назначение и состав. Шкаф предназначен дч! защиты автотрансформаторов ог внутренних I внешних КЗ и ненормальных режимов работа! выпускается в двух исполнениях А — длаАТснк пряжением стороны СН 110—220 кВ и Б — дллн> пряжений 330, 500 кВ
}46.4| РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ НС 505
Шкаф исполнения А содержит, продольную дифференциальную токовую защиту АТ, устройство контроля изоляции вводов стороны ВН, защиты от неполнофазных режимов на сторонах ВН и СН, максимальную токовую защиту (МТЗ) с пуском по напряжению на стороне НН, защиту от замыканий наземлю на стороне НН АТ, цепи автоматическою ускорения резервных защит на сторонах ВН и СН, цепи отключения и пуска УРОВ выключателей АТ, входные цепи отключения АТ от внешних устройств, цепи запрета АПВ, цепи пофазного пуска устройств автоматического пожаротушения с контролем отсутствия напряжения на АТ, цепи сигнализации, блоки тестового и функционального контроля шкафа, блок питания и испытательные блоки.
Шкаф исполнения Б дополнительно содержит устройство контроля изоляции вводов стороны СН ндвфференцпальпую токову го защиту трансформатора продольного регулирования напряжения, которую возможно использовать в качестве МТЗ трансформатора поперечного регулирования
Продольная дифференциальная токовая защита. Выполнение ширины Защита выполняется пофазной па основе у инфицированных блоков типа Т162 (рис 46.42), каждый из которых содержит: формирователь рабочею и тормозного сигналов ФРТС, чувствительный орган, дифференциальную отсечку, элемент формирования сигнала отключения 30, а также устройство тестового ТК и функционального ФК контроля. ФРТС формирует рабочий сигнал /р, пропорциональный дифференциаль
ному току, п тормозной сигнал /смторм2 Указанные сигналы пощупают па входы чувствительною органа и дифференциальной отсечки, выходы которых объединены по схеме ИЛИ в 30
Чувствительный орт ан функционирует на основе времяпмпульспого принципа в сочетании с комбинированным торможением от полусуммы модулей токов плеч зашиты и от свободных колебательных составляющих дифференциального тока с частотами выше номинальной (процентное торможение) Последнее повышает отстроенпость защиты от переходных токов небаланса. Характеристики срабатывания защиты (рис 46 43) состоят из горизонтального п наклонного участков с фиксированной уставкой начала торможения /горм н ,, — 1.25
Дифференциальная отсечка повышает надежность срабатывания татцнты при большой кратности тока внутреннего КЗ В целом защита устойчиво срабатывает при внутренних КЗ, сопровождающихся насыщением основных Т'Г, когда последние в установившемся режиме работают с полной погрешностью до 50 %
Требуемая надежность функционирования защиты обеспечивается устройствами функционального и тестового контроля При возникновении неисправности ФК (см рис. 46 42) формирует сигнал «Неисправно», поступающий па запрещающий вход 30, чем предотвращается возможное ложное или излишнее срабатывание зашиты Устройство ТК осуществляет периодический контроль исправного состояния блока путем контроля переключе-
Чувствительный орган
Рис. 46.42. Обобщенная структурная схема фазного ПО (блока типа Т162)
506
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
П'азд.Я
Рис. 46.43. Характеристики срабатывании дифференциальной защиты АТ:
/ — характеристика срабатывания, соответствующая *торм _ ^торм нач = '>25 , /ер 1П1П = 0,2,2 характеристика срабатывания, соответствующая Л10рм = - (),<7- /торм нач ~	’ 7ср min ~	’
Характеристики построены для относительных значений дифференциального Iд и тормозного /торм то-
ков в осях: /„ ♦ л
 7торм = 0.5Ё17вх,1 1=1
п
У /
+ вх /
ния напряжений в специальных точках схемы. Пуск ТК осуществляется специальным реле через вход «Пуск теста» При этом осуществляется перевод блока TI62 в режим тестового контроля с одновременной подачей переменного входного тестового сигнала (от специального встроенного генератора) на один из входов ФРТС. При условии правильного переключения напряжений в контролируемых точках схемы осуществляется формирование сигнала «Исправно».
Элемент формирования сигнала отключения имеет контактный выход, действующий через разделительный диод в цепи отключения АТ, пуска УРОВ, запрета АПВ и пуска автоматического устройства пожаротушения
Блоки TI62 подключаются к вторичным токовым цепям ТТ через выравнивающие трансформаторы Т1.А Последние различаются диапазоном выравнивания токов, числом витков первичной и вторичной обмоток, а также числом ответвлений от обмоток. В качестве примера на рис. 46.44 приведена принципиальная элект рическая схема выравнивающего трансформатора с диапазоном выравнивания 0,25—1,0 А. Варистор RU используется с целью снижения возможных перенапряжений в цепях вторичной обмотки.
Рис. 46.44. Принципиальная электрическая схема выравнивающего трансформатора с диапазоном выравнивания 0,25—1,0 А
Подключение защиты к трансформатора
тока. Возможно подключение защиты к пяти гру» пам ТТ на сторонах ВН, СН и НН АТ. Для всеход-
нофазных АТ с напряжением стороны ВН 330хВ
и выше защита подключается либо к острое™
в АТ трансформаторам тока на всех его сторона, либо к встроенным ТТ только на сторонах ВНиНН
и выносным ТТ на стороне СН. При этом втор» ные обмотки всех групп ТТ соединяются в звезду, чем исключается протекание в дифференциалы»!
цепи периодического броска намагничивавши
тока (БНТ), имеющего меньшую (по сравнение
апериодическим БНТ) длительность бестокиш
пауз, что позволяет в ряде случаев снизить ток срабатывания защиты. Для трехфазных АТ с напри» нием стороны ВН 330 кВ и напряжением сторов СН 110 или 150 кВ защита подключается к ветров ным ТТ на сторонах ВН и СН, соединенным I треугольник, и встроенным в линейные вывода TI стороны НН, соединенным в звезду.
Выбор параметров срабатывания и провора чувствительности. Определяются первичные топ на всех сторонах АТ, соответствующие его но»
нальной мощности. /ном „ = ^„/(УзЦ^у, где SHOM — номинальная мощность трех фаз АТ; Сном — номинальное междуфазпое напряжен*,
Анн = Уз , если ТТ встроены в фазы обмоткиНЦ и Ату]Н = 1, если ТТ встроены в линейные вын* (данный коэффициент учитывается только лря расчете тока на стороне НН).
Определяются вторичные токи в плечах за» ™ 7 ном в = 7номтЛх/7У- ,де *СХ — коэффициеж схемы, равный 1 при соединении ТТ в звезду Уз — в треугольник, К/ — коэффициент три-формации основных ТТ
Осуществляется предварительный выбор НО» нальных токов ответвлений выравнивающихтрев-форматоров тока TLA на всех сторонах АТ В ханстве номинального тока ответвления принимаете одно из его возможных значений (большее ка меньшее), ближайшее к /ном в на данной сторож АТ Возможные значения номинальных токи ответвлений первичных обмоток TLA с различна! диапазонами выравнивания приведены в табл. 46.5,
[Разд. 46		{46 4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 507					
	Н2	Таблица 46.5. Технические данные				Продолжение табл. 46.5	
		выравнивающих трансформаторов			Номинальный	Номера используемых ответвле-	
		Номинальный	Номера используемых ответвле-		ток ответвления 1	А	НИЙ	
-о/			НИЙ			первичной об-	вторичной об-
		। ток ответвления 4>тв ном •			ОТВ.НОМ *		
Или			первичной об-	вторичной об-		МОТКИ	МОТКИ И’2
-og			МОТКИ	МОТКИ W2	Трансформатор с диапазоном выравнивания 0.5—5,0 А		
*1	К2	Трансформатор с диапазоном выравнивания			1.61		112—10
-	1—0		0,25—1,0 А		1.71	Н1—5	112—11
	—оЗ	0,25		И2—7	1,815		Н2—12
		0,27	Н1—К1	H2—8	1,92		112—К2
маторам				Н2—К2	2 09		Н2—10
яти груп-		0,29			2,225 2,36		112—11 Н2—12
[ всех од-		0,31		Н2—7		Н1—4	
4 330 кВ		0,34	Н1—6	Н2—8	2,50		Н2—К2
роенным		0,36		Н2—К2			
					2,61		112—10
торонах, ВНиНН		0,395		Н2—7	2,78	Н1—3	112—11
гвторич-		0,43	Hi—5	112—8	2,95		112—12
в звезду,		0,46	1	'	Н2—К2	3,125		112—К2
(иальной		0,50		Н2—7	3,215		112—10
вающего		0,54	Hl—4	Н2—8	3,42	И1—2	Н2—11
нению с		0.58		Н2—К2	3,63		Н2—12
					3,85		Н2—К2
токовых		0.625		Н2—7			
ток сра-		0,675	111—3	Н2—8	4.18		Н2—10
I а пряже-				112—К2	4,45		112—11
		0,73				Hl—1	
стороны					4,72 5,0		Н2—12
зстроен-		0,79	Hl—2	112—7			Н2—К2
м в трс-		0,85		Н2—8	Трансформатор с диапазоном выравнивания 5—15 А		
оды	гг	0,92		Н2—К2	5,Н		Н2—5
		1,0		Н2—7	5,51	Hl—KI	Н2—6
роверка		1,08	Hl—1	112—8	5,95		Н2— 7
ые токи							
		1,17		Н2—К2	5,96	111—4	Н2—5
) номи-							
		Трансформатор с диапазоном выравнивания 0,5—5,0 А			6,43	Н1—К1	Н2—К2
м*Ни)>		0.50		Н2—10	6,43	Н1—4	112—6
|>аз АТ;		0,53 0,56		Н2—11	6,94		112—7
1женис:			Hl—KI	Н2—12	7,15	Н1—3	Н2—5
					7,50	Н1—4	112—К2
		0,59		Н2—К2			
ки НН,					7,72		Н2—6
1ЫВОДЫ		0,615		Н2—10	8,33	И1—3	Н2—7
<о при		0,65	Hl—9	Н2—11	8,94	Н1—2	Н2—5
		0,69		Н2—12	9,00	Н1—3	Н2—К2
: защи-		0,74		Н2—К2	9,65		Н2—6
и цис нт		0,77		Н2—10	10,41	Н1—2	Н2— 7
езду и		0,82	HI—8	Н2—11	11,25		Н2—К2
		0,87		Н2—12	11,92		Н2—5
транс-		0,93		Н2—К2	12,87	Н1—1	Н2—6
					13,88		Н2—7
		0,995		Н2—10			
							
номи-					15,0		Н2—К2
		1,06		Н2—11			
							
транс-		1,12	Hl—7	Н2—12	Трансформатор с диапазоном выравнивания 10—50 А		
1 каче-					9,0		Н2—2
лается		1,19		Н2—К2	9,72 10.5		112—3
е или		1,27		Н2—10		HI—К1	Н2—4
оронс		1,35	Hl—6	Н2—11	11,3		Н2—5
JB	зт-	1,43		Н2—12	12,3		Н2—6
1НЫМИ . 46.5.		1,515		Н2—К2	13,2		Н2—7
508
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ'
[Раздй
Окончание табл 46 5
Номинальный ток отвеввлепия 7	А 'отв ПОМ ’	Номера используемых ответвлений	
	первичной об-МО ГКИ IV [	вторичной обмотки w2
Трансформатор с диапазоном выравнивания 10—50 А		
13,5 14,3	1—К1 Н1—К1	Н2—2 Н2—8
14,6	1— KI	Н2—3
15,4	Hl—KI	112—9
15,8	I—KI	Н2—4
16,7	Н1—К1	Н2—К2
17.0		Н2—5
18.4		Н2—6
19,9	1— К1	Н2—7
21,4		112—8
23,2		Н2—9
25.0		Н2—К2
27,0		Н2—2
29,2		Н2—3
31,5		112—4
34,0		112—5
36.8	Н1—1	Н2—6
39,7		Н2—7
42,9		Н2—8
46.3		Н2—9
50,0		Н2—К2
Выбирается одна из сторон защищаемого АТ, принимаемая в дальнейших расчетах за основную Если вторичные токи в плечах защиты имеют близкие значения, то за основную принимается сторона основного питания (как правило, сторона ВН), в противном случае за основную принимается сторона, на которой вторичный ток в плече защиты является наиболее близким к выбранному номинальному току ответвления TLA
Определяются расчетные токи ответвлений TLA для неосновных сторон пяги = — ^отв.ном осн Aiom в неосн ном в осн1 г^е Луги ном осн номинальный ток ответвления TLA на основной стороне, /ном в неос„ и / ном в ОС11 — вторичные токи в плечах защиты, соответствующие номинальной мощности АТ, на рассматриваемой неосновной и основной сторонах соответственно Принимается ответвление TLA на неосновной стороне с номинальным током, ближайшим к расчетному.
Определяется первичный ток начала торможения для стороны, обусловливающей наибольшее загрублепие защиты (сторона, где разность между расчетным и принятым номинальным током ответвления TLA максимальна), / т_„ „„„ ,, = — (^торм нач ^*/^отв ном )/^сх> гле ^торм нач “ 1’^5 фиксированная уставка начала торможения; Kt , Ас„, нпм — см выше ЬЛ ’ и I в мим
Определяется первичный ток небаланса i режиме, соответствующем началу торможенщ 1 нб торм.нач.п	нб торм нач п ’ нб торм начп
4-	гпе I'	— k к г
нб.торм нач.и »	нб торм нач.и пер оди 1
х £	«я., п — составляющая тока небалщ
IUpM.Hd4.ll	з
обусловленная различием погрешностей ТТ, Anep = 1 — коэффициент, учитывающий переход ный режим, АОД11 = I — коэффициент однотипной! ТТ. е = 0,05 — результирующая потная погрешность основных и выравнивающих ТТ; /торы11Я1-СМ. выше, /„б тормначп “	^токнарСН *
+ А 1/нн Xток .игр НН У торм начп ~ составляю^ обусловленная регулированием напряжения АТ, Л(7СН иЛОнн —относительные значения (ян-симальпыс) диапазона регулирования напряя-ния (как правило, в сторону уменьшения) наст» ронах СТ I и НН; Аток „агр сн и к ,ок нагр ,|н — коэф-фициенты токораспределення в нагрузочном режиме, соответствующем началу торможения,равные отношению тока нагрузки па сторонах, ц напряжение изменяется при его регулирован i току, соответствующему 5|юм АТ, /"'бтормнад » — I {i [Votb расч(I) ~~Атгв ном( 1 р^отв расч( 1) 1^ток.нац)(1Я — КАугв расч(2) ~Аугв.ном(2) VAjtb расч(2) ^ток.нагр(2))|х х /торм нач п — составляющая, обусловленная неточностью выравнивания токов в плечах защитам неосновных сторонах 1 и 2, 7OTB pac4(|J и /отврап(!) — расчетные значения токов для выбора ответвлений TLA на неосновных сторонах, принимаема равными значениям вторичных токов *в плечах 31-щиты, соответствующим номинальной мощного АТ (см. выше), /отв ном (1)н /отв НОм (2)—номннм-ные токи принятых ответвлений TLA на несено» них сторонах, Аток нагр(|) и А.|ОК 11агр(2) — коэфф» циенты токораспределення в нагрузочном режиме для неосновных сторон, определяемые аналогия» указанному выше. Знак «+» используется при одинаковых направлениях токов паерузки на неосновных сторонах, а «-» при различных направления
Определяется первичный минимальный тот срабатывания чувствительного органа защиты пр отсутствии торможения по следующим условии отстройки от тока небаланса в режиме начала торможения 7С 3 П1П1 — ^огс^нбторм лач гр ^отс * = 1,5 — коэффициент отстройки, /,,6тормвачв -см выше, отстройки о г броска памагничивающе» гока (БНТ) при включении нснагружспного АТпщ напряжение, что обеспечивается, если /сзт|п • = 0,247 ном п, а минимальное значение коэффнци» та торможения Аторм min = 0,34, гле к — коэффиц» ент, учитывающий влияние на отсгроенностьзац-1 ты от БНТ схемы соединения вторичных обмож ТТ; к= 1 при соединении ТТ на всех сторонах вз»
§46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС S09
дуиА= 1,6—1,7 при соединении ТТ на сторонах ВН в СН в треугольник. За расчетное значение тока сра-бэтывания /с 3 mjn расч принимается большее из двух полученных выше.
Для стороны, обусловливающей наибольшее за-фубление защиты. определяется относительный минимальный ток срабатывания чувствительного орга-на /ср min — Ас з nun расч^сх^^/ отв.ном' 1рнНИ-мается уставка /с р min (пр) минимального тока срабатывания, ближайшая большая из возможных, получаемая путем суммирования относительных (по отношению к номинальному току выбранного ответвления TAL на данной стороне) значений ступеней, равных: 0,05; 0,1; 0,2; 0,4, с минимально возможным значением тока срабатывания, равным 0,2.
Определяется принятое минимальное значение тока срабатывания защиты, соответствующее /с.р min (пр)' Ас.з min (пр) — Vс р min (пр)^/ ^отв.ном^ А 'V
Определяется расчетное значение коэффициента торможения для чувствительного органа из условия обеспечения несрабатывания защиты под действием переходного тока небаланса внешнего КЗ, когда его форма оказывается такой, что время-им-пульсный принцип не обеспечивает надежное несрабатывание защиты. При этом торможение в защите следует осуществлять о г токов всех сторон АТ. ПодАторм понимается отношение приращений дифференциального тока и полусуммы значений токов плеч защиты в условиях срабатывания: Аторм = “(^отсУнбрасч п — Л:.з min (пр)//ТОрм.расч п — -/тормнач.п)’ где А'отс = 1.5 — коэффициент отстройки; /„брасчп — максимальный первичный ток небаланса при расчетном внешнем КЗ, определяемый по выражению аналогичному для /„б.торм.нач.п (см- выше) при условии подстановки в него значений Апер = 1,5—2,0 и е = 0,15, а также замены тока„ на максимальный ток внешне-зирм.нач.п
го металлического КЗ /к п1ах и расчета коэффициентов токораспределения как отношения тока КЗ, протекающего на данной стороне, к току на той стороне, где рассматривается КЗ; 0,5Z/TopM расч п — полусумма первичных токов, протекающих на сторонах АТ при расчетном внешнем КЗ без учета тока нагрузки; остальные величины — см выше. К установке принимается значение Аторм, большее расчетного, из следующих возможных: 0,3; 0,5; 0,7; 0,9.
Определяется первичный ток срабатывания отсечки по условию отстройки го БНТ 7СОТСП = = 6.5/„„	К, /кгг. Полученное значение тока
1	MUM I ЬЛ	J
срабатывания отсечки должно также обеспечивать се отстройку от максимального первичного тока
небаланса при переходном режиме внешнего КЗ, т.е. должно иметь место неравенство /с отс Г| > > ^огсЛ.брасчю | де А<г,с = 1,5 — коэффициент отстройки; 1116 ч п — максимальный первичный ток небаланса при расчетом внешнем КЗ, который может быть определен, как указано выше при расчете коэффициента торможения.
В случае, если последнее неравенство не выполняется, следует пересчитать ток срабатывания отсечки по условию отстройки от БНТ для большего принятого значения /О1В ном, а также произвести новый расчет всех рассмотренных выше параметров чувствительного органа защиты.
Определяется коэффициент чувствительности защиты (ее чувствительного органа) в условиях, когда до КЗ через АТ протекает ток нагрузки и в режиме опробования АТ, т.е. при его включении под напряжение с одной из сторон. В первом случае кч ориентировочно может быть определен по выражению кч = /к П1[П/[/с 3 min (пр) + *ТОрм х х	*^торм расч.и — ^торм.нач.п)]’	Ac min МИНИ-
мальное первичное значение периодической составляющей фазного тока (для Г = 0) в точке внутреннего КЗ рассматриваемого вида (/и); 0,5Х/торм расч п — полусумма действующих значений первичных тормозных токов при упомянутом внутреннем КЗ, определяемая с учетом нагрузки, в первом приближении может определяться методом наложения и приниматься равной 0,5(/KB)ln + L/Harp), Х/нагр — сумма действующих значений первичных токов нагрузки, протекающих па сторонах АТ; остальные величины см. выше. При этом значение коэффициента чувствительности кч должно быть больше 2. В противном случае расчет значения кч осуществляется по выражению А: = /„ „„„ / /,. ,, где ток /. , 	I	г» 111111 V. J	з
может быть определен графическим способом, как это показано на рис. 46.45, аналогично защите с реле типа ДЗТ-11 (см. § 46.4.1). Если точка пересечения А' располагается на горизонтальном участке характеристики срабатывания, то при расчете кч следует принять /сз = /гзтт (пр). При расчете чувствительности указанным способом необходимо также для обеспечения надежного функционирования защиты, чтобы точка А находилась от характеристики срабатывания на расстоянии по каждой из осей, не меньшем 20 % соответствующей координаты точки.
В режиме опробования коэффициент чувствительности определяется но тому же выражению, что и вышеприведенное для ориентировочного расчета, но при условии неучета тока нагрузки, т е принимается 0,5Z/3OpM расч „ = 0,5/кт1П Очевидно, что упомянутое расчетов выражение для кч
510
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
ит. 41
Рис. 46.45. Определение коэффициента чувствительности защиты при 0,5E/Haip > 'торм.нач.п
справе дливо при условии, когда 0.5 Х/горм расч п > > /тори нач I, в противном случае кч = = пнп^с з пип Д°">скаегся иметь в режиме опробования кч т1п- 1.5
Чувствительность дифференциальной отсечки не рассчитывается, поскольку она является вспомо-1 агельпым элементом зашиты
Устройство контроля изоляции высоковольтных вводов стороны ВН. Назначение, принцип действия и выполнение. Устройство осуществ
ляет контроль состояния бумажно-маслянойими ции высоковольтных вводов напряжением 500кВ| выше, а также защиту ввода при пробое изоляи Принцип действия КИВ основан на измерении^ чейия составляющей промышленной частоты суш марного емкостного тока вводов трех фаз прирш чем напряжении на них в предположении, что и» более вероятно повреждение одного ввода изтря В симметричном режиме при соответствующей» гулировке устройства значение указанного топ близко к нулю. При пробое отдельных слоев изол ции эквивалентная емкость данного ввода отж тельно земли возрастает, что приводит к увези нию как емкостною тока ввода, так и суммарв тока вводов трех фаз
Измерительная часы. КИВ (рис 46.46) coed жил гри промежуточных трансформатора той Й промежуточный трансформатор напряжения (за схеме не показаны), фильтр тока пулевой послед вательносзи ФТНП, выполненный па основе суп матора и осуществляющий выделение приращена Д /f- емкостноз’о тока поврежденного ввода, части ный фильтр ЧФ, снижающий влияние высшихп моник емкостных токов вводов, сигнальныйСЭ| отключающий ОЭ элементы, блок компенсв БК, осуществляющий формирование компа рующего тока, пропорционального напряже 3 Uq , избиратель поврежденной фазы ИПФ, о.
Рис. 46.46. Структурная схема КИВ
{46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 511
мющий поврежденный ввод, а также предотвращающий ложное срабатывание КИВ при обрыве одной из токовых цепей и блок тестового контроля ВТК.
По цепям тока устройство КИВ подключается через согласующие трансформаторы к измерительным выводам контролируемых вводов, а по цепям напряжения к соединенным в разомкнутый треугольник (фильтр 36/О) обмоткам трансформатора напряжения стороны ВН АТ. Последнее необходимо для предотвращения излишнего срабатывания КИВ при КЗ на землю в сети ВН (СН), а также при возникновении неполнофазных режимов, когда под действием первичного напряжения пулевой последовательности суммарный емкостный ток вводов трех фаз существенно возрастает. Правильное функционирование устройства в указанных режимах обеспечивается путем компенсации увеличения вторичного суммарного емкостного тока балансирующим током, пропорциональным напряжению 3(/0 стороны ВН. При отключении выключателей АТ на стороне ВН осуществляется автоматическое загрубление устройства по току, чем предотвращается его излишнее срабатывание в случае появления напряжения 3 Uo на стороне СН
Принцип действия И ПФ основан на сравнении модуля емкостного тока каждого из фазных вводов с модулем суммы комплексных амплитуд емкостных токов вводов двух других фаз. При отсутствии повреждения изоляции ввода и обрыва одной из токовых цепей имеют место равенства: 11А емк | = ” емк + 4’ емк I ’ 14з емк I ~ I 41 емк + 4' емк I 11 14 емк I = Пл емк + 'в емк I ПРИ э гом избиратель не срабатывает Поскольку модули емкостных то-км вводов равны, то при обрыве одной из цепей емкостного тока вышеприведенные равенства не нарушаются и избиратель также не срабатывает В этом случае с выдержкой времени осуществляется формирование сигнала неисправности КИВ.
На начальной стадии повреждения ввода про-кходит пробой между отдельными слоями его изоляции, что сопровождается увеличением емкостного тока данного ввода. Фильтр тока нулевой последовательности (НП) выделяет приращение тока поврежденного ввода, и если оно превышает уставку срабатывания СЭ, то последний срабатывает н действует на сигнал. При дальнейшем ухудшении изоляции ввода срабатывает ОЭ и действует на отключение всех выключателей АТ, пуск УРОВ и млрет АПВ.
Выбор параметров срабатывания. Устройство КИВ по выходу на сигнал имеет всего три уставки, соответствующие приращению емкостного тока любого из вводов на 5; 7,5 и 10 % по отношению к
значению тока неповрежденного ввода при номинальном напряжении на нем. Уставка по выходу на отключение не регулируется и всегда превышает в 3 раза уставку по выходу на сигнал.
Ток срабатывания устройства КИВ при действии на сигнал рекомендуется принимать минимально возможным, т е. /СС11ГН = 0,051ном _мк	где
V LHIH	HUM СМп пнида
рмк «вопя — емкостный ток ввода при номи-ном емк ввода	*
пальном напряжении
Ток срабатывания устройства КИВ при действии на отключение с учетом вышеуказанною определяется как /	= 0,15/ном емк ввопа.
v.viixJi	ном емк ввида
Выдержка времени устройства при действии иа сигнал выбирается из условия отстройки от максимальной выдержки времени резервных защит элементов сети ВН или СН и регулируется в диапазоне от 0,15 до 9,6 с
Выдержка времени устройства при действии на отключение выбирается из условия отстройки от быстродействующих защит и принимается в диапазоне 1,0—1,3 с.
Защита от иеполиофазного режима на стороне ВН (СН) АТ. Назначение, принцип действия и выполнение. Защита входит в состав шкафа ШЭ 2106 исполнения А и предназначена для ликвидации неполнофазного режима, возникающего на стороне ВН (СН) при иеполпофазпой коммутации выключателя с пофазным приводом АТ па данной стороне. Для схемы РУ шины—авютрансфор-матор защита не используется в связи с отсутствием в ней выключателей АТ В схемах РУ с включением АТ через два выключателя неполнофазный режим возникает при иеполпофазпой коммутации одного из выключателей в условиях, когда второй выключатель отключен Защита реагирует на ток нулевой последовательности на соответствующей стороне АТ, появляющийся на ней при возникновении неполнофазного режима В качестве пускового органа (ПО) защиты используется реле тока 111 ступени защиты нулевой последовательности стороны ВН (СН) шкафа ШЭ 2107. При включении АТ через два выключателя защита срабатывает, если появление тока 3/0 (срабатывание ПО) сопровождается действием реле контроля непереключения фаз одного из выключателей (установлено в схеме управления выключателем), а также срабатыванием реле, фиксирующего отключенное состояние другого выключателя. Если АТ включен через один выключатель, защита срабатывает при срабатывании ПО и действии реле контроля непереключения фаз данного выключателя. Защита выполняется с выдержкой времени, необходимой, в частности, для ее отстройки от времени действия реле контроля непереключения фаз, осуществляющего ликвидацию неполнофазного режима, возникающего при неполнофазном включении выключателя.
512
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд*
При срабатывании защита действует на отключение ЛТ и запрет ЛПВ.
Максимальная токовая защита на стороне III! АТ. Назначение и выполнение защиты. Защита предназначена для резервирования основных защит от многофазных КЗ цепей IIH ЛТ (продольной дифференциальной токовой защиты пеней стороны НН и МТЗ секции шин НН при ее наличии). Защита подключается к ТТ, встроенным либо в линейные выводы (после соединения обмоток НН в треугольник), либо в фазы обмотки НН В последнем случае при соединении вторичных обмоток ТТ в звезду, что имеет место при включении МТЗ в плечо дифференциальной защиты АТ (с целью подключения основной и резервной защит цепей стороны НН к разным вторичным обмоткам ТТ), в защите осуществляется компенсация в фазных токах слагающих нулевой последовательности, возникающих при КЗ на землю в сети ВН и СН. Поэтому к защите кроме фазных токов подводится также ток нулевой последовательности от трех промежуточных ТТ, включенных последовательно в нулевой провод. Число витков первичной обмотки каждого из промежуточных ТТ в 3 раза меньше числа витков его вторичной обмотки, включаемой встречно-параллельно фазному проводу, чем и обеспечивается указанная выше компенсация
В защите имеется комбинированный пусковой орган напряжения, состоящий из минимального ор-I ана между фазного напряжения и максимального органа напряжения обратной последовательности (ОП) Пусковой орган напряжения подключается к TH на вводе НН АТ При его подключении к TH, установленным на питаемых секциях шин НН, и отключении вводного выключателя поврежденной секции после срабатывания зашиты цепь пуска по напряжению шунтируется контактом реле KQC положения «Включено» указанного выключателя, что необходимо для ликвидации КЗ между ТТ и вводным выключателем, поскольку после отключения последнего происходит возврат ПО напряжения В защите имеется возможность выведения из действия ПО напряжения
Защита выполняется с двумя выдержками времени и действует с первой из них на отключение выключателей стороны НН АТ, а со второй — на отключение всех выключателей АТ пуск УРОВ и запрет ЛПВ.
Измерительный орган тока защиты используется также для осуществления контроля наличия тока при дейст вии на отключение дуговых защит в ячейках вводных выключателей КРУ 6(10) кВ.
Выбор параметров срабатывания и проверка чувствительности Ток срабатывания защиты с введенным ПО напряжения при установке на стороне НН реактора или (и) регулировочного трансформатора определяется по следующим выражени
ям 1СЗ = kmclpa6max/kB (условие обеспйет возврата защиты), где koac = 1,2 — коэффищй отстройки; кв = 0,9 — коэффициент возврата qd патока; /рабп1ах — максимальный рабочийтокя роиы НИ (можег быть принят равным поминали» му току реактора или линейного регулировочии трансформатора), а также /с , = *отс/с 3 пред (усл1 вне согласования по чу ветви гельпости спредам щей защитой), где Аотс = 1,1, /сз |]ред —ток срам тывания МТЗ предыдущею элемента, с кото; производится согласование. За расчетное значо /сз принимается большее и з двух полученных.
В случае установки на стороне НН АТ синхр иого компенсатора (СК) ток срабатывания защн определяется только по условию обеспеченши| возврата (в момент времени, предшествующий J батыванию) в режиме протекания через защиту» ка от СК при внешнем КЗ на стороне СН, отхлю» ние которого осуществляется с выдержкой ipei» ни, большей времени срабатывания данной зали ты. При этом следует учитывать наличие в защип выдержки времени, в течение которой ток подла ки от СК затухает до значения, близкого к 2/п||а, т.е. в приведенном выше расчетном выражении» обходимо заменить	на 21,...
[JdU	сих ним
Первичное напряжение срабатывания орпм включенного на междуфазное напряжение, они деляется по следующим выражениям' 1/с  = Цгпп ^^отс^в) (условие обеспечения возврп после отключения внешнего КЗ), где f/min —и» дуфазнос напряжение в месте установки зашит при самозапуске заторможенных двигателей и грузки после отключения внешнего КЗ, определи мое расчетным путем [ориентировочно может би| принято равным (0,85—0,9)См ф ном], (\ф(м, первичное номинальное междуфазное напряжет котс = *'2- Ав = Ь05, а также Ссз = U3an/km ловие отстройки от напряжения самозапуска восстановлении питания), где Сзап — между) ное напряжение при самозапуске двигателейло восстановления питания or АПВ или АВР, опрс ляемое расчетом (ориентировочно может б принято равным 0,7См ф пом), Аогс = 1,2. Зарас ное значение Г/сз принимается меньшее изл полученных.
Первичное напряжение срабатывания орг ОП определяется по выражению = 0,06(,'м ф ном (условие отстройки от напряжет небаланса в нагрузочном режиме).
Чувствительное гь защиты но току проверя при КЗ в расчетной точке и определяется пов| жению кч1 = /кпяп //сз, где /кт1п — первич ток, протекающий через защиту при металл
}46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 513
ском КЗ между двумя фазами в расчетной точке 8режиме, определяющем его наименьшее значение; 1СЗ — принятый ток срабатывания защиты
Чувствительность защиты по напряжению для органа, включенного на междуфазное напряжение, определяется по выражению кч1/ = Uc 3kRIU3 max, где 6/3 max —первичное междуфазное напряжение при металлическом КЗ между двумя фазами в расчетной точке в режиме, определяющем его наибольшее значение, остальные величины — см выше. Для органа напряжения OI I чувствительность определяется как Лч(/2 = l/2 3 min / U2 с з, где U2 3 mjn — первичное междуфазное напряжение ОП в месте включения зашиты прн двухфазном КЗ в расчетной точке в режиме, определяющем его минимальное значение
Значения коэффициентов чувствительности по току и напряжению должны быть не менее 1,5, если звщита является основной, и не менее 1,2 при выполнении защитой функций резервирования.
Выдержка времени защиты выбирается по ступенчатому принципу.
Защита от замыканий на землю на стороне НН АТ. Назначение и принцип действия. Защита предназначена для выявления однофазных замыканий на землю в цепях НН А Г при его работе с отключенными вводными выключателями 6(10) кВ. Защита реагирует на значение напряжения нулевой последовательности и подключается к разомкнутому треугольнику TH, установленного на вводах НН АТ. Защита действует с выдержкой времени на сигнал.
Выбор параметров. Напряжение срабатывания защиты принимается минимально возможным, исходя из минимального напряжения срабатывания се пускового органа, равного 15 В Выдержка времени принимается около 9 с.
Цепи автоматического ускорения резервных защит ВН (СН) АТ. Автоматическое ускорение осуществляется при включении выключателей стороны ВН (СН) от устройства АПВ, а также оз ключа управления. Ускорение осуществляется с контролем отсутствия напряжения на АТ или шинах. Контроль отсутствия напряжения на АТ реализуется блоком напряжения, содержащим минимальный орган полного напряжения и максимальный орган напряжения обратной последовательности. Блок напряжения подключается к TH на выводах АТ Контроль отсутствия напряжения на шинах ВН (СН) осуществляется органом напряжения защиты шин, сигнал с выхода которого поступает в блок логики цепей ускорения, куда подаются также сиг-валы от резервных защит шкафа ШЭ 2107 и схем управления выключателями АТ, фиксирующие их отключенное состояние. При наличии на входах блока логики сигналов отсутствия напряжения на
АТ или шинах, отключенного положения выключателя, атакже срабатывания измерительных органов ускоряемой ступени токовой защиты нулевой последовательности (ненаправленной) либо дистанционной защиты (ее I или II ступени), па выходе блока логики формируется сигнал с выдержкой времени на отключение выключателя ВН (СН), которым производится опробование
Цепи запрета ЛИВ. Шкаф ШЭ 2106 содержит цепи запрета АПВ при срабатывании следующих защит: дифференциальной защиты АТ, устройства КИВ на стороне ВН, МТЗ па стороне НН при ее действии со второй выдержкой времени, дуговых защит ячеек выключателей вводов к тинам НН, а также защит о г неполнофазных режимов на сторонах ВН и СН. Кроме того, в блоке типа JI2I60 логики АПВ имеется вход для действия на отключение с одновременным запретом АПВ при срабатывании защит шкафов ШЭ 2107, ШЭ 2109, тазовых защит, УРОВ и технологических защит АТ.
При подключении дифференциальной защиты АТ только к встроенным ТТ для запрета АПВ в блоке логики устанавливается специальная перемычка В случае подключения защиты на стороне ВН (СН) к выносным ТТ для действия АПВ при КЗ на ошиновке ВН (СН) указанная перемычка снимается При этом учитывается, что одновременное срабатывание дифференциальной защиты АТ и ошиновки ВН (СН) свидетельствует о КЗ на ошиновке ВН (СН). В этом случае для разрешения АНВ в блоке логики JI2I60 имеется разрешающий вход, на который из шкафа ШЭ 2109 поступает сигнал при срабатывании защиты ошиновки
Цепи автоматического пуска устройства пожаротушения АТ. Указанный пуск осуществляется от дифференциальной защиты АТ с контролем его отключенного состояния (напряжение на АТ отсутствует) Контактные выходы пофазных пусковых органов дифференциальной защиты (блоки типа TI62) действуют на срабатывание промежуточных реле пофазного пуска пожаротушения и на пуск органа выдержки времени на возврат, запоминающего факт срабатывания защиты иа время, достаточное для надежного пуска насосов.
Цепи отключения выключателей АТ и пуска УРОВ. Цепи отключения шкафа ШЭ 2106 позволяют воздействовать на отключение всех выключателей АТ от защит данного шкафа, защит шкафов ШЭ 2107, ШЭ 2108, ШЭ 2109, а также защит, расположенных вне шкафов (например, технологических защит АТ), УРОВ и некоторых других
Для выключателей АТ на сторонах ВН и СН предусмотрено как тиристорное, так и контактное отключение, а для выключателей НН —только контактное Для тиристорного отключения имеется восемь тиристорных групп, обеспечивающих трехфазное отключение восьми выключателей с иофаз-
17-760
514
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Раза. К
ным управлением Контактное отключение реализовано посредством реле с герметизированными контактами типа РНГ-10. Воздействие на отключение защиты от неполнофазного режима на стороне ВН (СН) через выходные реле защиты шин ВН (СН) или защиты линии ВН выполнено посредством реле типа РПГ-4.
При наличии у выключателей стороны ВН двух электромагнитов отключения цепи тиристорного отключения шкафа ШЭ 2106 и контактного отключения шкафа ШЭ 2108 объединяются и отдельным кабелем подключаются к одному электромагниту отключения, а к другому электромагниту подключаются аналогично объединенные другие цепи отключения указанных шкафов. При наличии у выключателя только одного электромагнита отключения цепи тиристорного и контактного отключения каждого из шкафов объединяются и отдельным кабелем подключаются к указанному электромагниту.
Цепи пуска УРОВ выключателей сторон ВН и СН содержат восемь контактов быстродействующих реле типа РПГ-4, управляемых теми же сигналами, что и тиристорные блоки отключения. Вторые контакты упомянутых реле воздействуют на выходные промежуточные реле шкафа, осуществляющие контактное отключение выключателей сторон ВН, СН и НН АТ.
Цепи сигнализации. В шкафу реализованы два вида сигнализации: с запоминанием («Сигнал 1») и без запоминания («Сигнал 2»). Сигнализация с запоминанием передается в схему центральной сигнализации, а без запоминания — в регистратор.
Цепи сигнализации с запоминанием содержат светодиоды, расположенные в блоке местной сигнализации типа У1060, сигнальные лампы на двери шкафа («Срабатывание», «Неисправность», «Защита выведена», «Сигнализация не снята»), указательные реле на двери шкафа, а также кнопки сброса местной сигнализации.
ШКАФ ЗАЩИТЫ ТИПА ШЭ 2108
Назначение и состав. Шкаф предназначен для защиты АТ с высшим напряжением 330—750 кВ от всех видов внутренних и внешних КЗ, а также ненормальных режимов работы. Шкаф содержит продольную дифференциальную токовую защиту АТ, продольную дифференциальную токовую защиту цепей стороны НН АТ, МТЗ с пуском по напряжению на ответвлениях к секциям шин НН или максимальную токовую защиту и токовую отсечку реак-тированного ответвления, защиту от перегрузки, цепи газовых защит, УРОВ стороны ВН (СН) АТ при повреждении на стороне НН (УРОВ НН), цепи отключения и пуска УРОВ выключателей АТ, входные цепи отключения АТ от внешних устройств, цепи запрета АПВ, цепи пофазного пуска уст
ройств автоматического пожаротушения и цм сигнализации.
Шкаф имеет два исполнения — А и Б, рш чающихся выполнением измерительного орпв дифференциальной защиты цепей НН. Исполнен А используется при отсутствии на стороне ННм линейного регулировочного грансформии (ЛРТ), а исполнение Б — при его наличии.
Продольная дифференциальная токмим щита АТ. По принципу действия и исполнен данная защита аналогична дифференциальном щите АТ, установленной в шкафу ШЭ 2106,ним назначена для дублирования последней. Залп может подключаться не более чем к трем группе ТТ Как правило, защита подключается на всех ем ронах к ТТ, встроенным в выводы высшего, в него и низшего напряжения АТ Однако для напряжением стороны Cl 1 110—220 кВ допуски ся подключение защиты на указанной сторона выносным ТТ Для однофазных АТ вторичным мотки всех ТТ соединяются в звезду, чем исклюй ется возможность протекания в дифференцпш ной цепи периодического Ы П, следствием чев ляется повышение чувствительности защити м трехфазных АТ вторичные обмотки ТТ настом нах ВН и СН соединяются в треугольник,анасм роне НН — в звезду
При срабатывании защита действует наоткш чение всех выключателей АТ, пуск УРОВ изцм АПВ отключенных выключателей, на пуск НН, а также на подключение цепей местной сим лизации и регистратора.
Выбор параметров срабатывания и проке чувствительности данной защиты осуществляя ся так же, как и для аналогичной защиты «ям ШЭ2106.
Продольная дифференциальная токовяям щита цепей стороны НН АТ. Выполнениев ты. В зависимости от схемы электрических се нений стороны НН АТ защита имеет исполнив! или Б. Первое используется при отсутствии нав роне НН линейного регулировочного трансфля тора, а второе — при его наличии
Пусковые органы защиты выполнены пофам ми. Для исполнения Б пусковые органы р  i ны с использованием унифицированных блоке па Т162, отстроенных от броска намагничивав го тока ЛРТ, принцип действия которых раов рен выше применительно к дифференциальном щите АТ в составе шкафа ШЭ 2106. Для иене ния А пусковые органы реализованы с испощв назем унифицированных блоков типа TI7I, ie цип действия которых рассмотрен ниже прния тельно к дифференциальной защите ошмм шкафа ШЭ 2109.	1
Возможно подключение защиты к пятив пам любых ТТ, осуществляемое через выравнв щие трансформаторы тока	।
[Разд 46
§464] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 515
|я и цепи
Б, раз лиге органа сполнение •не НН АТ |)орматора и.
жоная заполнению альной за-)6, и пред-fi Защита и группам а всех сто* iero, сред-для АТ с опускает-стороне к ичные об* исключа-ренциаль-м чего яв-циты Для на сгоро-, а на сто-
на отклю-1 и запрет /ск УРОВ гой сигна-
про верка ‘ствляют-гы шкафа
кован за-ние защи-их соедини некие А ин на сто-•нсформа-
пофазны-еализова-шоков ти-швающе-р ас смогли ной заме полне-пользова-71, прин-примени-)ШИНОВКИ
яги груп-авниваю-
При срабатывании ПО их контактные выходы через разделительные диоды действуют на отключение выключателей АТ, пуск УРОВ и запрет АПВ 1ыключателей АТ, на пуск УРОВ НН, а также на нодключение цепей местной сигнализации и регистратора
Выбор параметров срабатывания и проверка чувствительности. Определяется первичный ток /Н0М|1, протекающий через защиту в номинальном нагрузочном режиме, с учетом схемы электрических соединений на стороне НН АТ При наличии на стороне НН ЛРТ /ном п ~ 1 п рег.ном» гДе Ал регном ~ но“ ммнальныйток ЛРТ, соответствующий среднему положению устройства переключения При отсутствии ЛРТ,ио наличии реактора /ном„ = /р ном, где /р ном -номинальный ток реактора Если на стороне НН отсутствуют ЛРТ и реактор, то /ном п принимается равным первичному номинальному току ТТ в цепи вводного выключателя 6—35 кВ. При этом Kt укатанных ТТ должен быть не менее 1200/5. При наличии на стороне НН СК и реактированного ответвления к трансформатору собственных нужд (ТСН) искомый ток приближенно определяется как /ном = Чтном +/р ном-гдс/ск ном — номинальный ток СК.
Определяются расчетные токи ответвлений выравнивающих трансформаторов гока TLA для всех плеч защиты по выражению /отв расч = /„ом.п*сх/ l{Ki 4цн), где Асх — коэффициент схемы, равный I ари соединении ТТ в звезду и -/З при соединении в треугольник; К/ — коэффициент трансформации основных ТТ; Анн — коэффициент, равный -/З при определении расчетного тока в плече защиты с основными ТТ, встроенными в фазы обмотки НН АТ, и равный 1, если ТТ встроены в линейные выводы обмотки НН, а также для других плеч защиты.
Выбираются номинальные токи ответвлений TLA для всех плеч защиты, удовлетворяющие соотношению ном < /Отв расч. Возможные значения номинальных токов ответвлений первичных обмо-гок TLA с различными диапазонами выравнивания приведены в табл. 46.5.
Определяется первичный ток начала торможения защиты по выражению /торм нач.п=(/торм нач х х¥от».ном*НН)/Асх’ ГДе {торм.нач ~ °™оси-тельная уставка начала торможения, принимаемая равной 1,0 для исполнения А и 1,25 — для исподне-тмБД/.АннЛхЛтв.ном — см выше-
Определяется минимальный ток срабатывания ищиты /с3 1П|11 при отсутствии торможения в зависимости от схемы электрических соединений стороны НН АТ. При наличии на стороне НН ЛРТ (исполнение Б зашиты) — по условию отстройки от
расчетного первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения (условие отстройки от БНТ расчетным не является): /C3rajn = — ^отснб.торм нач п» 1де ^отс ~ коэффициент огстропки, ^нб.торм нач п — ^нбтормначп + + нб.торм.нач.п + Л/бторм нач п первичный ТОК небаланса в режиме, соответствующем началу торможения, /нбторм.начп — ^пер^одн Е^торм нач п составляющая тока небаланса, обусловленная различием погрешностей ТТ; Anep = I — коэффициент, учитывающий переходный режим; Аодн = I — коэффициент однотипности ТТ; е = 0,05 — результирующая относительная полная погрешность основных и выравнивающих ТТ, /торм нач п — см вы-ше, ^нб.торм.нач.п	АЕ7торм нач и	составляющая,
обусловленная регулированием напряжения на стороне НН; А 6/— относительное значение половины
диапазона регулирования напряжения посредством ЛРТ, / нб.торм .нач. n — । [(/Отв расч( I) — ^otbhom(1)V ^отв.расч(1) ]^ток.нагр(1) + 1(^отв.расч(2) — Ахгвном (2))^ ^отв.расч(2)]^ток.нагр(2) +	+ К^отв расч(г) —
— Л>тв ном(/))^отв расч(/) 1^ток нагрО) торм.нач п с0" ставляющая, обусловленная неточностью выравнивания токов в плечах защиты на сторонах 1,2,...,/ в режиме, соответствующем началу торможения; ^отв.расч( 1) ’ ^отв расч(2)  -••• Л>тв расч(/) расчетные значения токов для выбора ответвлений TLA па сторонах 1,2, ...,/ (см выше);/отвном(1),/отвном(2), ... ..., ^отв ном(/) — номинальные токи принятых ответвлений TLA на сторонах 1, 2, ..., /; Аток „агр(]), *ток.нагр(2)’ *ток.нагр(/) — коэффициенты того-распределения в режиме, соответствующем началу торможения, и равные отношению тока нагрузки, проходящего на стороне 1, 2, ...,/, к току наиболее нагруженной стороны /ном н . Знак «+» использует
ся при одинаковых направлениях токов нагрузки, например в защищаемую зону, а «-» при различных направлениях.
При отсутствии на стороне НН ЛРТ (исполнение А защиты) минимальный ток срабатывания /сзп111| также определяется по условию отстройки от расчетного первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения (без учета составляющей /нб.торм нач п)- Однако расчет по данному условию дает значение /с 3 |Т11|| меньшее, чем значение, соответствующее минимальной уставке ПО С учетом этого принятое значение lc 3 mlll (llpj определяется по выражению /сз min (пр) = (/c.pm.nx х ^'отв ном *НН >Z*cx > гае 7с р mm = °-4 “ относи-тельный минимальный ток срабатывания ПО защиты
516
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разл.4|
Для исполнения Б защиты определяется относительный минимальный ток срабатывания чувствительного органа /срт„, =	х
х Анн ), все величины — см выше. Принн-Mil» НОМ 1 1Г1	•
мается уставка минимального тока срабатывания I „ i 1, ближайшая большая из возможных, + с р mm (пр) получаемая путем суммирования относительных (ио отношению к номинальному току выбранного ответвления TLA на данной стороне) значений ступеней. равных: 0,05,0,1; 0,2, 0,4, с минимально возможным значением тока срабатывания, равным 0,2.
Определяется принятое минимальное значение гока срабатывания защиты, соответствующее Л: р mm (пр)’ з mm (пр) р пип (пр)^/Л>тв ном^сх-
Для исполнения Б защиты определяется расчетное шачение коэффициента торможения для чувствительного органа из условия обеспечения песрабагыванля защиты под действием переходного тока небаланса внешнего КЗ. Расчет выполняется по гем же выражениям (с учетом рекомендаций к ним), что и для дифференциальной защиты АЗ в составе шкафа ШЭ 2106. К установке принимался значение большее расчетного из еле-дующих возможных значений: 0,3; 0,5; 0,7, 0,9, но не менее 0,5
Для исполнения А защиты значения Агт„_,, ос-новного и резервного каналов фиксированы и равны соответственно 0,6 и 1,2
Определяется первичный ток срабатывания отсечки (для исполнения Б) по условию отстройки от БИТ ЛРТ /с отс „ = 10/отв ном К, <гнн /Агсх, все величины см. выше. Полученное значение тока срабатывания отсечки должно также обеспечивать ее отстройку от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме внешнего КЗ, т е должно иметь место неравенство 4mtn> > ^отс^нбрасч.п’ где ^отс — ^нбрасч п максимальный первичный ток небаланса при расчетном внешнем КЗ, который может быть определен аналогично указанному выше при расчете коэффициента торможения.
Определяется чувствительность защиты при двухфазном металлическом КЗ в защищаемой зоне (за ЛРТ или реактором, если они имеются на стороне НН) в расчетном режиме, обусловливающем минимальное значение тока КЗ. При работе АТ в блоке с СК (см рис. 46 55) чувствительность проверяется с учетом указанного выше, а также в условиях, когда QI включен, a Q2 отключен.
При наличии на стороне НН ЛРТ (исполнение Б) коэффициент чувствительности определяется по тем же выражениям (с учетом рекомендаций к ним), как и для дифференциальной защиты АТ шкафа ШЭ 2106.
При отсутствии ЛРТ (исполнение А) коэфф» цнеит чувствительности определяется по теме выражениям (с учетом рекомендаций к ним),и и для дифференциальной защиты ошиновки mu’ фа ШЭ 2109.
Значение коэффициента чу вствитсльности!, должно быть больше 2 при КЗ на выводах НН АТ, за ЛРТ и на выводах СК, а при КЗ за реакторов больше 1,5.
Максимальные токовые защиты на ответ» лспиях к секциям шип. Назначение и выполют защит. Защиты предназначены для защиты секщй шин НН (как основные) и отходящих от шин пр» соединений (как резервные). Защиты использую при выполнении РУ НН по схеме две секционир» ванные выключателями системы шип Каждый» комплектов защиты содержит пусковой органтоп, комбинированный 1Ю напряжения и орган № держки времени (ОВВ) В качестве ПОтокавзащ» тах используются блок i ипа Т1501, включенныйи токи фаз А и С в первом комплекте (МТЗ 1), и бля типа Т1503, включенный на токи фаз Л, Ви С в другом комплекте (МТЗ 11). Последнее необходим в связи с тем, что ПО тока М'ГЗ 11 используется» же и в максимальной токовой защите реактирои» ного ответвления ТСН, чувствительность которой при КЗ за трансформатором повышается в случи включения ПО данной защиты на токи трех фаз.
Комбинированный ПО в каждой из защити-полнен на основе блока HI383, содержащего минимальный орган междуфазною напряжения и май» мальный орган напряжения ОП. Имеется возим-ность оперативного ввода или вывода целину» защиты по напряжению.
Защиты подключаются к ТТ в цепях ответив-ний и трансформаторам напряжения, установлю ным на защищаемых секциях шин
При срабатывании ПО тока и комбинированно] ПО напряжения (если используется пуск по наложению) каждая из защит действует с первой выдержкой времени на отключение выключателя отвел» ния и пуск его устройства автоматически повторного включения (УАПВ), а со второй выдер» кой времени на отключение всех выключателей Я При отключении выключателя ответвлении цел пуска по напряжению в защите шунтируется кои» том реле KQC (РПВ) данного выключателя, что» обходимо для ликвидации КЗ между ТТ и выключ» телем ответвления, поскольку после отключения» следнего возможен возврат комбинированного ПО.
Имеется возможность автоматического ускорения защиты при включении выключателя ответвления. Пуск цепи автоматического ускорения осуществляется контактом реле KQT (РПО) схемы упр» ления выключателем ответвления. Ускорение выполнено с выдержкой времени (для лучшей отар» енности защиты от броска тока самозапускадвиг» телей нагрузки).
$46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ НС 517
Выбор параметров срабатывания и проверка чуювителыюсти. При использовании пуска по напряжению расчет каждой из защит осуществляйся аналогично расчету МТЗ на стороне НН АТ  составе шкафа ШЭ 2106. В случае, когда пуск по напряжению не используется, ток срабатывания зашиты определяется по выражению Д3 = (условие обеспечения возврата защиты после отключения внешнего КЗ), где tml, = 1,2; Д31| — коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение тока нагрузки при самоза-пуске двигателей (определяется расчетом или при наличии соответствующих рекомендаций — на их основе); кв = 0,9 — коэффициент возврата органа том;/раб max — максимальный рабочий ток стороны НН. Чувствительность защиты по току определяется так же, как это рекомендовано для МТЗ в составе шкафа ШЭ 2106.
Выдержка времени защиты выбирается по ступенчатому принципу и согласуется с последними ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих злементов стороны НН АТ.
Максимальная токовая защита и токовая отсечка (ТО) реактироваиного ответвления (РО). Назначение и выполнение защит. Указанные защиты предназначены для защиты реактора в цепи ответвления к ТСН (как основные), когда цепи НН АТ выполнены по схеме, представленной на рис. 46.55. Максимальная токовая защита РО выполняется на основе МТЗ 2 (см. выше), из которой исключаются цепь пуска по напряжению и орган издержки времени в цепи ускорения.
Токовая отсечка без выдержки времени выполнена на основе органа тока типа Т1502, включаемого на токи фаз Л и С.
Защиты подключаются к ТТ в цепи РО. Максимальная токовая защита действует с первой выдержкой времени иа огключепие выключателя Q3 в цепи РО (см. рис. 46.55), а со второй выдержкой времени на отключение всех выключателей АТ Токовая отсечка без выдержки времени действует на отключение всех выключателей АТ. Действие ТО наотключенпе выключателя в цепи РО не допускается, так как последний не рассчитан на отключение КЗ до реактора.
Выбор параметров срабатывания. Ток срабатывания отсечки без выдержки времени определяется по выражению /. = к I где к =1,3;
’	L.J	VIV г> IllclA	MIL
/	— максимальный ток, протекающий через
защиту при трехфазном КЗ за реактором.
Ток срабатывания МТЗ определяется из условия обеспечения минимально необходимого значения коэффициента чувствительности при КЗ за реактором по выражению Д3 = Д min / кч min, где /	— ток в месте установки зашиты при двух-
фазном КЗ за реактором в условиях, когда оно ми
нимально; кч mjn = 1,5 — минимально необходимый коэффициент чувствительности.
Выдержка времени запипы выбирается по ступенчатому принципу и согласуется с последними ступенями защит oi многофазных КЗ предыдущих (включенных до рсакзора) элементов Значение ступени селективности можег быть принято равным 0,3 с
Защита от перегрузки. Выполнение защиты. По принципу действия защита является максимальной токовой и выполняется с использованием токов одной из фаз, поскольку перегрузки, как правило, симметричны. Защита содержит три органа тока типа Т1505, орган выдержки времени типа В12021 и блок выходных реле типа Р1301 Защита подключается к ТТ, установленным на сторонах ВН и НН АТ, а также в ответвлении обмоток АТ к нейтрали. Защита действует с выдержкой времени на сигнал.
Выбор параметров срабатывания. Ток срабатывания защиты определяется по выражению Д = = Лотс/вом/*в> гае *отс = 1 ,°5; Л,ом — номинальный ток обмотки АТ на той стороне, к ТТ которой подключен орган тока защиты; кв = 0,8 — коэффициент возврата органа тока. Выдержка времени защиты принимается на ступень селективности больше максимальной выдержки времени установленных на АТ защит.
Цепи газовых защит (ГЗ). Шкаф содержи! цепи приема сигналов от газовых защит АТ и его устройства регулирования под нагрузкой (УРПН), регулировочного трансформатора и ЛРТ, каждая из которых выполняется с двумя ступенями — I, действующей на сигнал, и 11, действующей на отключение, а также ГЗ контакторных отсеков УРПН АТ, регулировочного трансформатора и ЛРТ, действующих только иа отключение. Имеется возможность перевода вюрых ступеней ГЗ АТ и его УРПН, регулировочного трансформатора и ЛРТ для действия на сигнал.
Ступени 11 газовых защит АТ, УРПН АТ, регулировочного трансформатора, а также ГЗ контакторных отсеков УРПН АТ и регулировочного трансформатора через орган выдержки времени на возврат, осуществляющий запоминание па заданное время выходных сигналов газовых реле при их кратковременном срабатывании, действуют на отключение всех выключателей АТ, пуск УРОВ и запрет АПВ выключателей АТ на сторонах ВН и СН, на пуск УРОВ Hl 1. Кроме того, предусмотрено действие указанных ГЗ в цепи отключения, пуска УРОВ и запрета АПВ шкафа ШЭ 2106 на нофазный пуск установки пожаротушения Указанное выполнение цепей газовых защит позволяет оставлять их в работе при выводе шкафа ШЭ 2108 иа техническое обслуживание. Предусмотрено также лейст-
518
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рад«
вне всех ГЗ на отключение через выходные промежуточные реле шкафов ШЭ 2108 и ШЭ 2106
Цепи устройства резервирования отказа выключателей ЛТ на сторонах ВН и СН при повреждении на стороне НН (УРОВ НН). Указанное устройство используется в тех случаях, когда реле юка УРОВ выключателей ВН и (или) СН АТ оказывается нечувствительным к КЗ на стороне НН, например за сдвоенным реактором, в зоне действия защит ЛТ. Пуск УРОВ НН осуществляется от любой из защит шкафа ШЭ 2108 или ШЭ 2106, срабатывающих при КЗ на стороне НН АТ. Фиксация отказа выключателя на стороне ВН или СН АТ осуществляется контактом трехфазного органа тока, входящего в состав УРОВ НН и подключенного к ТТ на стороне НН, а также контактами реле-повторителей вспомогательных контактов указанного выключателя, замкнутыми при включенном выключателе Устройство действует с выдержкой времени через выходные реле защит смежных элементов на отключение выключателей элемента, смежного с отказавшим выключателем
Цепи отключения выключателей АТ и пуска УРОВ. Все защиты шкафа ШЭ 2108 действуют на отключение выключателей АТ через цепи отключения этого шкафа, в котором также предусмотрена возможность отключения указанных выключателей от защит шкафов ШЭ 2107 и ШЭ 2109, УРОВ выключателей ВН и СН АТ, от защит синхронного компенсатора и технологических защит Для выключателей ВН и СН АТ возможно как тиристорное, так и контактное отключение, а для выключателей НН — только контактное Общее число по-фазно отключаемых выключателей на сторонах ВН и СН не более восьми На стороне НН возможно только трехфазное отключение выключателей. При наличии у выключателя двух электромагнитов отключения цепи тиристорного отключения воздействуют на один из них, а цепи контактного — на другой При наличии одного электромагнита отключения цепи тиристорного и контактного отключения объединяются.
Пуск УРОВ сторон ВН и СН АТ осуществляется контактами быстродействующих реле, подключенных параллельно обмоткам реле в блоках тиристорного отключения.
Цепи запрета ЛПВ. Шкаф ШЭ 2108 содержит следующие входные цепи, действующие на отключение с запретом АПВ: от защит данного шкафа и шкафа ШЭ 2107, от УРОВ выключателей ВН и СН АТ, от защит СК и от технологических защит. Имеется возможность АПВ ошиновки ВН и СН АТ из шкафа ШЭ 2109
Цепи автоматического пуска устройства пожаротушения. Шкаф содержит цепи пуска устройства пожаротушения от следующих защит: дифференциальной и газовой защит АТ, газовой защиты УРНН АТ и защиты контакторного отсека УРПН
АТ. Для запоминания действия указанных зашив) автоматического возврат схемы пуска устройств пожаротушения в исходное состояние используется орган выдержки времени на возврат, уставка» торого должна быть достаточной для надежного] пуска насосов всех уровней.
ШКАФ ЗАЩИТЫ ТИНА ШЭ 2109
Назначение и состав. Шкаф предгыгначендоо использования в качестве основной защиты о» новки стороны ВН (СН) АТ при выполнении РУпо схеме «полуторная» или «четырехугольник» подержит два одинаковых комплекта продолыю! дифференциальной токовой защиты Шкаф инея два исполнения — А и Б Исполнение А предназначено для защиты ошиновок АТ с высшим напрев-нием 330—750 кВ. Исполнение Б отличается наличием частотных фильтров и предназначено для» щи гы ошиновки напряжением 1150 кВ
Продольная дифференциальная токовая» щита ошиновки. Выполнение защиты Защитавыполняется пофазпой и содержит, входные выраи» вающие трансформаторы тока TI.A, дифференциальные токовые пусковые органы, комбинированный орган контроля напряжения па ошиновке,лол-ческий блок, устройства непрерывного функционального (ФК) и периодического тестового контроля (ТК) зашиты, цепи автоматического изменяю уставок (АИУ), контактного п тиристорного отключения, а также цепи пуска УРОВ, запрета АПВ нцепи сигнализации, испытательные блоки в цепях не-ременного тока и напряжения и блок питания.
Пофазные ПО выполнены на основе унифицированных блоков типа Т171 (рис 46.47), каждый и которых содержит формирова тель рабочих и тормозных сигналов ФРТС, формирующий рабочие сигналы / । и /р2, пропорциональные модулюди)-ференциального тока, сглаженные тормозные сигналы 'торм|, 'Торм2 11 приращение тормозного сигнала A/TOpM Указанные сигналы поступают п входы основного (быстродействующего) канала, вводимого на время, достаточное для его срабэты-иания, который затем блокируется на заданное время, и резервного (менее быстродействующего)»-нала, находящегося в работе постоянно. Выходи основного и резервного каналов объединены по схеме ИЛИ. Кроме того, блок Г171 также содержи элемент формирования сигнала от ключения 30 и устройства ФК и ТК 11оследние повышают не-дежность функционирования блока При возникновении неисправности ФК формиру ет сигнал «Неисправно», поступающий на запрещающий входЭО, чем предотвращается возможное ложное или in-лишнее срабатывание защиты Устройство автоио-тического (с пуском от встроенных часов) или»-луавтоматического (при нажатии кнопки «Пус»)
846 4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 519
Основной
Рис. 46.47. Структурная
схема блока типа Т171
ТК осуществляет контроль исправного состояния блока путем фиксации переключения напряжений в специальных точках схемы.
Характеристика срабатывания ПО для каждого из каналов состоит из горизонтального и наклонного участков (рис. 46.48). Наклонный участок характеризуется коэффициентом торможения, под которым понимается отношение приращения дифференциального тока к приращению тормозного тока, равного полусумме действующих значений токов плеч защиты в условиях срабатывания. Зна
Рис. 46.48. Характеристики срабатывания ПО защиты ошиновки, выполненных на базе блоков тока типа Т171:
1 — характеристика срабатывания основного канала;
2 — характеристика срабатывания резервного канала
чения коэффициентов торможения фиксированы и приняты равными 0,6 для основного и 1,2 для резервного каналов.
Блоки T17I подключаются к вторичным токовым цепям основных ТТ через выравнивающие трансформаторы тока TLA. На рис. 46.49 приведена принципиальная электрическая схема TLA, а в табл. 46.6 его основные технические данные. Варистор RU используется с целью снижения возможных перенапряжений в цепях вторичной обмотки.
Комбинированный орган напряжения, подключенный к шинкам, воспроизводящим напряжение на ошиновке, состоит из минимального органа мс-ждуфазного напряжения и максимального органа напряжения обратной последовательности (ОП). Указанный орган осуществляет контроль: отсутствия на ошиновке напряжений (междуфазного и ОП), наличия междуфазного и отсутствия напряжения ОП, а также наличия напряжения ОП.
Логический блок осуществляет формирование сигнала неисправности цепей напряжения, а также
Рис. 46.49. Принципиальная электрическая схема выравнивающего трансформатора
520
ЗАЩИТА ^ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
(Разд
Таблица 46 6 Основные технические данные выравнивающего трансформатора
11омера oi-ве гв ле ний первичной ОбмОГКИ М’|	Число витков первичной обмотки W ]	Номера ответвлений вторичкой обмотки w2	Число витков вторичной обмотки 1Г2
HI—1	6	112-^4	5890
HI—2	12	Н2—5	6400
HI—3	24	Н2—6	7200
HI—KI	48	Н2—7	7870
—	—	Н2—К2	9600
Примечание Номинальный первичный ток выравнивающею трансформатора I А. Номинальный вторичный ток 5 А.
сигналов пуска цепей автоматического изменения уставок и запрета АПВ присоединений. Сигнал неисправности цепей напряжения формируется с выдержкой времени при снижении междуфазного или увеличении напряжения ОП. Сигнал АИУ [снижения минимального тока срабатывания и (или) увеличения тока начала торможения] формируется на заданное время и в следующих случаях: при КЗ на ошиновке и отказе одного из ее выключателей (для падежного пуска УРОВ), при опробовании ошиновки путем включения одного из ее выключателей или выключателя стороны смежного напряжения от ключа управления или УХПВ. Указанный сигнал не формируется при опробовании любого выключателя от работающей ошиновки, а также в цикле АПВ. Последнее необходимо для предотвращения ложного срабатывания защиты под действием повышенных токов небаланса в цикле быстродействующего АПВ (когда интервал времени между включением первого и второго выключателей меньше заданного времени существования сигнала АИУ). Цепи АИУ вводятся в действие специальным переключателем. Если последний включен, то сигнал АИУ подается в блок Т171, где и реализуется автоматическое изменение уставок.
Выбор параметров срабатывания и проверка чувствительности. Определяются значения коэффициентов трансформации выравнивающих трансформаторов тока TLA для всех плеч защиты. Если основные ГТ имеют одинаковые коэффициенты трансформации, то TLA также должны иметь одинаковые коэффициенты трансформации, т.е в данном случае они используются только как понижающие, обеспечивающие снижение токов на входах ИО защиты до значений, не превосходящих номинальное, равное 5 мА. Рекомендуется принять: для первичной обмотки tV|npllH = зг( тах = 48 витков, а для вторичной — >ЪпрИц = u2 max = 9600 витков, чему соответствует X'TLA = 9600/48 = 200. Если основные ТТ имеют различные значения TQ, то TLA ис
пользуются также и как выравнивающие (под н-равнивапием токов понимается обеспечение для I» ждого из плеч защиты равенства К/ Atla = const).! этом случае для двух плеч защиты с максимальна! коэффициентом трансформации К/ гаах основш ТТ (как правило, это выносные ТТ в цепях выклюй телей) следует также принять Ат[ А] = KTLA2" = 9600/48 = 200. Тогда для третьего плеча защит, где К/ J < К/ тах [как правило, это ТТ, встроеняи во вводы ВН (СН) АТ], коэффициент грансфорв» ции TLA3 определяется по выражению
~ К/ max ^TLA max^73"	^1 max" ^TLAmax “
максимальные коэффициенты трансформации основных и выравнивающих ТТ соответственно (i первых двух плечах защиты); А/3, AtLAj — киф фициенты трансформации основных и выравнивающих ТТ соответственно в третьем плече защиты.
Выбираются номера ответвлений первичных! вторичных обмоток TLA для всех плеч защиты Если числа витков первичной и вторичной обмани приняты, как указано выше, то соответствующие!!! номера ответвлений выбираются непосредствен^ из табл. 46.6. Если известно только значение киф фициента трансформации (как выше для третье!» плеча защиты), то па первом этапе необходимо определить соответствующие ему числа витков первичной и вторичной обмоток TLA, например мето дом подбора, используя принципиальную схему!» равнивающего трансформатора (см. рис. 46.49) i его основные технические данные (см. табл. 46.6] При этом следует учитывать, что для подключенв к каждой из обмоток могут быть использованы м любых ее ответвления. Использование TLA с вышеприведенными параметрами позволяет осунет» лять выравнивание вторичных токов в плечах защиты, подключаемых к основным ТТ, имеющим следующие значения Кр. 4000/1, 3000/1, 2000/1,150И, 1200/1, 1000/1,750/1,600/1 и 500/1
Выбирается первичный минимальный ток ср» батывания защиты при отсутствии торможения и АИУ из условия ее отстройки от максимального тока нагрузки при обрыве вторичных токовых цепе) одного из плеч защиты /сзт„, = А0ТС/нагртах,Щ Аотс ~ *>2; 2натр max — максимальный ток нагрузи (в первом приближении может быть принят равны» первичному номинальному току основных 17, имеющих наибольший коэффициент трансферы» ции). Условие отстройки от установившегося первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения, в данном случае, как пр» вило, расчетным не является
Определяется расчетный относительный минимальный ток срабатывания ИО защиты при отсутствии торможения и до АИУ. I ф V 1IIIII раЬт
{46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 521
шах'ном.вТт)  '7,С 1 ном в ТТ ~ номи-вальный вторичный ток основных ТТ. К установке на реле принимается ближайшее большее расчетного значение тока срабатывания ^Срт1п(пр) 113 следующих возможных: 0,4; 0,8 или 1,2 от вторичного номинального тока защиты.
Определяется минимальный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения, соответствующий принятому току срабатывания реле:
/	= /	К I
1 с.з пип (пр) * с.р пип (пр) / шах ном в ТТ '
Предварительно принимается уставка начала торможения /10рМна.,= 1 Определяется значение первичного тока начала торможения /торм 11ач п = = I К. I
фТорм.нач / шах ном в ТТ •
Определяются коэффициенты чувствительности ИО защиты для основного и резервного каналов до АИУ в условиях, когда в предшествующем КЗ режиме через защиту протекает ток нагрузки, и в режиме опробования ошиповки со стороны смежного напряжения. Расчет для каждого из каналов производится по тем же выражениям, что и для продольной дифференциальной токовой защиты автотрансформатора в составе шкафа ШЭ 2106 При этом следует учитывать, что значения коэффициента торможения для основного и резервного каналов фиксированы и составляют: А’1()рм осн = 0,6 и ‘торм.рез '17
Для резервного канала при условии протекания через ошиновку до КЗ тока нагрузки может быть допущен mln < 2, поскольку переход внешнего КЗ вблизи ошиновки во внутреннее с повреждением тех же фаз представляется маловероятным.
Если чувствительность защиты в целом (для обоих каналов) оказывается меньше требуемой, то следует принять /торм нач = 2 и повторить расчеты Если и в этом случае чувствительность защиты в режиме опробования окажется недостаточной, то необходимо использовать автоматическое изменение уставок ИО и продолжить расчет защиты.
Определяется первичный минимальный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения (после АИУ) из условия ее отстройки от тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения /СЗП,[П — ^отс^нб.торм.пач.п’ г^е ^отс — ^нбторм нач п — ^пер^одн е7торм нач.п ток небаланса, обусловленный различием погрешностей ТТ в режиме, соответствующем началу торможения (когда полусумма модулей первичных токов равна току начала торможения); Апер = I —коэффициент, учитывающий переходный режим; &одн = 1 —коэффициент однотипности ТТ; е = 0,05 — суммарная относительная полная погрешность основных и вы
равнивающих ТТ; /торм нач п = /1Орм „К, тах х х /ном в уу — первичный ток в режиме начала торможения того плеча защиты, в котором он имеет максимальное значение.
Определяется расчетный относигельный минимальный ток срабатывания ИО зашиты при от-сутствии торможения /с 3 1П1|1 расч = lc i mln I
I шахтном b it) 1	1 min * ^/inax 51 ^ном в ТТ
см выше. К установке на реле принимается ближайшее большее расчетного значение гока срабатывания /Ср1п,П|Пр) 113 следующих возможных 0,5, 0,33 или 0,25 от значения тока срабатывания реле до АИУ.
Определяется минимальный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения, соответствующий принятому току срабатывания реле
/	— /	К /
* с.з min (пр) * с р min (прр / max1 ном в ТГ
Определяется чувствительность защшы в режиме опробования после АИУ (по тем же выражениям, что и до АИУ). Если она окажется недостаточной, то возможно увеличение тока начала торможения в 1,5; 2; 3 или 4 раза (по отношению к его значению до АИУ) либо опробование следует осуществлять от напряжения своей стороны
Определяется первичное напряжение срабатывания минимального органа, включенного на междуфазное напряжение, исходя из условия обеспечения его возврата после отключения внешнего КЗ: ^м.ф.е.з — ^м.ф mm / (^отс^в )> г^е ^м.фтш первичное минимальное междуфазное напряжение в месте включения защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ, в ориентировочных расчетах может быть принято равным °"85^мф.ном- *огс = Ь2 — коэффициент отстройки; кв = 1,05 — коэффициент возврата реле.
Первичное напряжение срабатывания органа ОП определяется из условия отстройки от напряжения небаланса в нагрузочном режиме по выражению (/2сз = 0,06(/мф11ОМ
Цепи отключении выключателей и пуска УРОВ. Шкаф имеет по четыре выхода контактного и тиристорного отключения, предназначенных для отключения каждого из двух выключателей с чо-фазным управлением Цепи отключения управляются с диодных выходов ПО защиты (блоки типа Т171), а также контактом реле отключения ошиповки от УРОВ. С помощью специального промежуточного реле осуществляется пуск УРОВ, а также двух реле контактного отключения выключателей стороны ВН (СН) АТ, а с помощью двух других промежуточных реле осуществляется действие на отключение АТ через выходные реле шкафов ШЭ 2106 и ШЭ 2108
522
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рааа.«|
}46.4] PEJ
Цепи запрета АПВ. В составе шкафа предусмотрена возможность реализации следующих видов автоматического запрета АПВ: запрет АПВ второго выключателя при неуспешном Al IB первого, запрет АПВ после первого срабатывания защиты н фиксации недоотключения неповрежденной фазы какого-либо выключателя своей стороны и запрет АПВ при действии УРОВ Имеется также возможность оперативного запрета АПВ ошиновки при срабатывании ее защиты.
Цепи сигнализации. Шкаф имеет местную сигнализацию («Сигнал I»), выполненную на светодиодах, которая не сохраняет информацию при исчезновении питания, и сигнализацию на указательных реле. Сигнализация срабатывания защиты выполнена пофазной Имеются также сигнализация срабатывания УРОВ, сигнализация пуска це
пей АИУ и сигнализация ненормальных режиш работы (неисправность ФК пли ТК, входных целя напряжения). Сигнализация без запоминали («Сигнал 2») выполняется на релс-повторителш! действует на регистратор
ШКАФ ЗАЩИТЫ ТИПА ШЭ 2107
Назначение и состав. Шкаф предпазначени резервирования отключения всех видов КЗ иле» ронах ВН и СИ АТ и содержит два комплектазащц по одному для каждой из указанных сторон. Ku-дый комплект содержит двухступенчатую диет» ционную защиту (ДЗ) от многофазных Ю (рис. 46.50) и трехступеичатую токовую напраю» ную защиту нулевой последовательности (ТНЗНП) от КЗ на землю (рис. 46.51), цепи оперативногоуи
Логическая часть дистанционной защиты стороны ВН (СН)
ШЗ.--
--- &
DX4
—Г&
1
DW3
&
DX6
DX5 & .
SB1
_л_
Оперативное ускорение
Автоматическое ускорение
SB4 JB-
К вывод ив рис. 46.511
DT3 SB5
DW5 DT4
Сигнал
К1
+ 1
К выводу £ на рис. 46.51
Неисправность
Рис. 46.50. Структурная схема дистанционной защиты шкафа ШЭ 2107
Логическая часть ТНЗНП ВН (СН)
DW1
DT1
РНМ разрешающее
РНМ блокирующее
| Реле-повторитель । цикла ОАГТВ +j Оперативный выво направленности О' I двустороннего | действия
DW2
SX3
DT2
II ст. 1
DT3
*—~~ЧИ1 ступень
БАЗ Ввод III ступени
DT4
Т))1Г7Г&~]ДЛ,6 X™
7] оу
А
К2
Б
ст.
Автоматическое
1 ускорение
DX3
Рис. 46.51. Структурная схема токовой направленной зашиты нулевой последовательности шкафа ШЭ 2107
Токовые ИО
I ст II ст Шет
III ст.
Г|ДИ<?
SX1
SB5 JP-
& DX5
г
DW6
Ввод ОУ SA4
DW4
+
На отключение АТ через I группу выходных реле шкафов ШЭ 2106 иШЭ2108
[Разд 46	 {46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 523
524
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд4>
корения (ОУ), цепи отключения выключателей своей стороны п цепи отключения ЛТ через выходные блоки шкафов основных зашит ШЭ2106 и ШЭ 2108 Шкаф имеет два исполнения — Ли Б, различающихся выполнением ТПЗПП на стороне СН первое для ЛТ с напряжением стороны СП НО— 330 кВ, второе —для напряжения 500 кВ.
Дистанционная защита. Назначение. Первая ступень ДЗ стороны ВН (СН) предназначена для улучшения условий согласования II ступеней дистанционных защит противоположных концов подходящих к подстанции линий сети СН (ВН) с дистанционными защитами линий на стороне ВН (СН) ЛТ
Указанное согласование позволяет не отстраивать II ступени ДЗ противоположных концов линий сети смежною напряжения от КЗ за АТ, что в тех случаях, когда данное условие является определяющим, обеспечивает повышение их чувствительности.
Ступень I целесообразно использовать и при отсутствии необходимости повышения чувствительности II ступеней линейных защит с целью снижения обьема отключаемых элементов, когда на отходящих линиях той стороны АТ, где установлена ДЗ, не! полноценного ближнего резервирования.
Ступень II ДЗ предназначена для улучшения дальнего резервирования в сети того напряжения, в строну которой направлена I ступень данной защиты.
Подключение защиты к ТТ и TH. Подключение цепей переменного тока и напряжения должно обеспечивать направленность действия обеих ступеней ДЗ АТ ЕЗН (СН) в сторону сети ВН (СН).
Цепи переменного тока ДЗ ВН и ДЗ СН подключаются, как правило, к ТТ, встроенным в высоковольтные вводы соответственно ВН и СН автотрансформатора.
При подключении цепей переменного напряжения возможны различные варианты. Часто указанные цепи комплекта ДЗ ВН (СН) подключаются к TI I стороны ВН (СН), если между АТ и TH отсутствует выключатель, либо оба комплекта подключаются к TH, установленному на вводах НН АТ (при условии отсутствия на стороне НН синхронного компенсатора и мощных СД). Выбор окончательного варианта осуществляется при расчете защиты с учетом необходимости обеспечения требуемой чувшвигельности.
Действие защиты на отключение. Каждая ступень защиты имеет свою выдержку времени, с которой действует па деление систем шин (отключение шиносоединительного и секционного выключателей) либо иа деление электропередачи (для
схем РУ «четырехугольник», «полуторная», шв ны—автотрансформатор»). Далее все ступени» щиты с выдержкой времени, па ступень белым чем на деление шип (электропередачи), действуй на отключение остальных выключателей своей™ роны, после чего с выдержкой времени наступи большей, чем предыдущая, действуют на отклюй пие АТ со всех сторон через выходные блоки пи фов основных защит ШЭ 2106 и ШЭ 2108, если» еле отключения выключателей АТ па своей старой защита не вернулась в исходное состояние.
Выполнение защиты. Дистанционные защип обоих комплектов идентичны Каждая защита» держит (см рис 46.50) три реле сопротивлеи (PC) I ступени, три PC II ступени, блокировкупц неисправности цепей напряжения (БНН), пусков] органы блокировки (ПОБ) при качаниях — чувп-вительный и грубый, логическую часть блокнрова при качаниях (БК) и логическую часть защиты. I
Характеристики срабатывания PC обеих см ней имеют форму четырехугольника с возмож» стью смещения в третий к четвертый квадрат комплексной плоскости сопротивления для Iступе-ни (с целью частичного резервирования основиш защит АТ) и в указанные квадранты либо вперви и второй — для И ступени (с целью улучшен» дальнего резервипарания).
Пуск люболшЗ ступеней защиты, кроме авт, матически ускорзТе^юй в цикле АПВ, осуществи ется при выполнении следующих условий: срабн тывании хотя бы одного из PC данной ступени,» сутствии блокирующего сш пала от БНН и на* чни разрешающего сигнала от БК Выполнен^ указанных условий контролируется элементам ИЛИ DIT’!, ЗАПРЕТ DXI, И DX3 для быстродействующей I ступени, а также оперативно ускоряем» I ступени, элементами DW1, DXI, DX4 для медлен недействующей I ступени и элементами DIB, DX2, DX5 для II ступени (включая режим ееоперй тивного ускорения).
Выбор оперативно ускоряемой ступени осуществляется кнопками управления SB2 (I ступенв) и SB3 (11 ступень). При включении любой язва»-пок срабатывает реле KI, контакт которого ив-тролируст цепи ускорения, входящие в соспв шкафа основных защит АТ.
Пуск автоматически ускоряемой ступени осн ществляется без контроля БК, а ее выбор реализуется кнопками управления SB4 (I ступень) hSSI (II ступень).
Быстродействующая I ступень срабатывает п выдержкой времени, определяемой элемента DTI, медленнодействующая I ступень — с выдери кой времени, определяемой элементом DT1, а
j46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 525
Пступень — с выдержкой времени элемента DT3 Выходной сигнал любого из элементов DTI, DT2 и DZ3 поступает через элемент DW4 на один прямой вход элемента DX7, на другой вход которого через DW3 подается выходной сигнал пускового органа защиты, в качестве которого используются PC 1 и II ступеней. В этом случае прн отсутствии сигнала на инверсном входе элемента DX7 срабатывает выходное реле КЗ и защита действует на отключение через логическую часть TH311П (см. ниже выполнение защиты от КЗ на землю)
На элементах ИЛИ DIVS и выдержки времени иасрабатывание DT4 реализован функциональный контроль основных измерительных органов и частей защиты. Если длительность любого из сигналов на входах /Ж'5 превышает уст авку элемента DT4, которая принимается несколько большей максимального времени существования сигнала при отсутствии неисправностей в защите, то последний срабатывает и его выходной сигнал блокирует на элементе DX7 (инверсный вход) действие защиты на отключение.
Блокировка при качаниях содержит два пусковых органа. ПОБ1 — чувствительный и ПОБ2 — грубый. Каждый ПОБ состоит из двух каналов, один из которых реагирует на модуль производной тока обратной, а другой — прямой последовательности.
Грубый ПОБ2 предназначен для повторного пуска быстродействующих ступеней при внутреннем КЗ, если на момент его возникновения указанные ступени были заблокированы (например, вследствие предшествующего срабатывания чувствительного ПОБ1, обусловленного внешним КЗ или коммутацией нагрузки).
Блокировка при качаниях обеспечивает:
ввод в действие (при срабатывании 1ЮБ1 и ПОБ2) быстродействующей I и оперативно ускоряемой ступеней защиты на время 0,1—0,8 с и последующий их вывод;
ввод в действие (при срабатывании ПОБ1 и П0Б2) медленнодействующих ступеней на время 10 с и последующий их вывод;
блокировку быстродействующих ступеней (при установленной перемычке 8X3) через время 0,05—0,1 с после срабатывания PC I ступени, если л течение указанного времени не происходит срабатывание ПОБ;
блокировку быстродействующих ступеней (при установленной перемычке SX4) в асинхронном режиме, когда периодически срабатывает и возвращается PC I ступени.
В двух последних случаях предпочтение отдано предотвращению ложного (коммутация нагрузки) или излишнего (внешнее КЗ) срабатывания быстродействующих ступеней защит ы перед отказом срабатывания при относительно маловероятном возникновении внутреннего КЗ в условиях качаний или асинхронного режима.
При срабатывании чувствительного ПОБ! через элемент DWI (см. схему логической части БК) запускается одновибратор DS1, на выходе которого формируется одиночный импульс заданной длительности — от О, I до 0,8 с. Дальнейшее прохождение указанного импульса контролируется реле сопротивления I или II ступени (выходной сигнал элемента 01X3 в схеме логической чаши защиты) на элементе И DXI, чем предотвращаются пуски защиты при внешних КЗ вне зоны ее действия и коммутациях нагрузки.
Сигнал с выхода DXI через элемент ЗАПРЕТ DX3 поступает на один вход элемента ИЛИ DW4, выходной сигнал которого разрешает пуск быстродействующих ступеней защиты на элементах DX3 и DX6 на время, определяемое длизелыюстыо выходного сигнала одновибратора D82
Пуск медленнодействующих ступеней осуществляется на элементах DX4 и DX5 сигналом с выхода элемента /ЛРЗ, на вход которою через элемент ПАМЯТЬ DD1 поступает сигнал с выхода DX1
Сигнал с выхода элемента ПАМЯТЬ DDI через DIVI удерживает одновибратор DSI в состоянии срабатывания, чем предотвращается повторный пуск быстродействующих ступеней при повторном срабатывании ПОБ! до тех пор, пока не произойдет сброс DDI сигналом с выхода DTI через элемент DX5.
Уставка элемента DT1 принимается равной 10 с и определяет время, на которое вводятся в работу медленнодействующие ступени, а также время, через которое происходит возврат БК в состояние готовности к повторному действию.
При срабатывании грубого ПОБ2 БК действует аналогично. Сигнал пуска быстродействующих ступеней формируется элементами DX2, DX4 и 011'4 (независимо от состояния 081), а медленнодействующих ступеней — элементами 0X2, DD2 и ОИ'З.
ЭлементDT2, имеющий уставку 0,05—0,1 с, через элементы ОХЗ и 0X4 запрещает пуск быезро-действующих ступеней защиты, если при качаниях, сопровождающихся срабатыванием PC I ступени, ПОБ не срабатывает раньше, чем ОТ2
При возникновении асинхронного режима периодический сигнал срабатывания PC I ступени
526
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
IM
превращается элементом выдержки времени на возврат DS3 в сплошной сигнал, который при установленной перемычке SX4 препятствует на элементе DX5 сбросу элементов памяти DD1, DD2 и DD3 при появлении сигнала на выходе DTI, чем предотвращается возможность пуска быстродействующих ступеней до ликвидации асинхронного режима. Уставка элемента DS3 принимается в диапазоне 0,2—0,8 с.
Выбор параметров срабатывания и проверка чувствительности. Определяется сопротивление срабатывания I ступени ДЗ АТ на стороне ВН (СН) по условию согласования с I ступенями дистанционных защит линий, отходящих от шин ВН (СН). В зависимости от варианта подключения цепей напряжения расчет осуществляется с использованием одного из следующих выражений:
при подключении к TH на выводах НН АТ и отсутствии питания на стороне НН (первый вариант)
Zc з АТ ВИ (СН) =
0,87Zat вн (СН) +
°’78Zc зл ВН (СН) *ток АТ ВН(СН)
при подключении к TH на стороне ВН (СН) АТ или к вторичным шинкам, воспроизводящим напряжение в месте включения АТ на стороне ВН (Cl I), если TH на данной стороне отсутствует (второй вариант).
Zc з АТ ВН (СН) -
°-78Zc3nBH (СН) ^ток АТ ВН (СН)
d.
где ZAT вв (CI1) — сопротивление АТ на стороне ВН (СН), приведенное к напряжению этой стороны, в условиях, когда оно минимально (с учетом влияния РПН); zj3 л вн — сопротивление срабатывания I ступени защиты линии ВН (СН), с которой производится согласование (наименьшее из сопротивлений срабатывания I ступеней защит линий); А'ток АТ вн — комплексный коэффициент токораспределения, равный отношению комплекса тока через защиту АТ к комплексу тока в защите линии ВН (СН), с которой производится согласование, в условиях, когда модуль данного коэффициента имеет максимальное значение; d = = sin<p3/sm(pM ч — коэффициент, учитывающий отличие угла (р3 сопротивления на зажимах защиты при КЗ, от угла максимальной чувствительности реле, равного 88°. Указанное отличие обусловлено сдвигом по фазе ЭДС питающих систем, а также раз
личием углов сопротивлений отдельных эдема сети. В первом приближении, при незначители влиянии указанных факторов, что характерно сетей 110—220 кВ, может быть принято d= I
В случае включения цепей напряжения по I вому варианту чувствительность I ступени сикх ся по сравнению со вторым вариантом, так как КЗ на стороне СН подводимое к защите напряж зависит от положения переключателя РПН АТ,  КЗ на стороне ВН или СН сопротивление иая мах защиты зависит от сопротивления ZATBB(qJ
В случае, когда I ступень ДЗ АТ устанам ется с целью повышения чувствительности,! нивается достаточность выбранного знача Zc зАТ ВН (СН) для обеспечения чувствителык II ступеней дистанционных защит противопы пых концов линий стороны СН (ВН) АТ (минюи ное значение коэффициента чувствительностам нимается равным 1,25). Для обоих вышеуказа вариантов подключения цепей напряжениям осуществляется по выражению
Zc.3 АТ ВН (СН) - I °"49Zn СН (Вн/токл СН(ВН) *
х (I/d- 1) - 1,12(Zat сн + ZATBH)|, I
где Zr[ сн (BBj — сопротивление линии СН (ВН)1 повышения чувствительности II ступени диетик онной защиты, которой и устанавливается 1 иу пень ДЗ АТ на стороне ВН (СН); ^токя сн(вн^ комплексный коэффициент токораспределя равный отношению комплекса тока через зац линии СН (ВН) к комплексу тока в обмотке Я (ВН) автотрансформатора в условиях, когда ио, данного коэффициента имеет максимальное зг ние, остальные величины — см. выше. Всею ны, входящие в правую часть неравенства, доз быть приведены к той стороне, на которой уст! лена данная ступень ДЗ АТ
Если вышеприведенное неравенство неш няется, то сопротивление срабатывания I ступе ДЗ ВН (СН) АТ следует выбрать по условию»! сования со II ступенью дистанционной защита ний, отходящих от шин ВН (СН), т е. в приве; ных выше расчетных выражениях
Zc.3 АТ ВН (СН) вместо ^сзлВН(СН) нео6ад использовать z"3JI ВН(СН)
Определяется чувствительность I ступени!
ты по выражению кч = 4з AT BH(CH)/Z3BH|
{46 4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ НС 527
где Z3BH — сопротивление на зажимах защиты при металлическом КЗ на шинах ВН (СН) подстанции. Полученное значение коэффициента чувствительности должно быть не менее 1,25 В противном случае I ступень ДЗ АТ ВН (СН) следует согласовать со II ступенью дистанционных защит предыдущих линий ВН(СН).
Определяется сопротивление срабатывания II ступени ДЗ АТ (используемой для осуществления дальнего резервирования) по условию обеспече-ниятребуемой чувствительности (кч mjn = 1,2) при каскадном отключении КЗ на шинах подстанции, противоположной месту установки рассматриваемой защиты. Соответствующее расчетное выражение зависит оз варианта подключения цепей напряжения защиты (рассматриваемые варианты см. выше применительно к I ступени) Для первого варианта 2сзАТВН(сН) = I I’2(ZATBH(Chj + + ZnBH(CH)/^TOKATBH(CH))(1/sin(P3) 1> а Для второго варианта ZC3 АТ В1] (СН) = | 1.2Zj]BH(CH)/ /(*tokATBH(CH)s"”₽3) I. w ZAT ВН(СН) — сопротивление АТ на стороне ВН (СН), приведенное к напряжению этой стороны, в условиях, когда оно максимально (с учетом влияния РПН); Zn вн — сопротивление линии ВН (СН), имеющей наибольшую длину, А'гок Ат вн (СН) — комплексный коэффициент токораспределення, равный отношению комплекса тока через защиту АТ к комплексу тока в защите линии ВН (СН) в условиях, когда модуль данного коэффициента имеет минимальное значение; <р3— см выше.
Выбираются выдержки времени I и II ступеней ДЗАТ на стороне ВН (СН). Ступень I имеет две выдержки времени' первую быстродействующую и первую медленнодействующую
Определяется выдержка времени I быстродействующей ступени 1с з 6 вн (СН)= 3 л вн (сн) + + 'суров + Д/ ’|де 'с эл ВН (СН) — наибольшая выдержка времени I (II) ступени защиты смежных линий сети ВН (СН), с которой данная ступень согласована по сопротивлению срабатывания; /с уров — время срабатывания УРОВ, ДI = 0,3—0,5 с — ступень селективности
Определяется выдержка времени I медленнодействующей ступени по условию отстройки от ка
чаний fj, 3 м вн (СН) = Гк + Д/, где /к — период собственных малых колебаний прн качаниях (определяется расчетом в эквивалентной двухмашинной схеме); Д t = 0,5—0,7 с
Выдержка времени 11 ступени ДЗ ВН (СН) выбирается, как правило, по условию согласования с III ступенью защит смежных линий сети ВН (СИ).
11	_ 111	а 111
'с з АТ ВН (СН) - 'с.злВН(СН) + Д'  где 'сзлВН(СН) — наибольшая выдержка времени III сгупени защит смежных линий сети ВН (СН), Д l = 0,4 с
Кроме того, выдержка времени данной ступени должна обеспечивать также ее отстройку от качаний,
II
т е. удовлетворять неравенству /с 3 АТ вн (CHj >
5 'к+ Д'
Каждая ступень защиты с указанной выше выдержкой времени в зависимости от схемы РУ действует либо на отключение шиносоединительного и секционного выключателей, либо на деление электропередачи. Далее все ступени защиты с выдержкой времени на ступень ДI = 0,3—0,4 с, большей, чем на деление шин (электропередачи), действуют на отключение остальных выключателей своей стороны, после чего с выдержкой времени на ступень Д/ = 0,4—0,5 с, большей, чем предыдущая, действуют на отключение АТ со всех сторон.
Токовая направленная защита нулевой последовательности. Назначение. Защита предназначена для резервирования отключения КЗ на землю на той стороне АТ, где она установлена, а также для улучшения условий согласования ТНЗНП смежных с подстанцией линий сетей ВН и СН
Подключение защиты кТТи TH I (епи переменного тока ТНЗНП на стороне ВН (СН) подключаются к ТТ, встроенным в высоковольтные вводы ВН (СН) автотрансформатора.
Цепи переменного напряжения ТНЗНП ВН (СН) подключаются к TH стороны ВН (СН), если между АТ и TH отсутствует выключатель, либо к вторичным шинкам, воспроизводящим напряжение в месте включения АТ на стороне ВН (СН), когда TH на данной стороне отсутствует.
Защита включается на ток 3/0 и напряжение 3
Действие защиты на отключение Каждая ступень зашиты имеет свою выдержку времени, с которой действует на деление систем шин либо на деление электропередачи. Далее все ступени ТНЗНП стороны ВН (СН) действуют так же, как и дистанционная защита АТ на соответствующей стороне.
528
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд-Ц
Выполнение защиты. Структурная схема ТНЗНН приведена на рис. 46.51. Защита содержит следующие ИО: орган направления мощности (01IM) двустороннего действия, реле тока I ступени, реле тока II ступени и два реле тока III ступени.
Орган направления мощности состоит из разрешающего и блокирующего реле направления мощности (РИМ). Первое срабатывает при направлении мощности (11П) от линии к шинам, а второе — при ее противоположном направлении Выбор разрешающего или блокирующего РИМ осуществляется контактными перемычками SXI, SX2 для I, II ступеней совместно и SX3, SX4 для III ступени.
Сигнал с выхода разрешающего (блокирующего) PI IM поступает через перемычку SXI (SX2), элемент ИЛИ DIVI на вход каждого из элементов И DXI, DX2, обеспечивая тем самым направленность действия соответственно I и II ступеней, а также через SX3 (SX4), DH'2 на вход DX3, обеспечивая направленность действия III ступени защиты
Имеется возможность (на схеме не отражена) оперативного ввода-вывода направленности действия любой из ступеней.
Вывод направленности действия защиты в целом осущсшвляется от ключа SA2 (оперативный вывод), от реле повторителя КЗ приемного реле блокировки в цикле ОАПВ, находящегося в составе шкафа ШЭ 2106 и от элемента задержки на срабатывание DT7 Последнее необходимо для предотвращения возврата зашиты вследствие потери ориентации РИМ в процессе неодновременного отключения фаз выключателя на стороне ЛТ, где установлена данная защита.
Сигнал вывода направленности действия через элемент DIK3 поступает на входы элементов DIVI и DIV2, чем обеспечивается независимость выходных сигналов последних от состояния РИМ.
Ввод в работу (вывод из работы) I и II ступеней осуществляется перемычками SX5 и SX6 соответственно, а III ступени — оперативным ключом SA3
Имеется возможность блокирования срабатывания любой из ступеней защиты в цикле ОАПВ, реализуемая включением переключателя SB4, SB5 или SB6 при необходимости блокирования I, II или III ступени соответственно.
Оперативное ускорение вводится ключом SA4 Выбор ускоряемой ступени осуществляется перемычками SX7 и SX8
Ступень III содержит два ИО тока, выходы которых объединены по схеме И (элемент DX5), а так
же по схеме ИЛИ (элемент DW6) Объединение и] схеме И предотвращает ложное срабатывание диной ступени при отказе работоспособности по № ответствующей функции одного из реле тока. Ит мерительные органы тока, включенные по схеме ИЛИ, контролируют на элементе DX4 срабагыи-пие любой из ступеней защиты, что повышает м надежность несрабатывания в режимах без КЗ. I
На выходе одного из ИО тока III ступени втим чено герконовое реле К1, контакт которогоocymt-ствляет контроль цепи пуска зашиты от неполно-фазного режима в составе шкафа ШЭ 2106.
Выбор параметров срабатывания и npoeipu чувствительности [46.8] Ток срабатывания 1 (II) ступени защиты на стороне ВН (СН) определяете по следующим условиям согласования по чувств-тельноспз с I (II) ступенями защит от КЗ наземлм| смежных с АТ линий сети ВН (СН).	= ^1
Х *ток тпах'осз т.р  ,Де Ао.с =	~ коэффициент
стройки; Лтоктах
коэффициент
токораспредея

ния для токов НП, равный отношению тока черта данную защиту к току через защиту, с которой производится согласование в условиях, когда он мв-
,	, ,1(4)
симален (определяется расчетом); /0сзпр — та срабатывания I (II) ступени предыдущей (с которой производится согласование) ГНЗНП линии,атаки


по условию отстройки от режимов без КЗ, =
= *отс ’ 3/0неп ’ злесь *отс = >>3- 3/0„еп ~ДОЧ ный ток НН (максимальное значение) через защи ту в неполнофазиом режиме цикла ОАПВиливы полпофазном нагрузочном режиме Отстройка и неполнофазного режима цикла ОАПВ потонув требуется, если данная ступень защиты отстроена
от него по времени.
Если II ступень защиты не согласована повры
мени хотя бы с одной из защит от многофазныхКЗ
и
на сторонах
НН данного АТ
автотрансформам
ров (трансформаторов) смежных подстанций, то к ток срабатывания должен быть также отстроен от токов небаланса при трехфазных КЗ на сторонп НН, где указанное согласование отсутствует, по заражению /"сз = *отс/0нб, где Аготс = 1,25;/м =
- ^нб^расч — ток небаланса на выходе фильтра тока нулевой последовательности (ФТПП); /рает-ток через защиту (расчет которой производим)!
s
"О S" » -
Я ГС
Т5 ТЗ о ГС
3
ТА3.1
ТА2.1
Реле тока
ШЭ2108
1|Защита от пе-1 Дифферен- । Т| регрузки (ЗП)| циальная I I----------- защита ;
ТА 1.2
. йюрматора 
4__|ЩЗ AT2f |
ТА 4.2
ШЭ2108
ТА4.1
РУ 6, 10- 35 кВ
Максимальная токовая защита (МТЗ НН)
защита
автотранс -
О о 2
И Я
Дифференциальная защита шин 500 кВ
комплект
Дифференциальная защита шин 500 кВ ШЭ 2303 (ПДЭ 2006.01) I комплект
ГС
о
ШЭ 2107 исп. А
ТАЗ.2
ТА2.2
Н *-Th Г ШЭ 2109 IОсциллограф] I |дифферен
ШЭ2108
циальная защита ошиновки 330 кВ (ДЗОСН) Г комплект
циальная зашита автотрансформатора ЙЗАТ2)
W я != ГС О » 2 н о
* ъ
а о

ШЭ 2106 исп Б
Дистанцион----ная защита (ДЗ ВН), токовая направ-
нулевой последовательности (ТНЗНП ВН) на стороне 500 кВ
Дифференциальная защита автотрансформатора (ДЗАТ1)
о
S Я
□ о ЬЗ	Р	С
s	Е	5
О	гс	3
xE5>°gsSS
8 И ? ? ? §
РУ 330 кВ по схеме полуторная (четырехугольник)
Дифференциальная защита ошиновки 330 кВ II комплект (ПДЭ 2006.01
Дифференциальная зашита автотранс-

Дифференциальная зашита автотранс-~>матора
ATI)
Г___________( _____________
□Защита от леJ Дифференци-Г эегрузки (ЗЩ альная защита
*—• — —	ц ошиновки НН ;
автотранс-
—(Охлаждение j— ^матора
---------.^ЙЗОНЙ)
[Разд. 46 I § 46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТ! ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 529
Г ШЭ 2107 исп. А I ^ШЭ 2106 исп. б!
Ц-Дистанцион- п ,
। ная защита на П Дифферен- , тока стороне.
УРОВ -(ДЗСН),
330 кВ
Реле
Измерение,
ная защита на —эне 330 кВ
_ __). токовая защита нулевой последовательности на стороне 330 кВ (ТНЗНП СН)

циальная защита автотрансформатора СДЗАТ1)
Рис. 46.52. Схема распределения защит по трансформаторам тока
530
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. 44
при трехфазном КЗ на стороне НН, Атнб — коэффициент небаланса, в первом приближении может быть принят равным 0,05 при кратности /расч (по отношению к первичному номинальному току ГТ защиты) не более 3 н равным 0,1 при кратностях, не превышающих 0,8 от предельной кратности для данного ТТ Методика более точного определения /0и6 приведена в [46 4]
Кроме того, если выдержка времени II ступени не превышает 1,5 с, ее ток срабатывания должен выбираться также нт условия обеспечения возврата данной ступени после отключения внешнего КЗ па землю, сопровождающегося возникновением качаний /0"сз = *О1с(/0н6 + 3/0н р)/А'в , где кт = = 1,2. кв = 0,9 — коэффициент возврата реле тока; 3/Он р — утроенный ток нулевой последовательности. обусловленный песимметрией в системе (если она имеется, например смежная линия с односторонним питанием, работающая в неполнофазном режиме); /0н6 — см выше с учетом того, что ток /расч следует принять равным максимальному току качаний /кач тах
Ток срабатывания III ступени определяется ио двум последним условиям, приведенным выше для II ступени. При этом если 111 ступень отстроена от защит на сторонах HI 1 и качаний по времени, то для определения ее тока срабатывания следует использовать последнее приведенное выше выражение, в котором /(|НЙ соответствует максимальному нагрузочному режиму, т.е. /расч = 7ра6тах
Ток срабатывания автоматически ускоряемой ступени защиты дополнительно к указанным выше условиям для III ступени следует отстраивать также от БНТ при включении под напряжение защищаемого АТ в соответствии с рекомендациями, приведенными в [46.4], если ее выдержку времени не представляется возможным принять больше максимального времени разновременности включения фаз выключателя автотрансформатора на стороне, где установлена зашита
Необходимость выполнения отдельных ступеней защиты направленными, а также выбор разновидности используемого органа направления мощности определяется с учетом обеспечения требований чувствительности и селективности несрабатывания при внешних КЗ
Чувствительность реле тока любой ступени определяется по выражению кч = 3/0з//0с 3, где 3/Оз — утроенный ток НП через защиту при металличе
ском КЗ на землю в расчетной точке в режиме,определяющем его наименьшее значение; /qc3 —то» срабатывания рассматриваемой ступени защит При этом для I и II ступеней защиты чувствительность проверяется при КЗ на землю на шинах данной подстанции, а для III ступени — при КЗ в конце смежных линий, защита которых резервируем. Значение коэффициента чувствительности для любой ступени должно быть не менее 1,2.
Чувствительность ОНМ по току и напряжению следует определять отдельно.
Коэффициент чувствительности ОНМ потоку *ч/ = ^Оз^ЛосОНм)- где 3/0з — утроенный^ НП через защиту при металлическом КЗ на землю! расчетной точке в режиме, определяющем его наименьшее значение; Kj — коэффициент трансформации ТТ; ^осОНМ — ток срабатывания ОНМ.Последний принимается в диапазоне 0,03—0,12 А с шагом 0.006 А для исполнения Бив диализом 0.04—0,18 А с шагом 0,02 А для зашиты на стороне СИ в случае исполнения А шкафа.
Коэффициент чувствительности ОНМ по напряжению кч(/ = ЗП0з/(Л.'(/6/0сОНМ), где ЗТл,-утроешюе напряжение НП в месте установки защиты при металлическом КЗ на землю в расчет»! точке в режиме, определяющем его наименьше значение, КГ! —коэффициент трансформации TH; ('о с ОНМ — напряжение срабатывания ОНМ.Последнее принимается в диапазоне I—5 В с шагом 0,2 В для исполнения Бив диапазоне 0,5—2,25 Вс шагом 0,25 В для зашиты на стороне СН в случи исполнения А шкафа
Значение коэффициента чувствительное!! ОНМ по току и напряжению при КЗ в конце зона, резервирования должно быть не менее 1,2 0дм при малых значениях ЗТ/0з, соизмеримых с напрь] жением небаланса (/онР), влияние последнегодолуо тимо учитывать повышением значения k^j до 2. J
Если чувствительность по напряжению разрешающего ОНМ при КЗ в конце зоны резервиром-ния III ступени окажется недостаточной, то следует использовать блокирующий ОНМ.
Выдержка времени I, П и 111 щупеней защип выбирается по условию согласования соответст-1 венно с I, 11 и IV ступенями защит от КЗ наземм смежных линий Значение ступени селективная! может быть принято равным 0.3 с
На рис. 46.52—46.57 приведены примеры и-полнепия релейной защиты автотрансформатор! 500/330/10 кВ с использованием комплекса шин фов типа ШЭ
j 46 4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ 1ЮНИЖАЮЩИ V ПС 531
Рис. 46.53. Схема распределения защит по ТТ на стороне НН с двумя выключателями на вводе
Рис. 46.54. Схема распределения защит по ТТ на стороне НН с одним выключателем на вводе
532
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. 46
Рис. 46.55. Схема распределении защит по ТТ на стороне НН для блока синхронный компенсатор-обмотка НН автотрансформатора
Рис. 46.56. Схема питания постоянным оперативным током
§46.5]
Ml I КРОН РОЦЕССОР НАЯЗАЩИТАСЕТЕЙ 6 10 кВ
533
Рнс. 46.57. Схема подключения цепей
напряжения защит трансформатора
46.5. МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 6—10 кВ
Современные микропроцессорные терминалы (МПТ) являются многофункциональными устройствами, реализующими концепцию интеграции функций релейной защиты, УРОВ, автоматики, измерения, управления выключателем и сигнализации на уровне одного присоединения.
Отдельные МПТ, объединяемые в локальную сеть, образуют низший уровень координированной системы управления энергообъекгом.
Следует также отметить, что современные МПТ имеют ряд возможностей, эффективная реализация которых в значительной мере зависит от квалификации персонала, осуществляющего заказ терминала (выбор основных и дополнительных функций), проектирование защиты и автоматики элементов сети с его использованием (максимальная реализация этих
функций), а также последующую эксплуатацию (использование информации, полученной в процессе эксплуатации, для повышения эффективности выполнения отдельных функций)
Микропроцессорные терминалы для сетей 6— 10 кВ выпускаются рядом отечественных и зарубежных фирм. Так, научно-технический центр (НТЦ) «Механотроника» серийно производит МПТ серии БМРЗ, совместное предприятие «АВВ Реле-Чебоксары» выпускает МПТ серии SPAC 800, фирма «Сименс» поставляет МПТ серии SIPROTEC, фирма «Альстом» выпускает серию МПТ MiCOM Pl40, фирма «Мерлэн-Жерен» производит МПТ серии СЕПАМ и др
Основные функциональные возможности и технические характеристики ряда МПТ рассмотрены в [46.16—46.18]
534
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
| Разд. 46
Учитывая, что выпускаемые различными фирмами МПТ имеют в значительной мере совпадающие функциональные возможности и выполнены в соответствии с одними и теми же стандартами и рекомендациями Международной электротехнической комиссии (МЭК), дальнейшее рассмотрение ограничивается МПТ серии БМРЗ*.
Назначение. Микропроцессорные терминалы серии БМРЗ (блок микропроцессорной релейной зашиты) предназначены для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений напряжением б—35 кВ и обеспечивают следующие функциональные возможности
выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ;
сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов и неисправности БМРЗ;
мсспюе и дистанционное управление выключателем с переключением режима управления;
задание внутренней конфигурации (ввод зашит и автоматики, выбор защитных характеристик, числа ступеней защиты и т д.) программным способом;
местный и дистанционный ввод уставок защит и автоматики, а также их хранение и отображение;
хранение двух наборов конфигурации и уставок (программ) и переключение программ автоматически при смене направления мощности либо по внешнему сигналу;
отображение текущих электрических параметров защищаемого обьекта;
фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта для девяти последних аварийных событий с автоматическим обновлением информации,
осциллографирование аварийных процессов;
хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит БМРЗ;
учет числа отключений выключателя и циклов его АПВ;
пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;
контроль и отображение положения выключателя, а также исправности его цепей управления;
непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) МПТ в течение всего времени работы,
блокировку всех выходов при неисправности БМРЗ для исключения ложных срабатываний и выполнение МТЗ на отключение при неисправностях, не влияющих на функцию МТЗ;
получение дискретных сигналов управления и блокировки, выдачу команд управления, а также аварийной и предупредительной сигнализации;
* Содержание данного раздела, касающегося БМРЗ, написано иа основе технических материалов ПТЦ «Механо тропика».
защиту от ложных срабатываний дискретных входных цепей при нарушении изоляции в цепи оперативного тока КРУ;
двусторонний обмен информацией с АСУ и ПЭВМ по стандартным последовательным каналах связи;
подключение к импульсным выходам счетчиц» электроэнергии для передачи информации в АСУ.
В зависимост и от типа защищаемого присоединения выпускаются следующие разновидности МПТ. БМРЗ-ВЛ — для воздушных линий, БМРЗ-КЛ —для кабельных линий, БМРЗ-СВ — для секционных выключателей, БМРЗ-ВВ — для выключателей питающих вводов, БМРЗ-ТР — для трансформаторов (мощностью до 6,3 МВ • А), БМРЗ-ДА—дм асинхронных двигателей (мощностью до 4 МВт)и БМРЗ-ПС — для пунктов секционирования (с односторонним и двусторонним питанием).
Алгоритмы функционирования защиты и автоматики, а также интерфейсы для внешних подключений БМРЗ разработаны в соответствии с техническими требованиями к отечественным системаи РЗА, что обеспечивает совместимость БМРЗ сует-ройствами, находящимися в эксплуатации. При этом БМРЗ может применяться как самостоятельно, так и совместно с другими устройствами РЗА (например, с дифференциальной защитой трансформатора, специальной защитой сипхронныхди-гателей и т.д ), выполняя функции, отсутствующие в >тих защитах.
Терминалы предназначены для установкивре-лейиы.х отсеках КРУ, КРУП, на релейных панели и в шкафах и выпускаются в двух исполнении в зависимости от рабочего диапазона температур: от -10 до +55 °C — для установки в нерегулярно отапливаемых помещениях и от-40 до +55 °С-для установки в неотапливаемых помещениях
Возможность подключения МПТ к специальным комбинированным блокам ни гания типа БПК-1 или БПК-2 позволяет применять БМРЗ на объект» без источников постоянного оперативного тока.
Выполнение МПТ. Устройство состоит изрк-да функциональных модулей, электрически соединенных через кроссплату — модуль геймов-гажный (MI )
Структурная схема БМРЗ приведена рис. 46.5!. Вторичные токи и напряжения от ТТ и TH подаются через клеммные соединители «1», «2» и «2а» 1 модуль аналоговых сигналов (МАС), где преобразуются в напряжения, приведенные к уровням,необходимым для нормальной работы микроэлектронной элементной базы.
Напряжения с выходов МАС поступают в модуль аналого-цифрового преобразования (МАЦП), осуществляющий их преобразование в последом-тельность двоичных кодов и обработку процессором МАЦП, который реализует алгоритмы цифровой фильтрации и вычисления значений параметров сигналов.
Результаты вычислений передаются в модуль центрального процессора (МЦП). Сюдажеизлру-
§46.5]
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 6—10 кВ
535
гих модулей поступают информация о состоянии дискретных входов, кнопок, установленных в модуле пульта (МП), а также команды, передаваемые по последовательным каналам из АСУ или от ПЭВМ. Модуль центрального процессора производит обработку поступающей информации (сравнение значений параметров входных сигналов с уставками, отсчет выдержек времени и т.д.) и формирует команды управления и сигнализации, которые воздействуют на выходные реле, установленные в модуле ввода-вывода (МВБ) и блоке питания (БП). Кроме того, МЦП обеспечивает управление индикаторами, установленными в МП, и дисплеем.
Все модули и узлы БМРЗ питаются от БП, подключаемого к источнику постоянного, выпрямленного или переменного напряжения.
Модуль аналоговых сигналов. Основными функциональными элементами МАС являются унифицированные измерительные преобразователи тока (ИПТ) и напряжения (ИПН).
Измерительный преобразователь (рис. 46.59) состоит из промежуточного трансформатора TL и прецизионного усилителя А. Дополнительным элементом преобразователя является формирователь тестового сигнала.
Промежуточный трансформатор осуществляет гальваническую развязку и предварительное масштабирование входного сигнала. Кроме того, первичные обмотки ИПТ и ИПН обеспечивают необходимую термическую стойкость при перегрузках.
Усилитель осуществляет точное масштабирование входного сигнала и согласование полного со-
Рис. 46.59. Функциональная схема измерительного преобразователя
противления промежуточного трансформатора и аналого-цифрового преобразователя.
Формирователь тестового сигнала обеспечивает проверку работоспособности преобразователя по командам от МАЦП. Тестовые сигналы не нарушают нормальную работу измерительных каналов БМРЗ. Тестированием охвачены только те преобразователи, па входах которых в нормальном режиме сигналы отсутствуют или имеют значения ниже границы рабочего диапазона.
Преобразователи тока имеют пять, а поеобразо-ватели напряжения — четыре модификации, отличающиеся номинальными значениями входных сигналов и наличием канала тестирования.
Характеристики преобразователен приведены в табл. 46.7 и 46.8.
Модуль аналоговых сигналов может содержать до восьми преобразователей. Количество и типы
536
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
|Разд«
Таблица 46.7 Основные параметры измерительных преобразователей тока
Тип	Номинальное значение тока /ном, А	Рабочий диапазон, А	Предельный диапазон, А	Термическая стойкость, А		Потребляемая мощ. ность при /1Ю1|,В-А
				длительно	1 с	
ПИТ-120	5	1,5—100,0	0,5—120,0	15	400	0,2
ПИТ-60	5	0,5—50,0	0,25—55,0	15	400	0,2
ПИТ-30	1	0,5—25,0	0,3—30,0	15	100	0,2
ПИТ-3	0,15	0,05—2,50	0,03—3,0	8	42	0,2
ПИТ-0,3	0.015	0.005—0,25	0,003—0,3	1,5	30	0,2
Таблица 46.8 Основные параметры измерительных преобразователей напряжения
1 ИП	Номинальное напряжение, В	Рабочий диапазон, В	Предельный диапазон, В	Устойчивость к перегрузке (длительно), В	Потребляемая мощность, В  А, не боле
ПИН-380	380	3,5—460,0	2—500	550	1,0
ПИН-240	220	2—240	2—260	500	0,5
ПИН-120	100	1—120	1—130	300	0,2
ПИН-80	60	1—75	0,5—85,0	300	0,2 J
Из MAG НаналБ
Сигналы от	1
преобразователей Канал 8.
МПЛ _АЦП
А МП -г
<-- > ВМЦП
Результаты вычислений и самодиагностики
В МАС 4
Сигналы тестирования преобразователей
Рие. 46.60. Функциональная сяеш модуля аналого-цифрового преобразовании
преобразователей, устанавливаемых в МАС конкретного исполнения, определяются при заказе БМРЗ и зависят от типа защищаемого присоединения и реализуемых функций защиты и автоматики.
Модуль аналого-цифрового преобразования. В состав МАЦП (рис. 46.60) входят мультиплексор (МПЛ), 16-разрядный аналого-цифровой преобразователь (АЦП) и микропроцессор (МП) По специальному заказу может быть установлено также оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) для осциллограмм.
Типовая частота дискретизации входных сигналов составляет 24 выборки за период. Кодовые последовательности считываются микропроцессором, который обеспечивает цифровую фильтрацию сигналов (выделение первой или высших гармонических составляющих сигнала, подавление апериодической составляющей и г.дЭ и вычисление их действующих значений В зависимости от исполнения БМРЗ в МАЦП производятся также вычисления симметричных составляющих токов и напряжений, активной и реактивной мощности, частоты и других параметров. Кроме того, процессор МАЦП контролирует исправность измерительных преобразователей МАС и аналоговых цепей МАЦП Результаты вычислений параметров сигналов и самодиагностики передаются в МЦП.
Модуль центрального процессора. Основными элементами МЦП (рис. 46.61) являются: центральный процессор (ЦП1), постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), электрически перепрограмми
руемое постоянное запоминающее усгройпи (ЭППЗУ), оперативное запоминающее устройств; (ОЗУ), микросхема часов/календаря (Ч/К), цен-тральный процессор управления дисплеем (ЦП2) буфер (БФ1) обмена с МАЦП, шина обмена, регистры клавиатуры (РК) и индикации (РИ), схема реирг ного питания часов/календаря и ОЗУ, атакжедрй. веры последовательных каналов RS 232 и RS 485.
Процессор ЦП1 получает из МАЦП значащ электрических параметров защищаемого объекту из ЭППЗУ значения программных ключей и уиг вок, а из МВБ информацию о состоянии дискретных входов На основании всей этой информаи вырабатываются команды управления выходные реле и индикаторами в соответствии с алгоритм зашиты и автоматики.
Кроме того, ЦП1 также передает информац в ЦП2 для вывода ее на жидкокристалличеа дисплей, обслуживает клавиатуру пульта и обеспечивает обмен по последовательным каваш RS 232 и RS 485.
Программа работы ЦП заносится в ПЗУ пред-приятием-изгото вителем
Модуль ввода-вывода. В МВВ могут бытьуиг новлены до 16 ячеек входных дискретных сигнал и до 16 выходных реле.
Входная ячейка состоит из порогового эдеме! та и высоковольтного оптрона. Оптрон обеспечи» ет гальваническую развязку и необходимую злее трическую прочность изоляции между первичш-ми и вторичными цепями Пороговый элемента!
j 465]
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 6-10 кВ
537
Рнс. 46.61. Структурная схема
модуля центрального процессора
щищает от ложных срабатываний при замыканиях н утечках в цепях оперативного тока. Напряжение срабатывания порогового элемента составляет не менее 60 % номинального напряжения.
В БМРЗ могут устанавливаться ячейки типа ЯВх и ЯП, основные характеристики которых приведены в табл. 46.9. Возможна также установка специализированной ячейки (ЯС) для подключения счетчиков электрической энергии
В случае необходимости дискретные входы могут быть объединены в группы, подключаемые водному и тому же источнику оперативного тока (рис. 46.62).
Выходные блоки МВВ содержат ключи, управляющие малогабаритными электромеханическими реле с высокой коммутационной способностью, а также цепи обратной связи, позволяющие системе самодиагностики контролировать исправность ключей, обмоток реле и цепей питания выходных реле. Релейные выходы МВВ имеют аппаратные и программные средства защиты отложных срабатываний при любой неисправности БМРЗ, а также при воздействии внешних помех и любых перерывах оперативного питания
Блок питания. Состоит из двух узлов узла питания (УП) и узла ввода-вывода (УВВ). В УП осущс-
Таблица 46.9 Основные параметры входных ячеек
Тип	Род тока	Номинальное напряжение, В	Входной ток. мА	Максимальное напряжение, В	Напряжение срабатывания, В, не более	Напряжение несрабатывания, В, не менее
ЯВх-220	Постоянный	220	3,5	264	170	140
ЯВз-ПО	»	НО	3,5	131	80	70
ЯВх-24	»	24	3,5	30	20	18
ЯП-220	Переменный	220	3,5	264	160	140
538
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд.*
Рнс. 46.62. Схема подключения дискретных входных сигналов
ствляется преобразование первичного напряжения оперативного питания (переменного, постоянного или выпрямленного) в четыре вторичных напряжения постоянного тока, необходимых для работы модулей БМРЗ' +5 В, +24 В и±15 В. Изменение полярности постоянного или выпрямленного питающего напряжения не отражается па работе БП
Перерывы питания длительностью до I с не влияют иа функционирование БМРЗ. При подключении к БП внешнего конденсатора-накопителя (клеммы 5 и 6 иа клеммном соединителе «5») устойчивость к перерывам питания увеличивается до 10 с.
Узел ввода-вывода допускает установку до семи ячеек входных дискретных сигналов и до семи выходных реле, что позволяет увеличить общее число как дискретных входов БМРЗ. так и выходных реле до 23 Входные ячейки и выходные реле УВВ такие же, как и в МВВ.
Модуль пульта. Выполнен в виде печатной платы, на которой установлены жидкокристаллический индикатор (ЖКИ), элемент регулировки контрастности ЖКИ, восемь кнопок управления БМРЗ, восемь индикаторов, соединитель «RxTx» для подключения ПЭВМ и ряд вспомогательных элементов.
Основные технические характеристики и параметры БМРЗ приведены ниже:
Входные аналоговые сигналы
Количество аналоговых измерительных входов .................... 8
Номинальный ток, А.............5
Рабочий диапазон токов, А......... 1,5—120,0
Термическая стойкость. А длительно..................... ...	15
кратковременно до 1 с ......... 500
Мощность, потребляемая по цепям то-
ка, В  А ...................... 0,2
Номинальное напряжение, В........ 100/220/380
Рабочий диапазон напряжений, %Ц«,„.............................1—120
Устойчивость к перегрузке канала (70 длительно, В.................. .	. 300
Мощность, потребляемая по цепям напряжения, В  А, не более..........0,2
Основная погрешность срабатывания: ио току, %.................... ±4
по напряжению, % .	±5
по времени: более 1 с, %	.	±2
менее 1 с, мс.............. ±25
Входные дискретные сш палы
Количество дискретных входов . . До 23 Напряжение, В: срабатывания.........	.. 170—264
несрабатывания........	. . 0—140
Входной зок, мА, не более .	4
Род тока........ ................Постоянный/
переменный
Максимальное значение напряжения на входе. В, не более............264
Выходные дискретные сигналы
Количество дискретных выходов... До 23 Коммутируемый ток замыкания/раз-мыкания при постоянной времени нагрузки 20 мс, А...... ........... 2.5/0,15
Диапазон коммутируемых напряжений, В........................... 24—264
Питание от источника переменного, выпрямленного или постоянного тока:
Напряжение питания, В........	88—264
Потребляемая мощность, Вт........ 10/15
Устойчивость к перерывам питания, с 1,5
Климатические условия эксплуатации Температура воздуха, °C..........-40...+55
Относительная влажность воздуха при 25 °C, % (допускается конденсация влаги) .................. До 98
Степень защиты (по лицевой панели) 1Р-54 Сопротивление изоляции. МОм, не менее..................... 100
Габаритные размеры, мм .	. 300x355x195
Масса, кг, не более.	.9
Схема внешних подключений БМРЗ предо» лена на рис. 46.63.
Функции защиты. Токовая защита с вктчь нием на полные токи фаз. Все модификации БМРЗ имеют возможность выполнения одно-, двух-ни трехступенчатой токовой защиты от междуфазнш КЗ. Число ступеней защиты задается соответствующими программными ключами.
Ступени 1 и II выполнены с независимыми врс-мятоковыми характеристиками. Ступень III —МВ может иметь независимую или зависимую характеристику. Выбор типа характеристики осуществи-ется соответствующим программным ключом.
Ступень III может действовать на отключение! сигнализацию или только на сигнализацию.
Д46 5]
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 6-10 кВ
539
Рис. 46.63. Схема внешних подключений БМРЗ линии
540
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
Основные параметры ступеней с независимыми времятоковыми характеристиками приведены ниже:
Диапазон уставок по току, А: для I и II ступеней............... 2,50—99,99
для 111 ступени................ 1,50—25,00
Диапазон уставок по времени (для любой ступени), с................ .	0,00—99,99
Дискретность уставок:
по току. А .	......	0,01
по времени, с......	0,01
Коэффициент возврата по току	0,95—0,98
Время возврата, мс, не более	50
Для МТЗ возможен выбор одной из следующих четырех зависимых времятоковых характеристик:
нормальной (стандарт МЭК 255-4), определяемой выражением
_	0.14Л1
длительно инверсной (стандарт МЭК 255-4), определяемой выражением
_	120А;
' = а//уст)-';
крутой (аналог PTB-I), определяемой как
' =------?+
30(///у„-1)
пологой (аналог PT-80, PTB-IV), определяемой выражением
где / — входной ток; /уст — уставка по току, К — коэффициент времени; 73 — уставка по времени.
Пуск ступени с зависимой характеристикой происходит при токах, превышающих 1,1/уст. Выдержка времени на начальном участке зависимых характеристик не превышает 100 с.
Параметры III ступени (МТЗ) с зависимой вре-мятоковой характеристикой приведены ниже:
Диапазон уставок ио току /уст, А .	1,50—25,00
Дискретность уставок по току, А.... 0,01
Диапазон коэффициентов времени К . . 0,05—1,00
Дискретность коэффициента времени К 0,05 Диапазон уставок по времени Т3 , с ... 0,10—10,00 Дискретность уставок по времени, с .. 0,01
Токовая защита с пуском по напряжению. Условием пуска является снижение любого между-фазного напряжения ниже уставки или увеличение напряжения обратной последовательности выше
уставки (по напряжению 1/2). Предусмотрена в» можность комбинированного пуска. Наличие ил отсутствие пуска по напряжению, а также выбор варианта пуска для каждой ступени задается «киве гствующими программными ключами.
В зависимости or исполнения БМРЗ пуекиова-пряжению можег выполняться внешними реле и-пряжения — через дискретный вход «Разрешена МТЗ» или автономно — прн наличии в МПТаналоговых входов для подключения цепей напряжена.
Параметры пуска по напряжению приведет ниже:
Диапазон уставок по междуфазному напряжению U<, В........	......20—80
Диапазон уставок по напряжению обратной последовательности U2>, В.....5—20
Дискретность уставок по напряжению, В I
Коэффициент возврата U< . .	1,03—1,01
Коэффициент возврата .	. 0,95—О,Я
Токовая направленная защита от междуфа-ных КЗ. Реализуется одним из следующих способов: подачей на вход «Разрешение МТЗ» дискретного сигнала от внешнего реле направления ионности либо автономно — применением исполнений БМРЗ, в которых реализована функция органа и-правления мощности (ОНМ).
Направленность действия вводится независимо для каждой ступени соответствующим программным ключом.
Ускорение токовой защиты. Ускорение ало-дится на I с при включении выключателя, атаке при действии функции «приемник логической» щиты шин» (ЛЗШп) — для исполнений БМРЗ-ВВ и БМРЗ-СВ.
Ускорение по факту включения выключим действует на I и II ступени защиты Ускорениепра работе ЛЗШ действует на I ступень. По выбору в» можно действие ЛЗШ на II ступень
Если для какой-либо ступени токовой защип задана уставка по времени меньше ускоренной уставки ТуСК, то при действии ускорения заданнаяус-тавка сохраняется
Диапазон уставок но времени ускорения Т^а составляет 0,05—0,99 с, а дискретностьзаданияус-тавки — 0,01 с
Логическая защита шин Ускоряет отключенин КЗ на шинах при использовании функций «прием-: ник логической защиты шин» (ЛЗШп) и «дата логической защиты шин» (ЛЗШд).
В БМРЗ-КЛ и БМРЗ-ВЛ функция ЛЗШдобеспечивает формирование дискретного сигнал «ЛЗШд» в случае превышения входным током уставки по току I или II ступени токовой защип, В исполнении БМРЗ-СВ сигнал «ЛЗШд» формируется при превышении входным током уставки по току I или II ступени и наличии на соответствую-! щем входе сигнала «ЛЗШп».
’азд 46
§46 5]МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 6—10 кВ 54J
на воз-
не или выбор
Я COOT-
< по на-еле иа-ешение анало-
жения ведены
б)
е)
Рис. 46.64. Варианты реализации логической защиты шин (ЛЗШ):
а—структурная схема подстанции, б — последовательная схема ЛЗШ; в — параллельная схема ЛЗШ
-80
20
1—1,07
i—0,98
дуфаз-спосо-
искрет-я мощ-лнений ана на-
висимо трамм-
ie вво-
1 также кой за-1РЗ-ВВ
>чателя ше при »ру ВОЗ-
(ащиты ной ус-ная ус-
1Я ^уск ния ус-
ечения прием-датчик
)беспе-игнала сом ус-н ниты рмиру-вки по ствую-
Задание в конфигурации для БМРЗ-ВВ и БМРЗ-СВ функции ЛЗШп переводит их токовые защиты вускоренный режим При появлении на входах «ЛЗШп» указанных МПТ дискретного сигнала ускорение снимается (на время существования этого сигнала) и защиты действуют с выдержками времени, обеспечивающими их селективность несрабатывания при внешних КЗ.
Возможны два варианта реализации логической защиты шин подстанции (рис. 46.64, а) — с последовательным соединением датчиков (рис 46.64, б) или с параллельным их соединением (рис 46.64, в). Особенностью первого варианта является автоматический ввод селективных уставок защиты по времени (в режимах без КЗ на входах «ЛЗШп» имеется дискретный сигнал), что снижает вероятность отключения секции при неисправности цепей ЛЗШ
При использовании ЛЗШ не рекомендуется устанавливать значение уставки по времени ускорения менее 0,1 с на БМРЗ-ВВ и БМРЗ-СВ.
Защита от однофазных замыканий на землю (033). Указанная защита может выполняться с кон-
Рис. 46.65. Угловая диаграмма направленной защиты от замыканий па землю
(Рф! — зона нечувствительности защиты)
тролем: напряжения нулевой последовательности (НП) 31/р, тока нулевой последовательности 3/р, напряжения и тока нулевой последовательности 3Uo и 3/р (ненаправленная), а также напряжения, тока и направления мощности НП — 3U0,3/0 и Гр) (направленная)
Измерения напряжения, гока и направления мощности НП выполняются по первой гармонической составляющей сигнала с частотой от 45 до 55 Гц. Для реализации направленной защиты определяется направление мощности нулевой последовательности /’оТ по значению фазового угла между током 3/р и напряжением 31/р. Угловая диаграмма направленности приведена на рис. 46.65.
Направление мощности НН определяется при условии, что напряжение 31/р превышает 5 В, а ток 3/р имеет- значение больше минимальной уставки выбранного диапазона.
Алгоритм направленной защиты обеспечивает селективное определение поврежденного фидера при устойчивых однофазных замыканиях и отсутствии компенсации нейтрали, а также при заземлении нейтрали через резистор.
При наличии входных аналоговых сигналов 31/р и 3/р вариант защиты задается соответствующими программными ключами.
Все варианты защиты выполнены одноступенчатыми с независимой характеристикой срабатывания и одной или двумя выдержками времени
Защита выполняется с действием на сигнализацию и отключение или только на сигнализацию (выбор осуществляется соответствующим программным ключом)
542
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд.46
Возможно хранение двух программ уставок и программных ключей (программ) защиты от однофазных замыканий на землю. Смена программ производится одновременно со сменой программ токовой защиты оз’ междуфазных КЗ.
Параметры защиты от однофазных замыканий на землю приведены ниже:
Дискретность уставок по времени
7ЗОФ' с.......................... 1
Коэффициенз’ возврата:
для уезавок в диапазоне оз’ 0,2 до 0,6 А.................... 0,80-0,9!
для уезавок в диапазоне оз’ 0,6 до 10,0 А................ 0,95-0,9!
Диапазон уставок по напряжению 3(/(|.В	................... 5—99
Дискретность уставок по напряжению 3U0, В .... .	.............. I
Диапазон уставок по току 3/0, А	0,005—0,250
0,05—2,50 0,50—25,00 2,50—99,99
Дискретность уставок по току 3/0, А, в диапазонах:
0,005—0.250 А........	0,001
0,05—2,50 А.....	... 0,01
0,50—25,00 А..................0,01
2,50—99,99 А. .	.0,01
Диапазон уставок по времени /отц, Лэ332-с	.... ®
Дискретность уставок по времени, с . 0,01 Коэффициент возврата по току 3/0 и напряжению 3(У0................ 0,95—0,98
Смена программ защит от междуфазных КЗ и однофазных замыканий на землю. Смена программ производится одним из следующих взаимоисключающих способов, подачей на вход БМРЗ дискретного сигнала «Программа 2» (при наличии указанного входа), автоматически — при изменении направления мощности (для исполнений, имеющих функцию ОНМ) либо командой, передаваемой по последовательному каналу с верхнего уровня АСУ.
Переключение программ по изменению направления мощности не может использоваться совместно с токовой направленной защитой от междуфазных КЗ.
При пуске любой из защит смена программ блокируется.
Защита от несимметрии и обрыва фазы (ЗОФ) питающего фидера. Для реализации защиты на входы БМРЗ необходимо подать три фазных тока 1а,1ь,1с. Защита реагируез’ на значение тока образной последовательности, вычисляемое по известному классическому выражению в [46.22].
Защита можез’ быть выведена из действия соответствующим программным ключом.
Параметры защиты приведены ниже:
Диапазон уставок по току/2, А.... 0,2—10,0
Дискретность уставок по току /2, А. . . 0,1
Диапазон уезавок по времени, с... 1—50
Защита минимального напряжения (ЗМН)н-полняется с контролем двух линейных напряжений и напряжения обратной последовательное™ Контроль любого из указанных напряжений может быть блокирован соответствующим программным ключом.
Возможно действие защиты на отключение! (или) на сигнализацию.
Предусмотрена возможность блокировки дивной защиты при пуске защиты оз’ междуфазных КЗ, а также внешним дискретным сигналом «Блом. ЗМН».
Защита можез’ действовать как с контролем, та и без контроля положения выключателя. Прицеленном контроле (по сигналу от РПВ) защита ере-батывает только при включенном выключателе. Контроль положения выключателя может бытыы-веден, например, при использовании данной запиты в качестве делительной автоматики
При выведенном контроле положения выключателя действие защиты на отключение блокируете!.
Диапазон уставок защиты по времени срабатывания составляез’ 0,1—99,9 с, а дискретность задания уставки — 0,1 с.
Защита от повышения напряжения (ЗПН) выполняется аналогично ЗМН, но действует при превышении между фазным напряжением заданной уставки. Контроль междуфазных напряжений и напряжения обратной последовательности может быть блокирован программными ключами.
Защита действует’ на отключение и (или) на сигнализацию.
Параметры защиты приведены ниже
Диапазон уставок по напряжению Ц>, В 100—200 Напряжение срабатывания 6/2>, В...... 5—20
Дискретность уставок по напряжению U>uU2>, В........................ 1
Диапазон уставок по времени Гзпн, с-  0,1^99,9 Дискретность уставок по времени, с . .. 0,1 Коэффициент возврата по напряжению
Ц> н U2>............................. 0,95—0,91
Защита от снижения напряжения привкхючя нии выключателя вводится в действие на 1 с после получения сигнала о включении выключателя (и реле РПВ).
Защита пускается при снижении линейного ш-пряжения или при появлении напряжения обратно! последовательности. Условия пуска задаются программными ключами.
§46.5]
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 6 10 кВ
543
Защита действует на отключение и сигнализацию.
Параметры защиты соответствуют указанным выше для ЗМН, та исключением диапазона уставок по времени срабатывания, который в данном случае составляет 0,2—1,0 с при дискретности уставок 0,01 с
Защита дня дальнего резервирования отказов защит или выключателей отходящих от шин линий. Функция дальнего резервирования (ДР) реализуется ненаправленной максимальной защитой, реагирующей на реактивную составляющую полного фазного тока, с пуском ио току обратной последовательности и блокировкой но минимальному напряжению.
Защита имеет независимую выдержку времени.
Пуск защиты по току /2 может быть выведен соответствующим программным ключом.
Предусмотрена возможность блокировки защиты на заданное время при снижении значения напряжения прямой последовательности U। ниже заданной уставки.
Защита действует на отключение.
Имеется возможность вывода защиты из работы с помощью внешнего дискретною сигнала «Блок ДР» и программным ключом.
Параметры защиты приведены ниже'
Диапазон уставок по реактивным состав-
ляющим фазных токов /р, А	I—5
Дискретность уставок по реактивным составляющим фазных токов, А , .	0,1
Диапазон уставок но времени, с .	I—5
Дискретность уставок по времени, с . . 0,1 Диапазон уставок по напряжению пря-
мой последовательности, В ,	10— 100
Дискретность уставок по напряжению прямой последовательности, В	1
Диапазон уставок по времени блокировки по , с ........ ............ 5— 15
Дискретность уставок по времени блокировки по (7|, с. . .	. .	I
Уставка по току обратной последовательности /2, А	.......0,4
Уставка по времени наличия тока обратной последовательности, с ...	0,08
Коэффициент возврата по напряжению
1/|>	.	... 1,03—1,07
Коэффициент возврата по току/2> .	0,95—0,98
Функции автоматики:
двукратное или однократное автоматическое повторное включение (АПВ);
резервирование отказов выключателя (УРОВ);
автоматическое включение резерва (АВР);
определение места повреждения (ОМП);
выполнение команд автоматической частотной разгрузки (АЧР) и автоматического повторного
включения но частоте (ЧАПВ) oi внешнею устройства частотной разгрузки
Функции управления:
операции отключения и включения выключателя по внешним командам и от кнопок на собственном пульте;
оперативный ввод-вывод функций защиты и автоматики по внешним сигналам;
дистанционное изменение параметров настройки
Функции сигнализации. Обеспечивают формирование следующих сигналов аварийного отключения, предупредительных, вызова в ячейку, перегрузки, работы автоматики, неисправности БМРЗ или выключателя, отказа БМРЗ и др.
Выбор параметров срабаяывания п проверка чувствительности микропроцессорных защит. Дальнейшее изложение ограничивается расчетом микропроцессорных зашит от КЗ липин и трансформаторов 6(10) кВ Расчет микропроцессорных защит электродвигателей напряжением выше I кВ рассмотрен в [46 20].
При отсутствии в сети трансформаторов, защищаемых предохранителями, следует стремиться использовать на линиях трехегуненчатые зашиты с независимыми врсмятоковыми характеристиками (ВТХ), что при достаточной эффективности 1 и II ступеней позволяет существенно снизить время отключения междуфазных КЗ Методика расчета указанных защит изложена в [46.22] и далее не рассматривается Харакзерные для МПТ значения коэффициентов (отстройки, возврата, согласования), входящих в соответствующие расчетные выражения, приведены ниже. Значение ступени селективности может быть пришло равным 0,15—0,2 с при условии установки на смежных линиях однотипных выключателей [46 19]
В случае наличия на защищаемой линии ответвлений к трансформаторам с предохранителями на стороне ВН использование II и III ступеней, имеющих независимые ВТХ, оказывается, как правило, неэффективным 11оследнее обусловлено тем, что согласование независимой ВТХ ступени защиты с зависимой ВТХ плавкой вставки предохранителя должно осуществляться при первичном токе, равном току срабатывания данной ступени Следствием этого, как правило, являются либо недостаточная чувствительность ступени — приемлемое время срабатывания достигается путем увеличения ее тока срабатывания, либо недопустимо большое значение выдержки времени ступени — необходимая чувствительность достигается снижением ее тока срабатывания
С учетом вышеуказанного далее полагается, что II ступень в защите линии отсутствуез, поскольку она всегда выполняется с независимой ВТХ, а III ступени смежных защит имеют зависимые или ограниченно зависимые время токовые характеристики.
Выбор тока срабатывания и проверка чувствительности МТЗ (И1 ступень). Гок срабатывания
544	ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ[Разд 46
МТЗ линии выбирается, как правило, с учетом следующих условий:
необходимости обеспечения возврата защиты после отключения внешнего КЗ — по выражению 7с.з = *отс *сзп Iраб max' *в - *отс = 1 - 1 ~ коэффициент отстройки; Лсзп — коэффициент’ самозапус-ка, принимаемый равным 1,1—1,3 прн отсутствии в сети высоковольтных электродвигателей и определяемый расчетом при полностью заторможенных двигателях в противном случае, кв = 0,95 — коэффициент возврата защиты по току; /раб1пах — максимальный рабочий ток защищаемой линии, определяемый с учетом ее возможной перегрузки;
необходимости согласования токов срабатывания защит смежных элементов сети — по выражению (при отсутствии параллельно включенных предыдущих элементов)/с з посл = *с(/сзпредтах + + Е/рабтах)" где — коэффициент согласования, принимаемый равным 1,1 при согласовании микропроцессорных защит между собой или с защитами, выполненными на основе реле тока косвенного действия, и равным 1,3—1,4 на основе реле тока прямого действия [46.19]; /сзпредтах — максимальный из токов срабатывания МТЗ предыдущих (по направлению к источнику питания) смежных элементов; £/рар тах — сумма максимальных значений рабочих токов всех предыдущих смежных элементов, за исключением того элемента, с защитой которого производится согласование.
За расчетное значение тока срабатывания защиты /с 3 расч принимается большее из двух полученных
Значение тока срабатывания реле (вторичного тока срабатывания защиты) определяется по выражению /_ =	где — коэффици-
v.p v з расч ex I ’	ел	г *
ент схемы в симметричном режиме, принимаемый равным 1, если защита реагирует на фазные токи, и Уз , если на разность фазных токов; К/ —коэффициент трансформации ТТ Возможный диапазон уставок по току срабатывания III ступени для МПТ типа БМРЗ приведен на с. 540.
Следует отметить, что для III ступени с зависимой ВТХ условие согласования ее тока срабатывания с током плавления вставки предохранителя на стороне ВН смежного трансформатора, соответствующим максимальному времени срабатывания МТЗ, часто являющееся определяющим для электромеханических защит, в случае использования МПТ, как правило, может не учитываться. Указанное обусловлено существенным различием выдержек времени на начальном участке зависимых времятоковых характеристик электромеханических и микропроцессорных защит, что и определяет существенное различие значений соответствующих им токов плавления Так, для МТЗ на основе реле типа РТВ-1 с ус
тавкой 0,7 с максимальная выдержка времени составляет около 5 с, а для БМРЗ — около 100 е.
Для МПТ, устанавливаемых на трансформаторах 6 (10) кВ, ток срабатывания МТЗ выбираете!, как правило, из условия необходимости обеспечения возврата защиты после отключения внешнего КЗ. При этом в приведенном выше выражениида тока срабатывания защиты значение 4СЗП при отсутствии достоверных данных следует определи расчетным путем, рассматривая нагрузку насго|»-не НН трансформатора в первом приближении»! обобщенную Зпачение/ра6 тах с учетом длительно! допустимой перегрузки маслонаполненных трансформаторов ориентировочно может быть пришло равным 1,4/т110М (для двухтрансформаторных подстанций полагается, что один из трансформаторо! отключен)
Чувствительность III ступени зашиты при включении МПТ на токи трех фаз, а также пук включении на токи двух фаз, если ток в третьейфь зе находится расчетным путем, определяете»по выражению кч = /к<^1|,//с3расч , где -набольший из первичных токов трех фаз в месте включения защиты при таких расчетных условии КЗ, когда он имеет минимальное значение; /с 3 расч — расчетное (принятое) значение топ срабатывания защиты
В иных случаях следует определять кч чера отношение соответствующих вторичных токов.
Значение 4Ч защиты как основной (при КЗв защищаемом элементе) должно быть не менее Ц, а как резервной (при КЗ на смежных элементах)-около 1,2 [46.1]
Если значение кч защиты как основной окажется меньше требуемого, то следует рассмотреть воз-можность снижения значения А'сзп путем упрек-дающего (до ликвидации КЗ) отключения чаете электродвигателей. Для линий с отпайками эффективным средством повышения чувствительной МТЗ является автоматическое секционирован!I линии, приводящее к уменьшению зоны дейсшг защиты и, как следствие, увеличению тока КЗ.
Допускается не обеспечивать минимально ив обходимое значение кч защиты как резервной пр» I КЗ за понижающими трансформаторами 6 (Ю)й [46.1]
Выбор выдержек времени МТЗ. Выдержки аре-глени МТЗ в сетях с односторонним питанием взбираются по ступенчатому принципу [46.22]. При этом методика расчета зависит от типа время» вых характеристик последующей (рассчитываемой) и предыдущей защит, а также от наличия ил отсутствия I ступени (отсечка без выдержки времени) в предыдущей защите
846.5]
Ес. вует, ^с.з.пос. реме! токе т щих с мальн. элеме> ступеь если I мпт>
Зн щую 3 иагруз исклю сматр!
В двухст данно! токе, f
nF лем /с реме! щим ^пл та) предо; ступе> мели 1 торое В кач< вать д при ко
nf теля в
ся для финне брос (
За *с.з.пос щей (] предо менто
Зи
вующ< СМИТЫ ВТХ, (се 7 ВТХ j Поэто борти
ТИВИО1  реал термн следи*
i8-7t
§46.5]
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 6 10 кВ
545
Если I ступень в предыдущей защите отсутствует, то с учетом принятых выше ограничений '[зпосл ^сч пред max + гАе ^с.з.посл выдержка времени последующей защиты при максимальном токе трехфазного КЗ в начале одного из предыдущих смежных элементов; /с , пред 1Пах — максимальная из выдержек времени МТЗ предыдущих элементов при упомянутом трехфазном КЗ; А/ — ступень селективности, принимаемая равной 0,3 с, если предыдущая защита выполнена па основе МПТ или реле тока косвенного действия [46.19]
Значение тока трехфазного КЗ через последующую защиту должно определяться с учетом тока нагрузки всех предыдущих смежных элементов, за исключением того элемента, в начале которого рассматривается данное КЗ.
В случае выполнения предыдущей защиты двухступенчатой выдержку времени III ступени данной защиты следует’ определять при первичном токе, равном току срабатывания ее I ступени
При согласовании с предыдущим предохраните-
^с.з.посл — пл max + АПТС Дз поел выдержка времени последующей защиты при КЗ за предыдущим предохранителем в расчетных условиях; |пп„„ — максимальное время плавления вставки пл шал	
предохранителя в расчетных условиях; Д t = 0,3 с — ступень селективности, определяемая с учетом времени гашения дуги в предохранителе типа ПКТ, которое в первом приближении принято равным 0,1 с. В качестве расчетных условий следует рассматривать двухфазное КЗ в таком режиме работы сети, при котором значение тока данного КЗ минимально.
При использовании типовой ВТХ предохранителя время плавления вставки должно Определяться) (2)
св для расчетного тока /расч = 0,8/к mjn , где коэффициент 0,8 учитывает предельно допустимый разброс (±20 %) по току плавления.
За расчетное принимается большее из значений 1ивоа1, полученных при согласовании последующей (рассчитываемой) защиты с защитами и (или) предохранителями всех предыдущих смежных элементов.
Значение tc 3 посл расч — 3 поел max и соответствующее ему значение первичного тока через рассчитываемую защиту определяют одну точку ее ВТХ, но не определяют тип этой характеристики (все типы зависимых и ограниченно зависимых ВТХ должны проходить через указанную точку). Поэтому следующим этапом расчета является выбор типа ВТХ, которая должна обеспечивать селективность несрабатывания защиты при внешних КЗ вреально возможном диапазоне первичных токов и термическую стойкость защищаемой линии (последнее— при отсутствии I ступени).
В [46 19] рекомендуется использовать нормальную ВТХ (см выше функции БМРЗ), которая обеспечивает’ наименьшее время отключения внутренних КЗ, а также наилучшее согласование (в смысле обеспечения селективности несрабатывания при внешних КЗ) с ВТХ реле типа РЗ -80, РТВ и предохранителями типа ПКТ
Все рекомендуемые стандартом M'JK 255-4 типы зависимых ВТХ определяются следующим выражением: t = Хр/[(///уст)к- I], где/ — время срабатывания защиты; а и [5— постоянные коэффициенты, определяющие крутизну ВТХ, I — входной (вторичный) ток; /уст — уставка по току срабатывания III ступени; К = /с 3 [(///уст)“- I J/p — коэффициент времени; /сз — известное время срабатывания защиты при известном вторичном токе / (координаты одной из точек ВТХ)
Для нормальной ВТХ а = 0,02, а |) = 0,14 Значение коэффициента времени К определяется по вышеприведенному выражению, в которое подставляются ранее найденные значения /_,
1	V 3 IIUCJI расч
и соответствующего ему вторичного тока.
Графическое построение В 1X последующей и предыдущей защит и (или) предохранителей в осях время срабатывания защиты (плавления вставки) — первичный ток, называемое картой селективноеги, позволяет оценить диапазон токов, в котором обеспечивается селективность несрабатывания при внешних КЗ рассчитываемой зашиты.
Для оценки термической стойкости защищаемой линии следует определить ее минимально допусги-
,(3) I---- , ,
мое сечение но выражению s,nln = 1*	,
.(3)
где /	—максимальное значение тока трехфаз-
К Шал		1
кого КЗ в начале защищаемой линии, /откл = tc 3 + + /0 а при отсутствии АПВ и /откл = tc 3 + tc 3 уск + + 2/о в при наличии АПВ и ускорении действия защиты после АПВ, /0|КЛ — время отключения КЗ; /сз — время срабатывания МТЗ; /сзу(.к — время срабатывания ускоренной защиты; tOB — время отключения выключателя, С — константа, принимаемая равной 91 для кабелей 6 (Ю) кВ с алюминиевыми жилами и 69,5 для неизолированных проводов. Термическая стойкость обеспечивается, если .sm,n < дл, где дл — фактическое сечение защищаемой линии
Выбор тока срабатывания I ступени Ток срабатывания селективной отсечки без выдержки времени определяется, как правило, с учетом следующих условий:
необходимости обеспечения ее селективности несрабатывания при внешних КЗ —по выражению
'с.з = *отЛ.вш max > , дс *отс “ коэффициент ОТ-стройки для I ступени, значение которого может
18-760
546
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд*
быть принято 1,15—1,2 с учетом эффективного подавления апериодической составляющей тока КЗ (в
БМРЗ не менее чем в 5 раз),	— макси-
К D Ш 111С1Л
мальное значение тока внешнего трехфазного КЗ в начале смежных элементов;
необходимости отстройки от бросков тока намагничивания (БНТ) — по выражению /с 3 = = Лотс Х/т ном, где Лотс = (3—4) — коэффициент отстройки от БНТ; Х/т ном — сумма номинальных токов всех трансформаторов, па которые подается напряжение при включении защищаемой линии.
Для линий с отпайками определяющим, как правило, является первое условие, когда КЗ рассматривается за ближайшим (к месту включения защиты) предохранителем. При этом защитоспо-собность I ступени — доля длины защищаемой линии — часто оказывается нулевой.
При использовании в МПТ функции ЛПВ с целью повышения защитоспособности I ступени ее ток срабатывания может быть выбран равным току плавления вставки, соответствующему сумме времени срабатывания отсечки и времени отключения выключателя (ориентировочно 0,15 с). Неселективное действие 1 ступени исправляется при этом действием АПВ.
Для трансформаторов расчетным является КЗ на стороне НН При этом выбранный по первому условию ток срабатывания I ступени обеспечивает также и ее отстройку от БНТ
Использование на трансформаторах отсечки без выдержки времени оказывается возможным, если значение коэффициента чувствительности при минимальном токе двухфазного КЗ на стороне ВН не менее 2
46.6. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ДВИГАТЕЛЕЙ
Общие положения. Основными видами повреждений электродвигателей являются'
многофазные КЗ в обмотках статора;
однофазные замыкания обмотки статора на землю,
двойные замыкания на землю (одна точка в сети, а другая в одной из фаз статорной обмотки);
замыкание части витков в одной фазе обмотки статора
Для синхронных двигателей (СД) характерными видами повреждений (кроме указанных) являются повреждения цепи возбуждения, обрыв цепи возбуждения, замыкание па землю цепи возбуждения.
Защита от многофазных КЗ должна быть обязательно быстродействующей с действием на отключение
Требование быстродействия является обязь тельным также для защиты от однофазных КЗ я» гателей напряжением ниже I кВ Для электродвиц] телей напряжением выше 1 кВ допустимо вводив в защиту от однофазного замыкания на землю!» держку времени I—2 с, если без этого нельзям-тичь необходимой чувствительности защиты.
Для защиты от однофазных замыканий усты навливают специальную защиту пулевой послсы вательности
Двойные замыкания на землю, как и многош ные, должны отключаться без выдержки времени
Для СД необходима защита от обрыва цепню буждеиия, поскольку защита от асинхронного [Я-жима при обрыве цепи возбуждения обычной» зывает в действии.
Специальной защиты оз- замыканий назешют одной точке цепи возбуждения СД обычно не уств-навливают, если двигатель оперативно может би выведен в ремонт При отсутст вии такой возмоа» сти устанавливают временную защиту отломлен» второго замыкания на землю в цепи возбужден™.
Основным видом ненормального режимаэлет тродвигателей является прохождение в статоре» ков, превышающих номинальный
Защита от перегрузки должна действовали отключение, но с выдержкой времени, достаточно! для пуска двигателя.
Для обеспечения самозануска двигателей да ветственных механизмов и предотвращения неси* хронного включения при снижении напряжение последующим его восстановлением применяете, защита от потери питания, в качестве которой Ж пользуется, как правило, минимальная защите!» пряжения (дополненная на СД минимальной зав» той частоты с блокировкой по направлению ап» ной мощности). Защита действует на отключен» электродвигателей.
Ненормальным режимом синхронных двигищ лей является асинхронный ход, появляющиИй вследствие выпадения СД из синхронизма, id кратковременной потере питания с последующи действием устройств АПВ и АВР или притрехм ных КЗ на смежных элементах (при отсутствии!» стродействующих защит) в нереактивной сети.It этому применяют защиту от асинхронного ходи действующую на восстановление синхронного» жима или на отключение СД
Функции защиты от обрыва фазы часто воз» гаются на защиту от перегрузок. Однако в рядеиу чаев предусматривается специальная зашита он полнофазного режима работы электродвигателя.
Защиты от КЗ в обмотке статора. Выполи/ защит. Защита от многофазных КЗ устанавлнм ся на всех без исключения синхронных и асинхр ных двигателях и действует без выдержки врем на отключение электродвигателя от сети, аус
§46.6]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ДВИГАТЕЛЕЙ
547
Рис.46.66. Токовая защита от многофазных КЗ двигателя напряжением ниже 1 кВ, подключаемого через контакторы
хронных двигателей — также на устройство гашения поля (если оно предусмотрено).
Для двигателей напряжением ниже I кВ используются плавкие предохранители, а также электромагнитные и тепловые расцепители выключателей НН (автоматов).
При выборе автоматов для этой защиты в качестве расчетного тока /расч принимают номинальный ток двигателя /„ „„„. ним
Электродвигатели, подключаемые к сети через контакторы КМ, имеют токовую защиту от КЗ, выполняемую посредством электромагнитных реле тока косвенного действия КА и реле времени КТ. Токовые реле включаются в каждую фазу статора непосредственно (реле KAI—КАЗ на рис. 46.66) ияи через трансформаторы тока.
Защита электродвигателей напряжением 3— 10 кВ осуществляется на вторичных реле тока или комбинированных реле тока и времени прямого ияи косвенного действия.
Для двигателей мощностью до 4000 кВт защита от многофазных КЗ, как правило, выполняется в виде максимальной токовой без выдержки времени
Для электродвигателей мощностью до 2000 кВт применяют однорелейную схему, если чувегви-
(2) тельность защиты при К на выводах двигателя не менее 2.
Если электродвигатели не имеют защиты от замыканий на землю и есть необходимость защиты от
двойного замыкания на землю К' , максималь-дв
ная токовая защита выполняется трехрелейной с тремя ТТ. В случаях, когда коэффициент кч простых токовых защит меньше 2 при КЗ на выводах, токо-аую защиту от КЗ выполняют дифференциальной. Ее установка считается обязательной для электродвигателей мощностью 4000 кВт и более.
Для электродвигателей, имеющих защиту от однофазных замыканий на землю, дифференциальная защита может выполняться двухфазной (рнс. 46.67), а защита от однофазных замыканий
выполняет также функции защиты при двойных замыканиях.
Применение дифференциальной защиты с током срабатывания, меньшим номинального, нежелательно для двигателей ответственных механизмов, поскольку при этом возможно ложное срабатывание защиты н отключение электродвигателя при обрыве цепи циркуляции. Применение специальных схем, отстроенных от обрыва цени циркуляции, целесообразно для двигателей большой мощности особо ответственных механизмов.
Расчет защиты от многофазных КЗ в обмотке статора. Ток срабатывания МТЗ без выдержки времени выбирают по условию отстроенности защиты от пускового тока двигателя.
/	= к 1
с з orc п шах’
где /п |пах — действующее значение периодической составляющей пускового тока при выведенных пусковых устройс । вах или тока, генерируемого электродвигателем при внешнем К^3*. коэффициент отстройки ктс принимается равным 1,8 для реле типа РТ-40 или ЭТ-521 и 2 для реле типа РТ-80 или ИТ-80, а также для реле прямого действия вследствие меньшей точности этих реле.
Ток срабатывания реле
/	- к г-*3*/ /К
ср “ rric'cx 'и max7 Л/’
где Л*3) — коэффициент схемы в симметричном режиме.
Чувствительность защиты оценивается при двухфазном КЗ на выводах двигателя значением кч > 2 (в минимальном режиме работы системы электроснабжения).
Ток срабатывания реле дифференциальной ю-ковой защиты выбирается но условию обеспечения отстроенности защиты от тока небаланса при прямом пуске без токоограничивающих устройств с учетом апериодической составляющей'
/ =f к к к к I
^с.зрасч orcaonii n/uiOM 1
где е — полная погрешность ТТ; кп — кратность пускового тока; Лодн — коэффициент однотипности; ка —коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую; при использовании реле типа РНТ-565 принимается равным I, а при использовании обычных максимальных реле тока ка = 2.
Расчетное число витков обмотки РПТ-565, соответствующее току срабатывания защиты, определяю!’ как
"'расч ~	з’
где F — МДС срабатывания реле (/;с р = 100 А).
Принятое число витков и1 не должно превышать расчетного значения.
6-10 кВ
Дифференциальная защита
Защита от асинхронного хода и перегрузки.
Измерительные приборы
Защита от однофазных и двойных замыканий на землю
(	( Дифференциальная
С _	( _ защита
Защита от перегрузки и асинхронного хода
Защита от однофазных и двойных замыканий на землю
Дифференциальная токовая продольная защита
Цепи отключения от минимальной защиты напряжения
Защита от замыканий на землю
Защита от перегрузки и асинхронного хода
Цепи отключения
9 Л
£8 8 g “ 3 5
х
На ресинхронизацию
На разгрузку двигателя
ШНа ШНс
Цепь напряжения
iv x «5 ?? в 5 , i
5	° и 2 w
5 i«5	?
at n 2	'
W » 2 а я
Защита от потери питания
Цепь сигнализации
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ_______[Разд 4* И j 46.6]
Разд. 46
§46.6]РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ДВИГАТЕЛЕЙ 549
Рис. 46.67. Защита синхронного двигателя (принципиальная схема)
Чувствительность защиты оценивается коэффициентом
/ И'
= _EJ2!2_ > 2 , ^ср
г® min - 4 nun I
Для дифференциальной тащигы с реакторным пуском допускается пониженное значение коэффициента чувствительности (кч > 1,5) при двухфазном КЗ на выводах двигателя в режиме его пуска.
Защита от однофазных замыканий обмотки статора иа землю. Выполнение защиты. Защита устанавливается на электродвигателях мощностью менее 2000 кВт, если ток замыкания на землю /3 превышает 10 А, а на электродвигателях мощностью более 2000 кВт при токе замыкания на землю /3 > 5 А и действует на отключение электродвигателя и автомат гашения поля (у СД). Защита выполняется с помощью токового реле, подключенного к фильтру токов нулевой последовательности (рис. 46.68, а).
Для электродвигателей мощностью до 10 000 кВт /3< I А. В качестве фильтра нулевой последовательности используют кабельные трансформаторы тока типов ТЗЛ, ТЗРЛ. При значительных бросках емкостного тока применяют трансформаторы типа ТИП с подмагничиванием переменным током.
Для двигателей мощностью 2000 кВт и более первичный ток срабатывания не более 5 А может быть обеспечен только специальным реле (тина РТЗ-50), обозначенным в схеме как РТЗ Эго транзисторное реле (рис 46.68, б), обладающее большой чувствительностью (ток срабатывания реле равен 0,03 А при первичном токе 3 А) и высоким коэффициентом возврата, требует допо’шительно-го питания постоянным (зажимы 4 8) напряжением 220 В или переменным (зажимы 2—4) напряжением 100 В от трансформатора напряжения Реле состоит из входного трансформатора, выпрямительного устройства, усилителя постоянного тока, исполнительного органа KL и блока питания. 1 |ервич-ная обмотка трансформатора TL имес г чет ыре вывода (а—г), выведенных на плату и позволяющих изменять диапазон шкалы гоков срабатывания. Резистором R1, включенным в цепь смещения ipairni-стора VTI, осуществляется плавное изменение уставки. Резисторы R2 и R3 включаются только при питании реле напряжением постоянного тока
Для действия защиты без выдержки времени при двойных замыканиях (в общем случае через переходное сопротивление) на землю во вторичную цепь ТИП включается второе токовое реле с первичным током срабатывания 150—200 А.
Специальный контроль исправности цепи подмагничивания не устанавливается Подключение цепей подмагничивания к ТПП выполняют через
550
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд.4)
замыкающий блок-контакт выключателя электродвигателя.
При токах замыкания на землю, меньших указанных значений, для своевременного выявления однофазного замыкания обмотки статора и предупреждения появления двойных замыканий на землю целесообразно выполнять сигнализацию замыканий на землю в кабеле присоединения электродвигателя с использованием тех же устройств, что и для кабельных и воздушных сетей 6—10 кВ.
Защита от однофазных замыканий выполняется без выдержки времени на всех двигателях мощностью менее 2000 кВт.
Для более мощных двигателей, а также при использовании трансформаторов тока нулевой последовательности (ТТН11) с подмагничиванием зашита от однофазных замыканий выполняется с выдержкой времени 0,5—2 с
Расчет защиты нулевой последовательности от однофазных и двойных замыканий на землю. Расчет уставок срабатывания реле тока защит от замыканий па землю производят, как правило, в первичных гоках.
Первичный ток срабатывания /сз защиты, выполненной с ТТНП кабельного типа без подмагничивания, выбирается из условия отстроенности защиты от броска собственного емкостного тока при внешнем перемежающемся замыкании на землю:
^с.з — ^отс^бр^С’
где 7О|С — коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,3; £бр — коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока электродвигателя, принимается равным 3—4; /( собственный емкостный ток электродвигателя,
/с = 6л/С1/ном/73;
f— частота сети. Гц, (/ном — номинальное междуфазное напряжение, В; С — емкость фазы электродвигателя, Ф.
При отсутствии данных завода-изготовителя можно (для двигателей мощностью менее 10 МВт) пользоваться ориентировочными значениями /сз, приведенными в табл. 46.10.
Первичный ток срабатывания защиты 1С п , выполненной с ТТНП кабельного типа с подмагничиванием, определяют по условию обеспечения отстроенности при внешнем однофазном замыкании, сопровождающемся внешним двухфазным КЗ.
/	= — (к' / + к" /	1
с.зп £ ' отс (' отс нб.к.п' ’
где 1(— установившийся емкостный ток замыкания на землю защищаемого двигателя и кабелей между местом установки ТТ НП и двигателем, к'пс = 2; /пб к п — первичное значение установившегося то-
Таблица 46.10. Ориентировочные значения той срабатывания защи1ы нулевой последовательное ги
Показатель	РТ-40/0.2	РТЗ-501
Используемая шкала, А	0,1—0,2	0,03—0/16
Уставка срабатывания реле, А f	А 'с.з mm ’	0,1	0,03 i
при одном ТТНП	8,5	3
при двух ТТНП, включенных последовательно	10,2	и
при двух ТТНП, включенных параллельно	12,5	4,5
ка небаланса ТТНП, вызываемого наличием подмагничивания и несимметричным расположений фаз первичной обмотки относительно вторично^ при максимальном расчетном токе внешнего лот-фазного КЗ; А(''[с — коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,5; кв —коэффициентвозврат! реле (для реле типа РТЗ-50 кв - 0,9—0,93).
Значение первичного тока небаланса определяют по значению вторичного тока неби-ланса/нбв
^нб.К 11Л16 BWB ( 1 + Zpf 2Э нам в),
где wв — число витков вторичной обмотки ТЛИ (табл 46.11), /энамв — эквивалентное содропв-ление намагничивания, приведенное ко вторично) цепи, Zp — сопротивление реле и проводов (от» жимов ТТНП до реле).
Вторичный ток небаланса /нбв содержит дю составляющие: /н6 нес в — составляющую, обу-
ЭДС небаланса во вторичной цени, мВ
Таблица 46.11. Значения ЭДС небаланс! вторичной обмотки ТТНП в нагрузочном режим
S .О £ г ю а х >х
5
₽
Е
20
1—2
ПО
150
17
45
150
17
5—7
50
150
14
20
20
20
ТНП-2
ТНП-4
ТНП-7
10
10
10
5 Е S
2
₽
Е S
Цепь подмагничивания

ПО
по
§46.6]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ДВИГА ТЕЛЕЙ
551
словленную несимметричным расположением первичных токопроводов относительно вторичной обмотки ТТНП; /нб подм в — составляющую, обусловленную неидентичностью двух магнитопроводов ТТНП.
Эти составляющие определяются как
^нбнес.в	нес^^э.нам в
/	— F 17
1 нб.подм в нб нолм/z-р ’
где Янбнсс — ЭДС небаланса, наводимая во вторичной обмотке трансформатора тока в номинальном режиме; к — коэффициент, равный кратности расчетного внешнего двухфазного КЗ для момента аремени, соответствующего выдержке времени защиты; £н6 подм — ЭДС небаланса, обусловленная неидентичностью магнитопроводов.
Ток срабатывания защиты от двойных замыканий на землю должен быть выбран большим максимально возможного значения тока, проходящего через защиту при внешнем повреждении. Первичный ток срабатывания выбирают порядка 100— 150 А, учитывая, что защита выполняется без выдержки времени.
Защита от перегрузки асинхронных двигателей (АД). Выполнение защиты. Защита от перегрузки АД напряжением ниже 1 кВ выполняется токовой, тепловой или температурной (реагирует на повышение температуры обмотки или других частей двигателя). Защита может выполняться посредством автоматов с замедленным срабатыванием илнепомощью реле косвенного действия — тепловых или электромаг нитных. Магнитный пускатель содержит два тепловых реле (рис. 46.69), которые отключают электродвигатель в зависимости от количества тепла, выделенного в них.
При КЗ в двигателе нагреватель может перегореть раньше, чем реле отключит двигатель. Поэтому тепловые реле применяются только при нали-
Рнс. 46.69. Защита от обрыва фазы и от перегрузки асинхронного двигателя напряжением ниже 1 кВ
чип быстродействующей защиты ог КЗ (например, плавких предохранителей).
Для низковольтных АД, защищаемых от КЗ с помощью предохранителей, и при необходимости осуществления защиты от перегрузок применяют реле обрыва фазы (KAI--КАЗ на рис. 46.69), которые своими контактами разрывают цепь само-удерживания контактора КМ при перегорании предохранителей
Для электродвигателей напряжением выше 1 кВ применяют защиту на основе одного индукционного реле серии РТ-8О, которое позволяет выполнять в одном реле защиту от перегрузки и отсечку от многофазных КЗ. При этом индукционный элемент с выдержкой времени, зависимой от кратности тока, используется для защиты от перегрузки, а мгновенный элемент — для выполнения отсечки (например, реле РТ-82) В случаях, когда необходимо действие защиты от перегрузки выполнить на сигнал или разгрузку' приводимого механизма, применяют реле Р'Г-84.
Для выполнения функции защиты от обрыва фазы защиту от перегрузки выполняют двух- или трехрелейной. Защита выполняется с действием на сигнал, если предусматривается возможность ликвидации перегрузок дежурным персоналом, или на разгрузку приводимого механизма, если она выполняется автоматически.
Действие защиты от перегру зки на отключение применяется для электродвигателей с тяжелыми условиями пуска и самозапуска и, если самозапу ск недопустим, при работе электродвигателей без постоянного персонала, а также в случае, если разгрузка механизма невозможна без остановки двигателя
Расчет защит от перегрузки асинхронного двигателя. Номинальный ток теплового реле /„
1 р ном и номинальный ток его сменного нагревателя /н ном ПРИ осуществлении защиты двигателей напряжением ниже 1 кВ выбирают из условия
р ном — д ном /	~ Лт НОМ ’
где /д ном — номинальный ток двигателя.
Ток срабатывания реле зашиты АД напряжением выше 1 кВ от перегрузки выбирают из условия надежного возврата зашиты при номинальном токе
^С.р “ ^ОТС^СХ ^Д.НОМ
где Л()ТС — коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,1—1,2; кв — коэффициент возврата, принимаемый равным 0,8.
Время срабатывания реле выбираюз из условия отстройки от времени пуска, с целью приближения зависимой часзи характеристики реле к тепловой характеристике электродвигателя это время принимают максимально возможным в независимой части характеристики (12—16 с для реле РТ-82 и РТ-84).
552
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд.44
Защита синхронных двияателей от асинхронною хода и перегрузки. Выполнение защиты Защита устанавливается на всех синхронных двигателях (СД) и действует.
а)	с выдержкой времени на запуск схемы ресинхронизации, автоматическую разгрузку механизма до такой степени, чтобы обеспечить втягивание СД в синхронизм, если ресинхронизация возможна и допустима;
б)	на отключение СД и повторный автоматический пуск;
в)	на отключение СД при невозможности ресинхронизации или повторного автоматического пуска.
Для СД со «спокойной нагрузкой» применяется защита двух разновидностей
с помощью реле, реагирующего на увеличение тока в обмотках статора;
с помощью устройства, реагирующего на сдвиг фаз между током и напряжением статора в асинхронном режиме, когда необходимо быстродействие зашиты от асинхронного режима.
Защиты, использующие изменение тока статора, выполняются часто с помощью токового реле с зависимой характеристикой (серии РТ-80), которое одновременно используется для защиты СД от перегрузки
Действие защиты при изменениях тока статора при асинхронном ходе (рис 46.70) основано на юм, что реле РТ-80 имеет большое время возврата и не успевает возвращаться за время Д Z, и поэтому оно срабатывает после нескольких периодов биений гока статора. Для того чтобы обеспечивалось удерживание реле за время ДI, необходимо, чтобы
р - Лшч max
Значение тока качаний зависит от возбуждения СД, а также от его отношения короткого замыкания (ОКЗ) Поэтому при обрыве цепи возбуждения СД. а также при ОКЗ < 1 защита отказывает в действии и можез применяться только для СД с ОКЗ > J при условии дополнительной защиты от обрыва цепи возбуждения.
Рис. 46.70. Диаграмма для пояснения функционирования токовой защиты синхронного двигателя от асинхронного хода:
/с р и /в р — токи срабатывания и возврата реле
Рис. 46.71. Защита синхронного двигателе от асинхронного хода и иереярузкн
Для СД с ОКЗ < 1 применяется совмещенная» щита (рис. 46.71) с независимой оз тока выдержи! времени и током срабатывания
/„ =(1,3—1,4)/лном
Выдержка времени защиты выбирается из условия отстройки от времени пуска и принимается равной 8—10 с.
В схему зашиты последовательно с контактов без выдержки времени КА1 включена обмоткаШ промежуточного реле с замедлением на возврат, предотвращающего возврат реле времени П2яия биениях тока асинхронного режима
Скольжение при асинхронном режиме, возни-шем в резулыате обрыва цепи возбуждения, да различных двигателей колеблет ся от 0,1 до 2— При малом скольжении необходимое время возвря-* та реле KL2, а следовательно, необходимая выдерг-ка времени реле КТ2 моя ут оказаться (см расчет» щиты, приведенный ниже) недопустимо большие Поэтому предусматривается отдельная зашита и потери возбуждения (реле КА, называемое реле яр-левого тока), а время возврата реле KL2 выбирается из условия примерного равенства периоду биеняя] при выпадении из синхронизма возбужденного» гателя и принимается равным 1,5—2 с.
Если время действия защиты необходим иметь меньшим, чем время пуска, го применяются блокировку на время пуска. Защита от обрывацеяяяя^ возбужденяяя может сработать ложно при сбросе нагрузки и отключении внешнего КЗ. Для исключи
§46.6]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ДВИГАТЕЛЕЙ
553
ниятакой возможности вводится задержка с помощью реле КТЗ.
Для предотвращения отключения двигателя при пуске защита от обрыва цепи возбуждения выводится контактом контактора включения возбуждения КМ, а при ресинхронизации — размыкающим контактом реле времени КТ!, имеющим выдержку времени на возврат.
Выдержку времени защиты (т е. выдержку времени реле КТЗ) принимают равной 3—5 с.
Расчет защиты синхронного двигателя от перегрузки и асинхронного хода. Ток срабатывания токового реле защиты от асинхронного хода, совмещенной с защитой от перегрузки, определяется также, как и для асинхронного двигателя.
Для надежной работы защиты при выпадении из синхронизма возбужденного СД вводится замедление 1,5—2 с на возврат реле KL2
Первичный ток срабатывания реле КА1
I =14/ с р п ’ д ном 
Ток срабатывания защиты от потери возбуждения выбирают равным (1,3—1,5)/вх, где /вх — ток возбуждения при холостом ходе (XX), номинальном напряжении и минимальном токе статора двигателя.
Защита от потерн питании. Выполнение защиты. Защита от потери питания выполняется обычногрупповой (один комплект защиты на несколько присоединений) и действует на отключение двигателей или их развозбуждение (для СД). В качестве защиты от потери питания применяют:
а)	минимальную защиту частоты с блокировкой по направлению активной мощности;
б)	минимальную защиту напряжения, выполняемую обычно двухступенчатой.
Выдержка времени 1 ступени /' выбирается из условия отстройки от времени действия быстродействующих защит при многофазных КЗ, в зоне действия которых напряжение на выводах двигате-
, ,1
ля меньше напряжения и срабатывания защиты.
Ступень 1 предназначена для ускорения и повышения эффективности самозануска отвез ет венных электродвигателей, а также для предупреждения несинхронного включения СД на сеть. Обычно принимают /' = 0,5 с, a ~ 0,1 U из условия обеспечения самозапуска ответственных электродвигателей
Ступень П предназначена для отключения электродвигателей при перерывах шнання по условиям технологии или техники безопасности, а также когда самозапуск двигателя с полной нагрузкой (даже при использовании ресинхронизации) невозможен.
Выдержку времени II ступени /" минимальной защиты напряжения принимают равной 5—10 с
На рис. 46.72 представлен один из возможных вариантов групповой защиты. Защита имеет две выдержки времени: = 0,5 с и /" = 10 с Источником оперативного тока служат предварительно заряженные (от зарядного устройства УЗ) конденсаторные батареи. Поэтому выходные реле защиты KLI и KL2 имеют задержку при возвраю для обеспечения надежности отключения выключателей.
Защита срабатывает юлько при снижении напряжения во всех трех фазах. Выдержка времени создается реле времени КТ, имеющим размыкающий контакт и получающим питание от трансформатора собственных нужд через параллельно соединенные контакты реле напряжения. Для предот вращения срабатывания защиты при отключении TV предусмотрен вывод защиты из действия бток-контактом автомата трансформатора напряжения, а при исчезновении напряжения на выходе трансформатора с.п (L/.r с н ) — размыкающим контактом KV3 в цепи контактов КТ
Применительно к электродвигателям низкого напряжения минимальную защиту напряжения реализуют с помощью контактора с удерживающей обмоткой, подключенной к силовой сети Коп гак-
Рис. 46.72. Групповая минимальная защита напряжения для двигателей напряжением выше I кВ
554
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рам.#
Рис. 46.73. Минимальная защита напряжения двигателя напряжением ниже 1 кВ
тор отключает двигатель от сети, если напряжение снижается до (0,4—0,5)t/HOM
Для электродвигателей низкого напряжения применяются также схемы, обеспечивающие отсутствие излишних отключений при быстро ликвидируемых КЗ в питающей сети при одновременном обеспечении пезамедленного оперативного отключения. Пример такой схемы показан на рис 46.73. В ней применены реле фиксации команды KQQ, получающее питание от независимого источника переменного оперативного тока, и реле времени КТ с выдержкой времени при возврате При подаче команды на включение реле KQQ включает контактор КМ, вспомогательный контакт которого подключает питание к обмотке реле времени КТ. При исчезновении напряжения в сети контактор КМ отключается, а КТ начинает отсчет времени. Если восстановление напряжения произошло раньше замыкания контакта КТ, то через контакт KQQ контактор вновь включается Если же перерыв питания длителен, то контакт КТ, замыкаясь, переключает реле KQQ и тем самым не допускает повторного пуска двигателя при последующем восстановлении напряжения.
Схема защиты синхронного двигатели иа переменном оперативном токе (см. рис. 46.67). В качестве защиты от многофазных КЗ установлена дифференциальная токовая продольная защита в двухфазном исполнении с применением реле IPHT, 2РН1, действующих через указательные реле Kill, КН2 на выходные промежуточные реле KLI0 и KLI1, контакты которых дешунтируют катушки отключения YAT1 и YAT2 выключателя Q.
Защита от замыканий на землю выполнена па основе реле РТЗ-50, обеспечивающего значение первичного тока срабатывания до 5 А.
Поскольку дифференциальная защита от многофазных КЗ выполнена двухфазной, в схеме защиты от замыканий на землю предусмотрено токовое реле КА2, действующее на реле KLI и отключение при двойных замыканиях на землю, если одно из мест замыкания находится на фазе В
При исчезновении или снижении напряжения в сети, питающей электродвигатель, выпрямленное
напряжение от блоков питания оперативных цел* I может пропасть или оказаться недостаточным т I действия на отключение выключателя электрода-1 гателя от групповой минимальной защиты напрягI жения, устанавливаемой обычно в камере транс- I форматоров напряжения Поэтому от нее к камере I электродвигателей идут четыре шинки минимаш-1 ной защиты напряжения: +11J3, 1ШМН, 2LUMHi I -ШЗ. Через шинки з-ШЗ и -ШЗ конденсаторы Ci I камерах электродвигателей постоянно подзаряи- I ются. Через шинки НИМИ и 21НМН реле МДтипя РП-252) получает импульсный сигнал от мига-мальной защиты напряжения (с меньшей выдерж-1 кой времени, если двигатель неответственный, не большей выдержкой, если двигатель ответственный пли этого требуют условия выполнениятехив-1 ки безопасности). Реле KL, имеющее контактыс» держкой на возврат, замыкает их (с двух сторон электромагнита отключения), подключая электромагнит к конденсатору С.
Шинки зШРС и -LUPC защиты от потери питания подают при срабатывании защиты опера-1 тинное питание на обмотку реле KL5, контакты которого действуют на развозбуждение двигателя I с последующей ресинхронизацией или на разгрузку двигателя.
Защита от асинхронного хода и перегрузки срабатывает с меньшей выдержкой времени (контакт I КТТI) на разгрузку или ресинхронизацию и с бол-1 шей (контакт КТ 12) на отключение СД
46.7. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭНЕРГОБЛОКОВ | ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ |
Электрооборудование и схемы энергоблоков. Синхронные генераторы в энергоблокахрабо-1 тают с повышающими трансформаторами или автотрансформаторами. У мощных генераторов энер-1 гоблоков, как правило, имеются выводы двух параллельных ветвей в обмотке каждой фазы статора | Нейтрали каждой из этих ветвей собираются отдельно и соединяются перемычкой
Все цепи генератора как со стороны линейных выводов, так и со стороны нейтрали выполняются пофазными экранированными токопроводами.
В цепях генераторов могут быть установлены или отсутствовать силовые выключатели либо выключатели нагрузки.
На генераторном напряжении энергоблоко! обычно имеются ответвления для питания собственных нужд. В этих ответвлениях выключатели как правило, не устанавливаются
Обмотки ВН трансформаторов мощных энергоблоков выполняются без ответвлений для регулирования напряжения.
§46.7]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭНЕРГОБЛОКОВ
555
Некоторые особенности технологического оборудования. При автоматическом отключении генератора (блока) от сети на ТЭС и АЭС для сохранения его работы в режиме XX используется быстродействующее регулирование (торможение) турбины с помощью релейной форсировки блока электрогидроприставки, осуществляющего кратковременное закрытие регулирующих клапанов турбины. На ГЭС в связи с быстрой готовностью гидроагрегатов к повторному пуску допускаются при анешних КЗ отключение и останов энергоблока.
При останове турбины от технологических защит или от ключа управления необходимо в первую очередь отключить от сети генератор (блок) с обязательным контролем прекращения впуска пара в турбину с помощью защиты обратной мощности или специальной блокировки.
При неисправностях как технологического, так и электрического оборудования в ряде случаев требуются немедленный останов турбины и отключение генератора от сети с гашением поля (т.е. останов энергоблока). В связи с этим необходимо воздействие некоторых технологических защит в цепи электрических защит (для отключения генератора и гашения поля без контроля закрытия стопорных клапанов турбины) и действие всех электрических защит от внутренних повреждений в цепи технологических защит (на закрытие стопорных клапанов турбины).
На энергоблоках с газотурбинными установками недопустим переход генератора в двигательный режим. При его возникновении генератор должен немедленно отключаться с помощью защиты обратной мощности
Необходимо ограничивать длительность отключения резервными защитами междуфазных КЗ на энергоблоках АЭС и в прилежащей к ним сети при снижении напряжения на собственных нуждах АЭС ниже 0,6СНОМ.
Нарушении нормального режима. Для электрооборудования энергоблоков представляют опасность следующие нарушения нормального режима работы [46.23]'
внутренние повреждения и внешние КЗ, сопровождающиеся большими токами;
замыкания на землю в обмотках статора генератора,
замыкания на землю в обмотке ротора генератора;
симметричные и несимметричные перегрузки обмоток статора генератора и обмоток трансформатора блока;
перегрузка током возбуждения обмотки ротора генератора;
асинхронный режим генератора с потерей и без потери возбуждения;
повышение напряжения.
ВЫПОЛНЕНИЕ И РАСЧЕТ УСТАВОК УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ЭНЕРГОБЛОКОВ
Основные защиты от внутренних повреждений:
продольная и поперечная дифференциальные защиты генераторов,
защита от замыканий иа землю в обмотке статора;
защита от замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения;
дифференциальная защита трансформатора (автотрансформатора);
газовая защита трансформатора;
контроль изоляции вводов напряжением 500 кВ и выше трансформаторов (автотрансфюрматоров);
дифференциальная защита ошиновки ВН трансформатора;
защита от повышения напряжения
Дифференциальные защиты i оператора и защита от замыканий на землю в обмотке статора должны действовать на гашение поля генератора и его отключение от сети либо выключателем генератора, либо, при его отсутствии, выключателями на стороне ВН блока.
При отказе выключателя генератора или выключателя на стороне ВН блок должен отключаться от сети с помощью УРОВ генераторного выключателя или УРОВ выключателя стороны ВН
Защиту от замыканий на землю в цепи возбуждения на турбогенераторах выполняют действующей только на сигнал, а на гидрогенераторах — на отключение.
Все остальные защиты энергоблока от внутренних повреждений, за исключением зашиты от повышения напряжения иа энергоблоках с турбогенераторами, должны действовать па гашение поля генератора, на отключение выключателей и пуск УРОВ на стороне ВН блока, а также на отключение выключателей в цепях присоединенного к ответвлению блока рабочего источника питания секций собственных нужд. Последние необходимо отключать для обеспечения быстрого автоматического перевода с помощью АВР питания собственных нужд на резервный источник
Защита от повышения напряжения па энергоблоках с турбогенераторами должна автоматически вводиться в работу только в режиме холостого хода энергоблока и действовать лишь на гашение поля генератора. На энергоблоках с гидрогенераторами она должна действовать постоянно и на отключение выключателей на стороне ВН.
Действие устройств защиты на выключатель нагрузки в цепи генератора должно запрещаться
Резервные защиты. Для резервирования защит от внутренних КЗ (ближнее резервирование) устанавливается резервная дифференциальная защита,
556
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рвд.Ф
охватывающая генератор и трансформатор блока вместе с ошиновкой на стороне ВН и действующая на отключение выключателей блока и рабочего трансформатора собственных нужд (ТСН), на гашение поля генератора и на пуск УРОВ на стороне ВН.
Для резервирования защиты смежных элементов (шин, линий, автотрансформаторов и пр.) на энергоблоках должны устанавливаться'
токовая защита нулевой последовательности в нейтрали траисформаюра (защита от однофазных КЗ);
двухступенчатая токовая отсечка обратной последовательное in (защита от несимметричных КЗ);
односнс1смная дистанционная защита (зашита от симметричных КЗ)
Уез ронства защиты от внешних КЗ должны действовать только на отключение энергоблока от сети выключателями па стороне ВН. При отказе какого-либо из этих выключателей защита от внешних КЗ должна с помощью УРОВ гасить поле генератора
Для ликвидации анормальных режимов на энергоблоках должны устанавливаться
токовая защита с независимой выдержкой времени от симметричной перегрузки (действует на сигнал);
токовая защита обратной последовательности с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени от несимметричных перегрузок (действует на отключение энергоблока от сети);
токовая защита с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени от перегрузки ротора (две ступени действия — 1 на развозбужде-ннс и 11 на отключение генератора или энергоблока от сети);
защита от потери возбуждения генератора, выполняемая с помощью реле сопротивления и действующая либо на автоматическую разгрузку энергоблока и на гашение поля, либо на отключение блока (в случаях, когда асинхронный режим генератора недопустим)
Теоретические основы выполнения современных устройств защиты энергоблоков наиболее полно представлены в [46.23]
Продольная дифференциальная защита генератора. Назначение. От внутренних многофазных КЗ
Выполнение защиты. Защита выполняется трех-фазпой, грсхрелейной на реле ДЗТ-11/5 с процентным торможением, обеспечивающим отстройку от максимального тока небаланса при токе срабатывания, меньшем номинального тока генератора.
Трансформаторы тока защиты со стороны линейных выводов всегда включаются на полный ток генерал ора, а со стороны нейтрали — либо на тот же полный ток, либо на его половину (в каждую из двух параллельных ветвей обмогки статора) Соответственно коэффициент трансформации ТТ со стороны нейтрали должен быть таким же, как и со стороны линейных выводов, либо в 2 раза меньше.
Все ТТ защиты должны допускать длитсли^Я работу при токе нагрузки генератора 1= 1,1/ |И обеспечивать при внешних КЗ (за трансформйв ром блока) полную погрешность не более 10%. 1 Расчетные уставки Ток срабатывания заняли при отсутствии торможения	I
]	= р / ц>	1
ср mm ‘ ср р ’	Д
где Fcp — МДС срабатывания (равна 100 А);Ир-1 число витков рабочей обмотки (144 витка) !
Первичный ток срабатывания для всехгенер! горов составляет (0,1—0,2)/IIOM	1
Максимальный расчетный ток небаланса ’ ] ^нб.расч ~ ^одн е -	I
где Лодн — коэффициент однотипности ТТ(прииь! мается равным 1 при разных ТТ или 0,5 при од » I ковых); £ — полная погрешность (принимаете! равной 0,1); /*'3) — периодическая составляют#! токатрехфазпого КЗ или наибольшее значсниетов! асинхронного хода.
Необходимое число тормозных вигков опредс-1 ляется по выражению	,
и т расч — ^нб.расч wраб
где кИ — коэффициент надежности (принимаете! равным 1,6); /торм — тормозной ток (равен тояу!
tga — тангенс угла наклона к оси абсцисс» сательной к тормозной характеристике (принт ется равным 0,75).
Принимается ответвление тормозной обмотиI с ближайшим большим числом витков
Чувствительность защиты проверять не требу-1 ется, так как опа всегда выше необходимой и-] гласно ПУЭ.
Поперечная дифференциальная защип генератора. Назначение. От внтковых замыкашЛ в обмотке статора.
Выполнение защиты. Защита выполняется 0J-I несистемной на реле РТ-40/Ф с фильтром высшит 1 гармоник. Это реле присоединяется к ТТ с коэфф» I циентом трансформации от 1500/5 до 2500/5, яре-1 занному в перемычку между нейтралями парам дельных обмоток статора.
Уставки Первичный ток срабатывания при I проектировании принимается равным 0,2/нон гене-1 ратора При наладке ток срабатывания уточняется по результатам измерений тока небаланса и сущя ственно снижается.
Защита от замыканий иа землю в обмоти ст ат ора. Выполнение и типы защиты 11а генераторах энергоблоков в качестве защиты огзамымнй на землю, как правило, устанавливается бюк-рсл БРЭ1301, состоящее из органов напряжения 1-й я 3-й гармоник и охватывающее всю обмотку статом без зоны нечувствительности [46.23].
§467]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭНЕРГОБЛОКОВ
557
Блок-реле БРЭ1301 выпускается в двух исполнениях (защиты ЗЗГ-11 и ЗЗГ-12). Орган 1-й гармоники в обоих исполнениях называется «реле напряжения» и выполняется одинаково. Он реагирует на напряжение нулевой последовательности 1-й гармоники; его уставки могут регулироваться в пределах 5—20 В. В блок-реле БРЭ1301 предусмотрена блокировка этого органа при однофазных КЗ на стороне ВН блока с помощью реле напряжения обратной последовательности.
Орган 3-й гармоники в защите ЗЗГ-11 реагирует иа относительное результирующее сопротивление 3-й гармоники обмотки статора со стороны нейтрали на землю и называется «реле сопротивления» (или «реле с торможением»). Уставки относительного сопротивления срабатывания (в относительных единицах) могут изменяться в пределах 0,3—3 (этому соответствуют коэффициенты торможения Лторм = 1/Zcp).
В защите ЗЗГ-12 орган 3-й гармоники реагирует на производную по времени при быстром возрастании напряжения 3-й гармоники на выводах генератора (с постоянной времени Т< 0,3 с) и называется «реле производной». Уставки реле производной не регулируются
К органам защиты подается напряжение нулевой последовательности от трансформаторов напряжения (TH) соответственно через фильтры 1-й и 3-й гармоник
В защите ЗЗГ-11 реле напряжения включается на TH со стороны нейтрали, а к реле сопротивления (реле с торможением) подается выпрямленная сумма напряжений 3-й гармоники от TH в нейтрали н на выводах генератора — рабочее напряжение |(7н + nJ и тормозное выпрямленное напряжение 3-й гармоники со стороны нейтрали | £7 I , при этом
1ч1
1ч, + ч1
и к = 1 /Z . т ср
В защите ЗЗГ-12 реле напряжения и реле производной присоединяются к TH на выводах генератора
При выборе исполнения защиты следует учитывать, что для защиты ЗЗГ-12 не требуется установка TH в нейтрали генератора. Однако эта защита неэффективна при отсутствии переходного процесса (например, при постепенном снижении уровня изоляции обмотки статора или при подъеме с нуля напряжения на поврежденном генераторе). С учетом этого, для мощных генераторов предпочтительнее защита ЗЗГ-11.
Уставки защиты. Уставка органа 1 -й гармоники в обоих исполнениях защиты по условию отстройки от непродолжительных снижений уровня изоляции в процессе эксплуатации должна быть не менее 10 В (рекомендуется 10—15 В)
Для органа 3-й гармоники ЗЗГ-11 следует принимать Z =1,5 или =0,67.
* ср	горм
Для отстройки от возможных кратковременных срабатываний защиты в переходных режимах па се выходе должна быть выдержка времени около 0,5 с.
Защита от замыканий иа землю в обмотке ротора. Для сигнализации замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения устанавливают защиту КЗР-З, выполняемую с наложением на цепь возбуждения переменного тока частотой 25 Гц [46.23].
Защита трансформатора (автотрансформатора) блока. Дифференциальная защита трансформатора (АТ) и резервная дифференциальная защита блока выполняются на реле ДЗТ-21 в соответствии с требованиями § 46.4. В цени дифференциальной защиты трансформатора блока должны включаться трансформаторы тока ответвлений па собственные нужды и на питание потребителей, если при минимальном токе срабатывания щщита не отстроена от КЗ за трансформатором (или реактором) ответвления.
Резервная дифференциальная защиты может быть грубее основной. Она должна отстраиваться по току срабатывания от КЗ за трансформатором собственных нужд (ток ответвления в защиту не подается). На выходе резервной дифференциальной защиты предусматривают выдержку времени около 0,3 с для отстройки по временя о г дифференциальной защиты генераюра
Газовая защита, контроль изоляции вводов напряжением 500 кВ и выше, дифференциальная защита ошиновки ВН трансформатора выполняются в соответствии с требованиями § 46.4
Защита от внешних КЗ на землю. Выполнение защиты. Токовая защита нулевой последовательности выполняется с помощью двух токовых реле РТ-40, включенных наток нейтрали трансформатора блока и во вторичную цепь трансформатора тока, встроенного в силовой трансформатор.
Одно из реле предназначено для резервирования защит от КЗ па землю смежных элементов сети ВН. С помощью второю, более чувствительного, реле осуществляются деление шип ВН и ускоренная ликвидация псполнофазны.х режимов (ускорение создается при замыкании контура нспереклю-чения фаз, по на выключателе, общем с линией, оно исключается на время цикла ОАПВ).
Уставки защиты. Уставка более грубого реле (резервной защиты) выбирается по условию согласования с наиболее чувствительными ступенями защиты от замыканий на землю отходящих линий
Уставка более чувствительного реле деления шин выбирается по меньшему из двух значений согласования с уставкой более грубого реле
'сз='с,Рез^05;
558
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд 411
надежного действия в режиме неполнофазного отключения блока при минимальной нагрузке
‘.s	=0,4/ном/1,2.
lamina от повышении напряжении. Назначение Защита предназначена для предотвращения недопустимого повышения напряжения
Выполнение защиты. На блоках с турбогенераторами защита должна действовать в режиме XX (вводится в действие при исчезновении тока в реле РТ-40/Р в схеме УРОВ) на гашение поля без выдержки времени. При отключении генератора от сети защита автоматически вводится в действие с выдержкой времени около 3 с, перекрывающей длительность кратковременного повышения напряжения на генераторе из-за сброса нагрузки Выполняется на максимальном реле напряжения РСН14-30 с высоким коэффициентом возврата (kR = 0,95), питание логической схемы реле осуществляется постоянным током 220 В.
На блоках с гидрогепераюрами защита должна действовать па отключение генератора от сети и гашение поля в случаях повышения напряжения из-за сброса нагрузки. Выполняется на максимальном реле напряжения РН-53/200.
На мощных гидрогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток дополняется П ступень для использования в режиме холостого хода, выполняемая так же, как и на турбогенераторах.
Уставки На блоках с турбогенераторами Uc 3 = = 1,2Ц[ОМ На блоках с гидрогенераторами 1/сз = = 1,5L/HOM, выдержка времени 0,5 с
Токоваи защита обратной последовательности. Назначение. От внешних несимметричных КЗ (отсечки) и оз несимметричной перегрузки (интегральный орган).
Выполнение защиты. Применяется фильтр-реле РТФ-6М [46.23] с зависимой интегральной характеристикой выдержки времени, соответствующей принятому уравнению тепловой характеристики генератора
[i'non = А ’
где А — постоянная, установленная заводом-изготовителем, тдоп — допустимая длительность тока /2 в генераторе
Фильтр-реле РТФ-6М содержит фильтр тока образ ной последовательности (ФТОП), орган с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени, два токовых органа без выдержки времени (отсечки) и сигнальный орган. На выходе ФТОП имеется входное преобразовательное устройство, предназначенное для настройки устройством РТФ-6М на заданный вторичный номинальный ток генератора при его значениях (0,7—1,0)/ном филыр-реле.
Фильтр-реле выпускаются на 11оминалькыйи1 5 и 10 Л с диапазонами уставок, равными 5—<0,1 10—20 и 20 -45 Л	I
Диапазон уставок по току /2(.р на входе фи1и-1 ра: для сигнального органа (0,05—0,15)/ном.дд| более чувствительной отсечки I он состазлм| (0,4—1,2)/ном, а для отсечки 2 — (0,7—1,9)/1
Уставки защиты от внешних несимметртЛ КЗ. Ток срабатывания отсечки 1 выбирается по ус-1 ловию согласования с 111—IV с тупенями резерве™ защит от междуфазных КЗ присоединений паем ропе ВН блока. При использовании отсечки 1м деления шин ток срабатывания можно принт! /2ср = 0,4-0,6.
Ток срабатывания отсечки 2 согласовываем с уставками 1 ступеней тех же резервных защит I присоединений на стороне В11 блока.
Уставки защиты от несимметричной ирм грузки. Уставка А на интегральном органе принты мается соответствующей значению этой постом ной для защищаемого генератора 11а сигналим органе рекомендуется устанавливать /2сз = 1,05
Дистанционная защита. Назначение. От внешних симметричных КЗ.
Выполнение защиты. Защита выполняется несистемной, одноступенчатой на одном из трет реле сопротивления в блок-реле БРЭ2801 (из тут других еще одно реле сопротивления используется в защите от потери возбуждения)
На реле сопротивления подается разность то ков ТТ, установленных на двух фазах лииейнш (или нулевых) выводов генератора и междуфазнм напряжение от TH со стороны линейных выводи генератора. Номинальный ток БРЭ2801 5 илиЮА
Угол максимальной чувствительности реле сопротивления <рч тах может устанавливаться раним 65—80°.
Для дистанционной защиты целесообразной-
пользовать круговую или эллиптическую характе-1
ристику сопротивления срабатывания, расположенную в 1 квадранте комплексной плоскости и охватывающую начало координат за счет смеши
в 111 квадрант.
Уставки защиты [46.23] Сопротивление срабатывания определяется по условию отстройка И наибольшей реально возможной нагрузки. Сопро
тивление нагрузки
Уз/н’
где/н
— максимальное значение тока генератор
при кратковременной допуешмой перегрузи (принимается 1,5/ НОм), Ц111П —минимальное на
пряжение на выводах генератора (можно принял 0.95 Ц)0М ).
Н6 7]
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭНЕРГОБЛОКОВ
559
При круговой характеристике сопротивление срабатывания защиты
С3 Мв^СРчтах-Фн)’
где кп — коэффициент надежности, равный 1,2; iB— коэффициент возврата реле (не превышает 1.07), <рн — угол нагрузки
Угол нагрузки в условиях перегрузки можно определить, исходя из номинального cos<pHOM для данного генератора, установленного заводом-изготовителем, и неизменности активной мощности на ввлу генератора [46.23], используя выражение
cos<pH = cos<pHOM/(/HL/min)
При эллиптической характеристике максимальная зона действия защиты должна быть отстроена от сопротивления наибольшей нагрузки, совпадающего с большой осью эллипса, с небольшим расчетным запасом. Эту нагрузку можно считать индуктивной
Наибольшее допустимое значение индуктивной нагрузки составляет 0,8/’ном [46.21]. Этому соответствует
2
7нинд= Цпи/СО^ном)
Сопротивление срабатывания (большая ось эллипса)
Zc з max — Zn инл^ (^н	)
Малая ось эллипса должна быть не более Zc3 при круговой характеристике
Коэффициент эллиптичности определяется по выражению
к < 7 17
пэ — ^с.ч'^с > max’
исходя из возможного приближения уставки Z„max к расчетной.
Защита or симметричной перегрузки. Назначение. Сигнализировать о возникновении симметричной перегрузки.
Выполнение защиты. Защита выполняется на реле типа РТВК с высоким коэффициентом возврата^ = 0,9), включенном в одну из фаз вторичной цепи ТТ Номинальный ток реле РТВК 5 А
Уставки Первичный ток срабатывания защиты
к
I = — /
С 3	£ НОМ ’
где кн — коэффициент надежности, принимается равным 1,05, /ном — номинальный ток генератора.
Защита от перегрузки ротора. Назначение. Предотвращение повреждений генератора при перегрузке обмотки ротора.
Выполнение защиты. Для осуществления защиты применяется устройство РЗР-1М [46.23] с двумя
ступенями действия, каждая из которых имеет свою зависимую интегральную характеристику выдержки времени Ступень 1 используется для двухступенчатого развозбуждения генератора, а ступень II действует на отключение
Устройство РЗР-1М выпускается в двух исполнениях, отличающихся выдержками времени При двойной кратности тока выдержка времени II ступени (действующей на отключение) 1 исполнения 20 с, а 11 исполнения 30 с
Выдержки времени 1 ступени в обоих исполнениях ниже, чем II ступени, па 20 %
Защита имеет поминальный ток 2,5 А и включается на трансформатор постоянного гока И-514 или на трансформатор тока па входе тиристорного преобразователя (на генераторах единой серии и на генераторах с высокочастотным возбуждением). На генераторах с бесщеточным возбуждением защита подключается к индукционному датчику гока ИКД Г
В защите имеется входное нреобразовагелыюе устройство, позволяющее настроить РЗР-1М на заданный номинальный вторичный ток ротора при его значениях (0,7—1,2)/ном входного устройства. В защите имеются сигнальный и пусковой органы Диапазон уставок сигнального органа (1,0— '’“^ротном - рекомендуется 1,05, пускового органа защиты (1,05—1,25)/рот ном, рекомендуется 1,1.
Защита от ногери возбуждении. Назначение Выявление потери возбуждения и перевод генератора в допустимый асинхронный режим (разгрузка генератора, торможение турбины и шу нтпрова-ние обмотки рогора гасигельным eonpoiивлепи-ем) или отключение блока, если асинхронный режим недопустим
Выполнение защиты Защита выполняется на реле сопротивления [46 23] в блок-реле БРЭ28О1, другое реле, в котором используется для дистанционной защиты.
На защиту подается разность токов двух фаз от ТТ на выводах или в нейтрали генератора и между-фазное напряжение от TH на ьыводах генератора.
Реле включается так, чтобы его круговая характеристика размещалась в 111 и IV квадрантах комплексной плоскости сопротивлений
Уставки. Угол максимальной чувс гвительпо-сти <рч тах = 80° Диаметр окружности характеристики ZycT = 1,1\/. смещение в 111 квадрант ZCM = = 0,4xj, выдержка времени 1—2 с.
Для предотвращения запрета ресинхронизации генератора и ограничения длительности разгрузки блока воздействие защиты на гашение поля и на разгрузку выполняется импульсным.
Для обеспечения возможности самосинхронизации генератора защита авзоматически вводится в действие примерно через 1 с после появления тока в статоре генератора
560
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХСИСТЕМАХ

Резервная дифференциальная защита блока
Защита ошиновки и реле УРОВ QI, Q2
Дифференциальная защита тра нсфор мато ра и устройство КИВ
Защита от внешних КЗ на землю на стороне ВН
Продольная дифференциальная
зашита генератора
Дистанционная зашита и защита от потери возбуждения
Зашита ротора от перегрузки и от замыканий на землю
Зашита от симметричной и несимметричной перегрузки
Защита от повышения напряжения
Поперечная дифференциальная защита
Блокировка КРБ-12
Зашита от замыканий на землю обмотки статора
Рис. 46.74. Схема релейной защиты блока генератор—трансформатор:
а — цепи переменного тока, б — цепи постоянного гока, в -— цепи отключения и ст нализации
Защита от внешних КЗ на землю и цепи ускорения	
Реле-повторитель	
Защита БРЭ 2801	Дистанционная защита
	Защита от потери возбуждения
Защита РЗР-1М 		Сигнальный орган
	I ступень
	II ступень
Защита РТФ-6М	Сигнальный орган
	Отсечка I
	Отсечка II
Защита от симметричной перегрузки	
Технологическая зашита	
Защи та ошиновки и УРОВ QI, Q2
+ш
—f/POB Q/|--
^KAW5\ о
~~y.XAW6j l_J~
—|/POB Q21--

Основная защита рабочего ТСН
KL3
Рис. 46.74. Продолжение
Дифференциальная защита трансформатора
Газовая защита
Контроль изоляции вводов 500 кВ
Зашита от замыканий на землю обмотки статора
Поперечная дифференциальная 1ащита генератора
Продольная дифференциальная >ащита генератора
Датчик пожара в трансформаторе
Защита ТСН
Защита от повышения напряжения
|д, 46	I 8 46 8]	ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РЕПЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
KL6 ч, • На отключение ^секционных Л+-0 г | выключателей ВН KL1	
KL2	, На отключение
KL7	Q1
KL1	
KL2	_».На отключение
KL7	Q2A
KL1	
KL2	, На отключение
KL7	Q2B
KL1	
KL2	_Л4а отключение
KL7	Q2C
KL2
+00
б) (продолжение)
В блок релейной форсировки ЭГП
На запрет ТАПВ Q]
На останов б тока
На шунтирующий контактор
KL9
— ’ 1
Cl -3
2 q
-00
1	”	 Действие выходных реле	Наделение шин
	На отключение блока от сети
	На гашение поля и отключение ТСН
	Перевод в допустимый асинхронный режим
	На останов б тока
KL1O
KL7	
KL10	
KL2
. На отключение
> выключателей
6 кВ рабочего ТСН


^•klio 'tyKLii
На гашение поля генератора и 'возбудителя инвертированием
На разгрузку блока
КПЗ
КТ6
ЛКЕ1
КГ)
KL10
КТ 13
Сигнал
—► «Указатель не поднят»
Газовая защита
Перегрузка током /, Земля в роторе Перегрузка ротора Потеря возбуждения Симметричная перегрузка
Сигнал изация
ь з
х £
2 *5
я 2
г
562	ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИС1ЕМА X________[РаздД 8 46 8]
(46 8] ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД MILK 1 РОС 1АНЦИИ
563
Зашита от асинхронною режима без потери возбуждения. Для предотвращения асинхронного режима возбужденного генератора обычно используются среде 1ва противоаварийной автомашин (устройства автоматического прекращения асинхронного хода — АПАХ), воздействующие на разгрузку турбин либо на деление энергосистемы В дальнейшем целесообразна установка более совершенных устройств (после завершения их разработок и освоения производства) на каждом мощном генераторе
Пуск устройства резервирования отказа выключателя. УРОВ пускается защитами, действующими на отключение резервируемого выключателя с двойным контролем проходящего через него тока (с помощью двух взаимно резервируемых токовых реле)
Уставка реле контроля в долях номинального тока энергоблока принимается но большему значению из условий
использования минимальной уставки реле kp inin >
отстройки от емкостного гока линии (для УРОВ общего для шергоблока и линии ВН выключателя)
/ср = Ан/(’
где кн — коэффициент надежности, равный примерно 1,2—1,3
Чувствительность токовых реле контроля на стороне ВН блока при КЗ за рабочим трансформатором собственных нужд, как правило, намного ниже чувствительности дифференциальной загцигы рабо-чегоТСН, что существенно снижает эффективность УРОВ при повреждениях этого ТСН
В связи с этим на грансформаторьг гока со стороны ВН рабочего ТСН включают два токовых реле РТ-40/Р При срабатывании этих реле и дифференциальной защиты рабочего ТСН шунтируются контакты реле контроля гока отказавшего выключателя в схеме УРОВ на стороне ВН блока
При наличии выключателя в цепи генератора УРОВ этого выключателя пускается защитами генератора и технологическими защитами блока с контролем тока двумя токовыми реле РТ-40/Р с минимальными уставками
Выходные цепи защиты. С целью повышения надежности ближнего резервирования для основ-ныхирезервных защит осуществляется раздельное питание цепей постоянного тока от разных автоматических выключателей и устанавливаются отдельные выходные реле
Для выполнения одинаковых функций разными устройствами резервных защит одного блока используются общие выходные реле При этом для сокращения их количества они включаются параллельно через разделительные диоды, разрешающие
каждой защите действовать только на свои выходные реле и запрещающие воздействие на другие выходные реле
Через выходные цепи основных защит блока на его отключение действуют также устройства пожаротушения трансформаторов блока типа УСПП, выполняемые с помощью специальных датчиков пожара, размещаемых непосредственно на баках трансформаторов Кроме того, на выходные цепи основных и резервных защит блока действуют защиты рабочего ICII
Сигнализация Срабатывание основных и резервных тащит сит пали шруется с помощью сит-пальных реле пита РЭУII в выходных цепях Реле РЭУII могут быть сериесными и шунтовыми и имеют по одному самовотвращающемуся контакту и по два контакта с ручным возвратом (кнопкой) Последние используются для световой (табло) и вызывной сигнализации Самовозвращатотцийся контакт служит для фиксации срабатывания в управляющей вычислительной системе (УВС)
Пример построении схемы зашиты блока генератор—трансформатор. Электрооборудование блока турбогенератор типа I ВВ-500-2 мощностью 500 МВт, (7НОМ = 20 кВ, сохтр =• 0,85 Трансформатор типа Т1 [ 525/20 мощностью 630 МВ - А
Блок присоединен к ОРУ 500 кВ с «полуторной» схемой и обеими секционированными системами шин
Схема защиты блока приведена па рис 46 74
Примечание В выходных цепях основных и резервных защит для большей патлядносш схемы условно показано но одному общему для разных защит выходному реле Их количество должно уточняться в зависимости от исполнения по числу контактов применяемых промежуточных реле
46.8. ОБЩИЕ ВОПРОС Ы РЕЛЕЙНОЙ ЗА1ЦП1Ы СОЬС I ВЕННЫХ НУЖД
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
В кабельной септ 6 кВ собственных нужд(СН) наиболее чаегым видом повреждения являются однофазные замыкания па землю Учитывая, что они обычно сопровождаются значительными внутренними перенапряжениями, способствующими развитию повреждения, замыкания на землю в любой точке сети необходимо по возможности быстро отключать
Для обеспечения надежного стабильного режима без значительных колебаний напряжения при замыкании на землю на каждой рабочей секции 6 кВ СН устанавливают заземляющий трансформатор с резистором, создающим при замыкании на землю активный ток 30—40 А Защиту от замыканий на землю устанавливают па всех электродвигателях и других присоединениях СП и выполняют действующей на отключение
564
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. 46
Основными защитами от междуфазных КЗ в сети 6 кВ СН являются защиты присоединений рабочих секций, а резервными —защиты вводов к этим секциям.
Для предотвращения нарушений технологического режима работы энергоблоков и исключения возгораний кабелей 6 кВ при КЗ на любом участке сети СН должно обеспечиваться надежное резервирование основных защит и отказов выключателей. Выдержка времени резервной защиты (защиты вводов на секции 6 кВ) не должна превышать 0,3—0,5 с.
При выдержке времени менее 0,5 с существенно повышается вероятность излишних срабатываний резервной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения при междуфазных КЗ на стороне ВН 'ГСН и энергоблока (от таких КЗ не могут быть отстроены реле напряжения обратной последовательности в схеме комбинированного пуска напряжения). В то же время пуск напряжения существенно ограничивает зону действия защиты при трехфазных КЗ и протяженность резервируемых кабелей. В связи с указанным вместо токовой защиты с пуском напряжения в системе СН 6 кВ применяется дистанционная защита.
Она устанавливается на стороне ВН рабочего и резервного ТСН, па стороне НН в цепи каждой расщепленной обмотки ТСН (на рабочем ТСН она является защитой рабочего ввода к секции 6 кВ СН, а на резервном ТСН — защитой ввода к магистрали резервного питания) и на вводе резервного питания секции 6 кВ СН от магистрали резервного питания.
Так как дистанционная защита на вводах рабочих секций 6 кВ может не полностью охватывать протяженные кабели присоединений, питающих удаленные нагрузки, для резервирования их защиты дополнительно устанавливается общее устройство резервирования. Оно включается на ток рабочего или резервного ввода и действует на его отключение с контролем тока в указанных протяженных кабелях или с контролем фазного угла в общей цепи.
При КЗ за ТСН 6/0,4 кВ (на стороне 0,4 кВ) это устройство нечувствительно.
Ликвидация такого КЗ резервируется только при отказе выключателя— с помощью УРОВ, пускающегося от защит ТСН 6/0,4 кВ и действующего на отключение вводов рабочей секции 6 кВ с контролем тока в этом ТСН.
На линии 6 кВ, мигающей отдельную сборку шкафов КРУ 6 кВ (например, секцию надежного питания на АЭС), основная защита — дифференциальная и резервная максимальная токовая с такой же выдержкой времени, как и на вводах к рабочей секции РУСН. При срабатывании токовых реле этой зашиты защита вводов блокируется.
При действии дистанционной защиты рабочего ввода секции СН запрещается автоматическое включение резервного ввода.
ВЫПОЛНЕНИЕ И РАСЧЕТ УСТАВОК РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Основные защиты ТСН мощностью 2S-63 МВ • А. Дифференциальная защита на реле тиа ДЗТ-21 и газовая защита рабочих и резервных ГСН выполняются в соответствии с требованиями §46.4
Дистанционная защита на стороне НН pah-чего и резервного ТСН мощностью 25—63 МВ*А. Назначение. На рабочем и резервном инодах к № ции СН 6 кВ — защита шин секции и резервирование защиты присоединений этой секции. На вводе к магистрали резервного питания от резервного ТСН — резервирование защиты магистрали резервного питания.
Выполнение защиты. Зашита выполняется ив блок-реле БРЭ2801 На рабочих вводах к секции СН 6 кВ и на вводах магистрали резервного цинния зашита включается на ток и напряжение соответствующей расщепленной обмотки рабочего и резервного ТСН, на резервных вводах к секции СН 6 кВ от магистрали резервного питания —ш ток указанных вводов и напряжение соответствующей секции СП 6 кВ.
Уставки защиты. Сопротивление срабатыва-ния определяется по условию о гстройки от индуктивного сопротивления полностью остановлении электродвигателей, участвующих в самозапуске'
2	_______^' ном дв__
В л/з / п Ср ^||агр /ном -| Q[ где кн — коэффициент надежности, равный 0,85; кв — коэффициент возврата реле сопротивленщ ср — среднее значение пускового коэффициент! двигателей (можно принять равным 6); Аиа[.р — отношение суммарной полной мощности самозапус-кающихся двигателей к мощное ги расщеплеино! обмотки ТСН; (7Н0М дв — номинальное напряжем электродвигателей (обычно 6 кВ).
В защите используется круговая характеристика сопротивления срабатывания с центром в начале координат.
Для защиты рабочих и резервных вводов к рации СН принимается А1|а[р - 1,2, для вводов к мапь страли резервного питания — £нагр = 1,5.
Чувствительность защиты оценивается по отношению сопро тивления Zc 3 к наибольшему потному сопротивлению кабеля, присоединенного t данной секции СН. Согласно ПУЭ оно должиобтт не менее 1,2.
Дистанционная защита на стороне ВН раб*-чегои резервного ТСН мощностью 25—63 МВ-А, Назначение. Резервирование дифференциально! защиты ТСН.
Выполнение защиты. Для защиты используете! блок-реле БРЭ2801 На стороне ВН ТСН с расщеп
§ 46.8] ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
565
ленными обмотками устанавливается по два комплекта дистанционной защиты. На каждый из них подается ток со стороны ВН и напряжение от TH на выводах одной из расщепленных обмоток НН.
Уставки защиты. Сопротивление срабатывания принимается в 2 раза меньше значения Zc р для защиты стороны 1111 того же ТСН.
Основная защита магистрали резервного литания. Назначение. От междуфазных КЗ на магистрали.
Выполнение защиты. В качестве основной на магистрали резервного питания устанавливается дифференциальная защита на реле РНТ-561 в двухфазном исполнении. При секционировании магист
рали выключателями дифференциальная зашита устанавливается отдельно для каждой секции Защита включается на сумму токов ТТ всех питающих и отходящих присоединений магистрали.
Пример построении схемы защиты рабочего ТСН мощностью 25—63 МВ-Л. Трансформаюр 20/6,3/6,3 кВ мощностью 40 МВ • А, подключенный к блоку ответвлением без выключателя. Схема защиты дана на рис 46.75.
Сигнализация при срабатывании устройств защиты подается от сигнальных реле KHI КН7 на вызов персонала и на световые табло. О срабатывании защит, действующих на отключение энергоблока, сигналы также подаются в УВС.
MI2
Блокировка КРБ-12 защиты А КА
Дифференциальная защита
Дистанционная защита, защита от перегрузки и резервирование
Дистанционная защита и блокировка КРБ-12 при обрыве цепи напряжения
Реле УРОВ блока
Дистанционная защита
а)
Рис. 46.75. Схема защиты рабочего ТСН:
а — цепи переменного тока; б — цепи постоянною тока; в — цепи сигнализации
566
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Рам«
Дифференциальная защита	
Г азовая защита	
Дистанционная защита на стороне ВН ТСН	
Блокировка КРБ-12 дистанционной защиты	
Цепи УРОВ ВН блока	Контроль тока в ТСН
	Контакты KLCH
К устройству резервирования на секции L1
К устройству резервирования на секции L2
+3
-3
Дистанционная защита
Блокировка КРБ-12
Защита от перегрузки
Цепь отключения
Дистанционная защита
Блокировка К РБ-12
Цепь отключения
6)
Рис. 46.75. Продолжение
$469] СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
567
ЗАЩИТА РЕЗЕРВНОГО ТСН МОЩНОСТЬЮ 25—63 МВ-А
Основные защиты (дифференциальная и газовая) на резервном ТСН применяются такие же, как и на рабочем ТСН. Однако устройства защиты со стороны ВН на рабочем ТСН всегда включаются на ТТ, встроенные в трансформатор, а на резервном ТСН — обычно на выносные или встроенные в выключатель. В связи с этим для резервных ТСН, присоединяемых к двойной системе шин, предусматривается перевод дифференциальной и резервной звщит на ТТ обходного выключателя.
Кроме того, со стороны ВН резервного ТСН для повышения быстроты действия резервной защиты дополнительно устанавливается токовая отсечка, отстроенная по току срабатывания от КЗ на стороне НН.
Защита со стороны НН резервного ТСН такая же, как и на рабочем ТСН.
ЗАЩИТА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ
Заземляющий трансформатор. Для создания апианого тока используется сухой трансформатор типа TC3K-63-10 напряжением 10,5/0,4 кВ мощно-стьюбЗ кВ • А со схемой Уо/Д, ик = 5,5 %.
Нейтраль трансформатора заземляется через бе-пловый резистор, состоящий из двух соединенных параллельно элементов типа РШ с напряжением (/ном =6 кВ и сопротивлением по 200 Ом. Общее сопротивление резистора гк = 100 Ом.
Сопротивление трансформатора
X = —
100
Цюм = 5Л \ " 100
2
10,5	= 96 Ом.
63-10
не поднят»
Рис. 46.76. Схема включения заземляющею трансформатора
При металлическом замыкании на землю ток в нейтрали
, ЗС7о 3-6300/Уз	„ д
^ = з^; = 7= --2 г35Л
т 4(3- 100) + 96
Трансформатор присоединяется к шинам секции собственных нужд (с и ) 6 кВ через выключатель и защищается охва1ывающей и сторону НН токовой отсечкой
На ток заземляющего 1рапсфоимэтора включена защита на реле PT3-5I, присоединенном к ТТ нулевой последовательности типа T3JI в нейтрали Эта защита является резервной ко всем защитам от замыканий на землю в сети с.н., питающейся or данной секции. Кроме того, она предназначена для отключения замыканий на землю на шинах секции с.н н в обмотке 6 кВ трансформатора, питающего эту секцию.
Защита действует на отключение рабочего и резервного вводов па секцию. При отключении этой защитой рабочего ввода АВР не запрещается
Схема включения заземляющего трансформатора приведена на рис. 46.76.
46.9. СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЫ
Общие положения. Под системой технического обслуживания (ТО) далее понимается комплекс организационно-технических мероприятии, направленных на предотвращение отказов функционирования устройств релейной защиты (УРЗ)
Функции включенного в работу УРЗ заключаются как в срабатывании при внутренних повреждениях, так и в несрабатывании в случаях внешних
568
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
|Рац 4t
КЗ. а также в тптрхючьных и ненормальных режимах работы электрической системы прн отсутствии в ней повреждений [46 22]
Возможность выполнения устройством заданных функций характеризует его работоспособное 1Ь Работоспособным называется такое состояние устройства, при котором оно способно выполнять все или часть заданных функций в полном или частичном объеме
Под отказом работоспособности понимается случайное событие перехода устройства с одного уровня работоспособности на другой, более низкий Возможен частичный или полный отказ работоспособности УРЗ В первом случае устройство теряет способность выполнять часть заданных функций, а во втором — все функции
Выделяют следующие характерные виды отказов работоспособности УРЗ [46 24]
по характеру изменения контролируемых параметров до момента возникновения отказа — постепенные и внезапные отказы;
по времени возникновения отказа в процессе эксплуатации устройства — приработанные отказы, отказы периода нормальной эксплуатации и де-т радлциоиттые (нзносовые)отказы
При >том отказы второй труппы могут быть как постепенными, так и внезапными
Постепенные отказы возникают вследсзвне постепенного изменения одного пли нескольких параметров устройства или состояния его элементов из-за протекания механических, физических и химических процессов в условиях эксплуатации (образование нагара па контактах, снижение сопротивления изоляции, изменение характеристик и др) Возникновение данной разнови'тиости отказов можег быть предсказано принятыми методами контроля и диагностики устройств
Внезапные отказы характеризуются скачкообразным изменением одного или нескольких параметров устройства Наступление внезапного отказа не может быть предсказано принятыми методами контроля и диагностики.
Приработочные отказы возникают в начальный период эксплуатации УРЗ и обусловлены несовершенством технологии производства, недостаточным уровнем контроля качества комплектующих изделии и устройства в целом, а также ошибками три монтаже и наладке Приработочные отказы выявляются и устраняются в период приработки По мере выявления и устранения дефектных элементов количество нриработочных отказов в единицу времени снижается
Отказы периода нормальной эксплуатации в основном являются внезапными и возникают после окончания приработки, ио до наступления периода деградацнонных отказов В период нормальной
эксплуатации колт; ество отказов в единицу времени практически постоянно и имеет наименьшее значение по сравнению с другими периодами
Деградацнопные отказы обусловлены процессами старения, износа, коррозии и усталостипрн соблюдении всех установленных правил и нори проектироваппя, изготовления тт эксплуатации Эти отказы возникают в условиях, когда устройство или его отдельные элементы приближаются предельному состоянию под влиянием вышеуказанных процессов Нрп правильной организации ТО» его качественном проведении де градационные отказы могут быть предотвращены своевременно! заменой пли восстановлением элементов.
Потеря работоспособности может протвойд также вследствие возденствня внешних факторов, значения или комбинация которых нс соответствуют требованиям нормативно-технической ,юту-мептаншт иа УРЗ Вотиикаюший при этом отказмо-жет быть как постепенным, гак и внезапным
Все рассмотренные выше ниды отказов работоспособное! и возникают в случайные моменты времени. т е являются случайными событиями В качестве математической модели последовательности физически однородных событий, следуюши друт за другом в случайные моменты времени,не пользуется случайный поток событий С учетов этого последовательность отказов называется л-лее потоком отказов
Релейная защита выполняет свои функция по требованию, которым является внутреннее и внешнее КЗ, а также отсутствие повреждения Поэтому отказ работоспособности в общем случае неэквивалентен откату функционирования под которым понимается невыполнение заданной функция при возникновении соответствующего требованш Отказ функционирования происходит при налои-нии во времени двух случайных событий — воз-никновении отказа работоспособности по какой-либо функции и поступлении требования па выпот-пение этой функции
В соответствии стремя вышеуклзаппымифут киями различают следующие виды отказов фуи-ционпрования УРЗ [46 22] отказы срабатывания при требуемом срабатывании, и тлившие срабатц-вапия прн повреждениях с требованиями несрабатывания и ложные срабатывания при отстое™ повреждения в электрической системе
Отказы работоспособности УРЗ по функция срабатывания при внутренних КЗ и несрабатывания при внешних повреждениях возникают, кн правило, ие одновременно с предъявлением требования на функционирование соо тис тс тиующето вида, те с возникновением вттутретшето или внешне-
j 46.9]	СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
569
го КЗ. Поэтому отказы функционирования типа «отказ срабатывания» и «излишнее срабатывание» могут быть предотвращены, если до возникновения внутреннего или внешнего КЗ отказ работоспособности УРЗ по соответствующей функции будет устранен путем проведения профилактических работ
С учетом этого ноток отказов функционирования УРЗ по двум вышеуказанным функциям зависит не только от соответствующего потока отказов работоспособности и потока требований к функционированию, но и от организации ТО, а также качества его проведения
При возникновении отказа работоспособности по функции несрабатывания в режимах без повреждения он сразу же проявится в виде отказа функционирования типа «ложное срабатывание», поскольку практически на всем интервале функционирования УРЗ, за исключением весьма малых интервалов существования внутренних и внешних КЗ, имеется требование несрабатывания. Таким образом, предотвращение отказов функционирования типа «ложное срабатывание» возможно только путем предотвращения отказов работоспособности УРЗ по данной функции.
Виды ТО устройств РЗ. Действующие Правила [46.24, 46.25] устанавливают следующие виды планового ТО:
проверка при новом включении (наладка); первый профилактический контроль;
профилактический контроль;
профилактическое восстановление (ремонт), тестовый контроль;
опробование;
технический осмотр.
Кроме того, в процессе эксплуатации могу г проводиться также и внеплановые виды ТО — внеочередная и послсаварийная проверка
В срок службы УРЗ, начиная с проверки при новом включении, входит несколько межремонтных периодов, каждый из которых может быть разбит на характерные с точки зрения надежности этаиьг период приработки, период нормальной эксплуатации и период износа
Задачей ТО в период приработки являются обнаружение и устранение прнработочных отказов работоспособности и предотвращение отказов функционирования УРЗ по этой причине
Период приработки УРЗ начинается с проведения наладки перед включением устройства в эксплуатацию, которая при качественном выполнении работ обеспечивает выявление и устранение большинства прнработочных отказов Однако с окончанием наладочных работ и вводом УРЗ в эксплуатацию период приработки не может считаться закон
ченным, поскольку нс исключается возможность того, что часть дефекгов осталась необнаруженной, в частности скрытые дефекты элементов (например, ослабленная межвитковая изоляция обмоток), которые проявятся только спустя некоторое время. С учетом этого необходимо проведение через некоторое время после наладки еще одной проверки, после которой с большой вероятностью можно считать, что прпрабогочные отказы выявлены и устранены Такой проверкой является первый профилактический контроль.
Задачей ТО в период деградации (износа) является своевременное профилактическое восстановление или замена изношенных элементов. Соответствующий вид ТО с учегом ремонтопригодноеги большинства элемешов УРЗ назван профилактическим восшановленпем
Задачей ТО в период нормальной эксплуатации (между двумя восстановлениями) являются обнаружение и устранение возникших отказов работоспособности и изменений парамезров УРЗ с целью ззре-дотвразцения возможных отказов функзщоззирова-ззия. Соответствующие виды ТО называются профилактическим контролем зт тестовым контролем. Последний является дополнительным видом ТО
Профилактический контроль заключается в проверке работосззособности всезо УРЗ
При тестовом контроле, как правило, осузцест-вляется проверка рабогоспособззости только части УРЗ
Кроме указанных выше видов ТО в период нормальной экеззлуатацизз возможно при необходимости проведение закже периодических опробований, назззачением которых является дополнительная проверка работоспособззосзн наименее надежных элементов УРЗ (реле времени с часовым механизмом, приводов коммутационных аппаратов и др.)
Внеочередные ззроверкзз проводятся прзз частичном изменении схем или рекоззетрукцизз УРЗ, ззрзз восстановлении ззепей, ззарузиенных в результате ремонта другого оборудования, а также при необходимое™ зззменення уставок или характеристик реле
Послеаварззйные проверки проводятся для выявления причизз отказов функционирования или неясных действий УРЗ
Периодически должззы проводиться вззензззие технические осмотры аппаратуры и вторичных цепей, а также проверка положения переклзочазоших устройств и испытательных блоков
Периодичность ТО устройств ИЗ. Все УРЗ, включая вторичные цепи, измерительные Т'1 и ТИ, а также элементы приводов коммутазнюппьзх аззпа-
570
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд46
ратов, входящие в схемы РЗ, должны периодически подвергаться ГО
В зависимости от типа УРЗ и условий его эксплуатации. обусловленных воздействием факторов внешней среды, цикл ТО может быть установлен от 3 до 12 лет
Под циклом ТО понимается период эксплуатации устройства между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями, в течение которого выполняются в определенной последовательности установленные действующими Правилами [46.24, 46 25] виды ТО
Для УРЗ подстанций 110—750 кВ цикл ТО равен 8 годам для устройств на электромеханической элементной базе и 6 годам для устройств на микроэлектронной и микропроцессорной базе.
1 [нкл ТО УРЗ электрических станций в зависимости от категории помещения, в котором установлено устройство, принят равным 8 годам для 1 категории, 6 годам для II и 3 годам для III категории.
К I категории относятся сухие отапливаемые помещения с незначительной вибрацией и запыленностью, в которых отсутствуют ударные воздействия (генераторные шиты управления (ЩУ), блочные ЩУ, релейные щиты]
Помещения II категории характеризуются большим диапазоном колебания температуры, наличием незначительной вибрации, одиночных уда
ров, возможностью существенною запыления (ре лейные отсеки КРУ 6 кВ)
Помещения Ill категории характеризуются» стоянной значительной вибрацией (зоны вбиа вращающихся машин)
Для УРЗ электрических сетей 0,4—35 кВ вихляются две категории помещений К 1 категории от-носятся сухие отапливаемые помещения. Ко 11 и-тегории относятся помещения с большим диапю-1 ном колебания температуры окружающего воздуи] (КРУН, КТП и др ), а также помещения, нахов-1 щиеся в районах с повышенной агрессивности внешней среды
Цикл ТО для УРЗ сетей 0,4—35 кВ, установив-ных в помещениях 1 категории, принимается раваи 12, 8 или 6 годам, а в помещениях II категория-1 6 или 3 годам в зависимости от типа устройства местных условий, влияющих па ускорение его и-носа. Значение цикла ТО устанавливается распож жением главного инженера предприятия
Указанная выше длительность цикла ТО мои быть увеличена либо уменьшена в зависимости условий и продолжительности эксплуатации, физического состояния конкретного устройства, в гаже уровня квалификации обслуживающего персоны ла
Периодичность проведения отдельных видов ТО приведена в табл 46.12 и 46.13
Таблица 46 12 Периодичность проведения технического обслуживания УРЗ электростанииВ и подстанций ПО—750 кВ
Наименование	Цикл ТО, годы	Длительность эксплуатации годы																
		0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	II	12	13	14	13	II
Устройства РЗ элементов подстанций ПО—750 кВ электромеханические	8	Н	К1	—-	—	К	.—.	—	—	В	—	—	—	К	.—	—	—	в 1
микроэлектронные и	6	Н	К1	—	к	—	—	в	—	—	к	—	—	В	—	—	к	- 1
микропроцессорные Устройства РЗ элементов электростанций, установленных в помещениях I категории электромехан инее ki ie	8	II	К1			к				в				К				в 1
микроэлектронные и	6	Н	KI	—	к	—	—	в	—	—	к	—	—	В	—	—	к	- 1
микропроцессорные 11 категории — устройст-	6	н	К1	—	к	—	—	в	—	—	к	—	—	в	—	—	к	— 1
ва всех типов 111 категории — устрой-	3	н	KI	—	в	—	—	в	—	—-	в	—	—-	в	—	—	в	— 1
ciBa всех типов																		
Примечания 1 Условные обозначения: ТО — техническое обслуживание; Н — проверка (наладка) ври и вом включении; КТ — первый профилактический контроль, В — профилактическое восстановление; К — пром лакзический контроль
2 В объем профилактического контроля устройств РЗ входит в обязательном порядке восстановлениереле» рий PT-80, РГ-90, ИТ-80, ИТ-90, РТ-40/Р, ЭВ-100, ЭВ-200, РПВ-58, РПВ-258, РТВ, РВМ, РП-8, РП-11, РП-И.
Таблица 4<
Место устано ки устройст
РЗ
В помещения I категории:
вариант 1 вариант 2 вариант 3
В помещения II категории: вариант 1 вариант 2
Примеча К — профиля!
2. В таблиц когда ие выпо контроля ВЫЯЕ при необходи!
Тестовый микроэлектрг водиться не | включением  микроэлектрг ной базе, как ровка, заклю' 3—5 сут опер ности также этом устройс" истечении вр< ТК и при от< перевести уст
При невс первый ТК д< через две нед< плуатацию.
Периодич туры и вторич стяни с местн!
Необходи опробований и утверждаю предприятия.
Указанные сятся к перио, иого срока сд скими услови на электромех ментной базе, срок службы 3 нормальных у установление)! микроэлектро! ском сроке сл)
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
571
Таблица 46.13. Периодичность проведения технического обслуживания устройств РЗ электрических сетей 0,4—35 кВ
Место установки устройств РЗ	Цикл техниче-с ко го обслуживания, годы	Длительность эксплуатации, годы														
		0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
В помещениях  категории: вариант 1	12	Н	К1				О			к			О			к			В			О
вариант 2	8	Н	К1		—	К	—	о	—	в	—	о	—	К	—	О
вариант 3	6	н	К1		—	К	—	в	—	К	—	к	—	В	—	К
В помещениях 11 категории: вариант 1	б	н	К1				К			в			К			к			В		к
вариант 2	3	и	KI		в	—	—	в	—	—	в	—	—	В	—	—
Примечания: 1.Н — проверка (наладка) при новом включении; KI — первый профилактический контроль; К—профилактический контроль; В — профилактическое восстановление; О — опробование.
2.В таблице указаны обязательные опробования. Кроме того, опробования рекомендуется производить в годы, когда не выполняются другие виды обслуживания. Если при проведении опробования или профилактического контроля выявлен отказ устройства или его элементов, то производится уст ранение причины, вызвавшей отказ, и при необходимости в зависимости от характера отказа — профилактическое восстановление.
Тестовый контроль (ТК) УРЗ, выполненных на микроэлектронной элементной базе, должен произ-юдиться не реже 1 раза в год. Кроме того, перед аивочением в эксплуатацию УРЗ, выполненных на микроэлектронной и микропроцессорной элементной базе, как правило, должна проводиться тренировка, заключающаяся в подаче на устройство на 3—5 сут оперативного тока, а при наличии возможности также рабочих токов и напряжений. При лом устройство должно действовать на сигнал. По истечении времени тренировки следует произвести ТК и при отсутствии отказов работоспособности перевести устройство для действия на отключение.
При невозможности проведения тренировки первый ТК должен быть проведен ие позднее чем через две недели с момента ввода устройства в эксплуатацию
Периодичность технических осмотров аппаратуры и вторичных цепей устанавливается в соответствии с местными условиями, по не реже 2 раз в год.
Необходимость и периодичность проведения опробований определяются местными условиями в утверждаются решением главного инженера предприятия.
Указанные в табл. 46.12 и 46.13 циклы ТО относятся к периоду эксплуатации УРЗ в пределах полного срока службы, который установлен (техническими условиями) равным 12 годам для устройств hi электромеханической и микроэлектронной элементной базе. По опыту эксплуатации фактический срок службы УРЗ иа электромеханической базе при нормальных условиях эксплуатации и проведении установленного ТО составляет не менее 25 лет. Для микроэлектронных устройств данные о фактическом сроке службы пока отсутствуют.
Эксплуатация УРЗ сверх установленных сроков службы возможна при их удовлетворительном состоянии и сокращении, в случае необходимости, длительности цикла ТО.
Действующие Правила [46.24, 46.25] устанавливают также программы и объемы работ при ТО УРЗ
Методика же проверок и испытаний конкретных типов УРЗ дается в соответствующих методических указаниях и инструкциях.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
46.1.	Правила устройства электроустановок. СПб.: ООО «Издательство ДЕЛИ», 1999.
46.2.	Панель высокочастотной направленной защиты ПДЭ 2802 / Я.С. Гельфанд, Н А Дони, А.И. Ле-виуш и др. М.: Энергоатомиздат, 1992.
46.3.	Устройства дистанционной и токовой защиты типов ШДЭ 2801, 1ПДЭ 2802 / А И Бирг, ГС. Пу-дельман, Э.К. Федоров идр. М.: Энергоатомиздат, 1988.
46.4.	Руководящие указания по релейной защите. Вын. 12. Токовая зашита нулевой последовательности от замыканий на землю линий ПО—500 кВ. Расчеты. М.: Энергия. 1980.
46.5.	Федосеев А.М., Федосеев М.Л. Релейная защита электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат. 1992.
46.6.	Скитальцев В.С. Аппаратура каналов связи для передачи сигналов автоматики АНКА-АВПА // Электрические станции. 1984. № 2. С. 63—67.
46.7.	Кожин А.Н., Рубинчик В.А. Релейная защита линий с ответвлениями. М.: Энергия, 1967.
46.8.	Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110—500 кВ. Расчеты. М.: Энергоатомиздат, 1985.
572
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[РВ1«
46	9 Федоров Э.К., Шнеерсон Э.М. Панель дистанционной защиты ПДЭ 200 J (ДЗ-751) М.: Энергоатомиздат, 1985.
46.10	. Темкииа Р.В. Измерительные органы релейной защиты на интегральных микросхемах. М. Энергоатомиздат, 1985.
46	II Высокочастотная направленная идиффе-ренцналыю-фазная защита ПДЭ 2003 для ВЛ 500— 750 кВ (релейная часть) / А.И. Левиуш, Н А. Дони, Л А Надель и др М. Научно-учебный центр ЭНАС, 1996
46.12	Реле направления мощности обратной последовательности / Н А Дони, А.И Левиуш, Л А Надель и др //Электротехника. 1985. №8. С 52—55
46.13	Левиуш А.II., Медведева Л.Н., Сапир Е.Д. Принципы выполнения однопериодной высокочастотной защиты ВЛ 750 кВ // Электричество 1973. №8 С 1—9
46.14	Руководящие указания по релейной защите Вып. 13А Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110—500 кВ. Схемы М Энергоатомиздат, 1985
46	15 Голаттов Е.Б., Молчанов В.В. Дифференциальные защиты трансформаторов с реле типа ДЗТ-21 (ДЗТ-23). М.: Энергоатомиздат, 1990
46	16. Дьяков А.Ф., Овчаренко II.И. Микропроцессорная релейная защита и автоматика электроэнергетических систем. М.: Издательство МЭИ, 2000.
46.17	. Шмурьев В.Я. Цифровые реле зашит.К НТФ «Энергопрогресс», 1999.
46.18	Микропроцессорная защита и автомата линий электропередачи и выключателей ПО—220lBI К.М. Добродеев, В.М. Меер, В.М. Лопухов и др.1 Энергетик 2001. №10 С. 20—23
46.19	Шабад М.А. Выбор характеристик и у» вок цифровых токовых затцит серии SPACOM СИ ПЭИпк, 1966
46.20	Александров А.М. Выбор уставок сраСам вания зашит асинхронных электродвигателей нам жением выше 1 кВ. М И ГФ «Эиергопрогресс», 19Я
46.21	Короюдский В.И., Кужеков С.Л., Пим но Л.Б. Релейная защита электродвигателей напрт» нием выше 1 кВ. М Энергоатомиздат, 1987.
46	22 Федосеев А.М. Релейная зашита элита энергетических систем Релейная защита сетей. M. I Эверт оатом издат, 1984.
46.23	Вавии В.П. Релейная защита блоковзувд генератор—трансформатор. М Энертоиздэт, 1912 1
46.24	Правила технического обслуживаниаю ройств релейной защиты, электроавтоматики, дисли ционного управления и сигнализации электростали и подстанций ПО—750 кВ —3-е изд, перераб.вм М Служба передового опыта ОРГРЭС, 2001.
46.25	. Правила техническою обслуживании рт ройств релейной защиты и электроавтоматики и» трических сетей 0,4—35 кВ. —3-е изд , перераб им М.. Служба передового опыта ОРГРЭС, 2000.
НА
47.1.
47.2.
47.3.
47.4.
47 5.
Принци и подст Общие ные сис процесс обозная Дистан операп Дистан] электро ционно Избира Электр разъела Сигнал токе.... Общие положе (597). Г Сигнал (604). J Контре Общие Схема Выпол
напрял
47.1.
НА ЭЛЕКТ1
Управлен бой процесс, нала на изм (первичной) < ты оборудовг
Сигналы действия на силовых аппа полнительны
Силовое взаимосвязи, в произволе! пер ичную ( к электроус! входят силен
[Разд, 46
щиты. М.: стоматит '—220 кВ/ >в и др. //
ик и уста-ЭМ. СПб.:
к срабаты-ей напря-сс», 1998.
I., Лапср-। напряже-
i электро-:етей М.:
<ов турбо-1982.
1ЭНИЯ уст-11, дистан-юстанций ,аб. и доп.
ания уст-ики элек->аб. и доп.
Раздел 47
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ
НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
СОДЕРЖАНИЕ
47.1	Принципы управления на электростанциях и подстанциях .......... . 573
Общие положения (573). Автоматизированные системы управления технологическим процессом электростанций (577). Условные обозначения элементов вторичных схем (578).
472 Дистанционное управление на постоянном оперативном токе	579
Дистанционное управление выключателями с электромагнитным приводом (579). Дистанционное управление разъединителями (588) Избирательные схемы управления (591).
47.3.	Электромагнитная блокировка разъединителей...................... 593
47.4.	Сигнализация на постоянном оперативном гоке..............................   595
Общие сведения (595). Сигнализация положения (596) Аварийная сигнализация (597). Предупреждающая сигнализация (597). Сигнализация действия защиты и автоматики (604). Командная сигнализация (605).
47.5.	Контроль.	...	605
Общие принципы и объем контроля (605).
Схема избирательного измерения (606). Выполнение измерительных цепей тока и напряжения (606). Схемы синхронизации
47	.1. ПРИНЦИПЫ УПРАВЛЕНИЯ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Управление оборудованием представляет собой процесс, связанный с подачей командного сигнала на изменение состояния аппарата силовой (первичной) схемы или на изменение режима работы оборудования.
Сигналы управления реализуются путем воздействия на соответствующие органы управления силовых аппаратов (электромагниты приводов, исполнительные двигатели и т.п.)
Силовое оборудование и его технологические взаимосвязи, непосредственно участвующие в производстве и передаче энергии, составляют первичную (или силовую) схему Применительно к электроустановкам в состав первичной схемы входят силовое электрооборудование и его элек-
(608	) Контроль изоляции оперативных цепей (609).
47.6.	Блочная избирательная ннформационно-управляющая система (БИУС)	610
Общие принципы и основные технические характеристики (610) Схема избирательного управления (612) Схема избирательной сигнализации (616) Схема избирательного измерения (621).
47	7 Питание вторичных цепей от шип аккумуляторных батарей	623
Общие принципы распределения постоянного тока (623). Схемы питания цепей управления, защиты и сигнализации (623)
47.8.	Управление и сигнализация на переменном оперативном токе . .	625
Источники оперативного переменного тока (625) Резервирование питания оперативных цепей (625). Дистанционное управление коммутационными аппаратами (627).
Сигнализация (632)
47.9.	Монтажные схемы.	634
Общие требования к монтажным схемам (634) Размещение аппаратуры вторичных цепей (634) Маркировка во вторичных цепях(635)
Список литературы. .	637
трические соединения — шины, линии па ВН (3 кВ и выше), связанные непосредственно с производством, передачей и приемом электроэнергии. Первичная схема отображает упомянутые взаимосвязи электрооборудования и позволяет оценить состояние энергообъекта
Устройства, обеспечивающие прием, формирование и передачу управляющих воздействий, а также осуществляющие измерение, контроль и сигнализацию, не связаны непосредственно с высоким напряжением н либо имеют отдельный источник питания низкого напряжения, либо присоединяются к силовой схеме через вторичные обмотки измерительных трансформаторов тока и напряжения или через низковольтные обмотки силовых трансформаторов собственных нужд (с.н.) Упомянутое оборудование управления и контроля носит название вторичного (в отличие от силового — первичного) оборудования, а схемы, отображающие его взаимосвязи, называются вторичными схемами.
,V ПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТА НЦИЯХ И ПОДСТА НЦИЯХ
574
Элементы вторичных схем (ключи управления, реле управления и защиты, и верительные приборы и преобразователи) размещаются в комплектных устройствах низкого напряжения — панелях управления, защиты, измерения н сигнализации, на которых компонуют щиты управления Щит управления представляет собой комплексное устройство, содержащее все необходимые средства для ведения режима объекта и управления ei о первичной схемой
Управление и контроль на энергообъектах производится как автоматически — без участия человека, так н оперативно, путем подачи дежурным персоналом соответствующей команды Сигнализация, т.е. выдача дежурному персоналу информации о состоянии объекта, осуществляется, как правило, с помощью автома! нческих устройств, выдающих сигнал при отклонении от нормального режима или нарушении нормальною состояния первичной схемы. Однако сигналы о состоянии первичной схемы могут быть выданы и оперативно — по запросу онераюра при условии соответствующей организации вторичных схем
Под оперативным управлением понимается подача оператором команды на выполнение операции одним из элементов вторичной схемы или комплекса операций, выполняемых далее автоматически
OpiaHbi оперативного управления размещаются или непосредственно на месте установки электрооборудования, или в оперативном пункте управления — главном или блочном щите управления (ГЩУ, БЩУ), центральном пульте или щите управления (ЦПУ, ЦЩУ)
Оперативный контур щита управления, на котором размещены все элементы контроля, сигнализации и органы команд, обращен лицевой стороной к столу дежурного, а панели автоматики, релейной защиты н прочих вторичных устройств размещаются сзади, а иногда даже в помещении, удаленном от щита управления (релейные щиты).
Щиты постоянного тока и щиты 0,38/0,22 кВ с.н. устанавливаются в помещениях вблизи аккумуляторных батарей и трансформаторов с.н.
Оперативное управление осуществляют вручную на месте установки оборудования непосредственным воздействием на орган управления или подачей оперативной команды на вторичный элемент управления и дистанционно — подачей команды на вторичный элемент управления из точки, удаленной ог управляемого объекта.
Дистанционное управление производится с местных или центральных щитов (пунктов) управления, где сосредоточены элементы управления топ или иной части первичной схемы объекта.
#47 1]
[Pau.fi,
I 3
На электростанциях управление освоении элементами первичной схемы электрических о единений сосредоточено на ГЩУ или ЦЩУ #6 на ЦПУ — в зависимости от организационно! структуры эиергообъекта
Управление тепловой электростандп# Оперативное управление иа блочной теплой! электростанции (КЭС, ТЭЦ) тепловым излектрв ческим оборудованием блока, включая выклю» тели со стороны высшего напряжения, ведут!» трализованно с БЩУ (рис. 47 1). Щиты двух б» ков располагают между этими блоками на отмяв основного обслуживания У основных агрегат блока: котла, турбины, генератора, питателя
насосов — сооружают местные щиты, накотори устанавливают необходимые приборы наппаргн управления и контроля.
Распределительные устройства (РУ) повыл» ных напряжений выделяют в самостоятельныйия ративный участок с ЦЩУ. На ЦЩУ сосредоточ
ется также информация о рабо те блоков, сигнал!» ция, централизованная система управления.
Для оперативной двусторонней связи наЦЩУ] устанавливают комбинированные коммутато
громкоговорящей и телефонной связи, дополи» ные промышленными многоканальными теле» зионными установками На ЦЩУ выносятупри пение и контроль следующими элементами ТЭЯ выключателями РУ высшего и среднего напряга ния, резервными трансформаторами собственн
нужд, включая магистральные и секционные» ключатели, общестанциоппыми трансформатор»
I 2
Рис. 47.1. Размещение оперативных участки и щитов управления иа блочной ТЭС:
/ — котел; 2 — турбина; 3 — генератор; 4 — тряь форматор; 5 — РУ повышенного напряжения; б -линии электропередачи; 7 — центральный щит управления; 8 — блочный щит упраиленга (
ми (220/6— производств телеуправля ды I и II под подъема); о( 6/0,4 кВ глаэ
На ЦЩУ ния выключг новлены) и в собственных ние активно ция вызова г стях на блок центральной воаварийная регулирован (САРЧМ), г (ГУВ), авто* Скаждог останова и hi
На БЩУ ключателямв ны); системо генератора с обратно; вык мяторов со& вводов резер ных нужд < блочных ра( 6/0,4 кВ с.н., телами с.н. ' трансформат лизацией вы: местных щит относящихся
Для упр. поперечным! иый операти сит название ствия блочи тельно больп ции, количес различных п] рых ведется j электростанг ми, кабельны ине электрв управления т
Для опер бин предусм тыре агрегат можности в ния. Управле
S471]
ПРИНЦИПЫ УПРАВЛЕНИЯ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
575
ми (220/6—10 кВ); резервными возбудителями, производственно-противопожарными насосами; телеуправляемыми насосами (осветительной воды I и II подъема, насосами химводоочистки I и II подъема); общестанциоиными трансформаторами 6/0,4 кВ главного корпуса.
На ЦЩУ предусмотрены сигнализация положения выключателей в цепи генератора (если они установлены) и вводов резервного питания секций 6 кВ собственных нужд блоков; измерение и суммирование активной и реактивной мощности; сигнализация вызова персонала, сигнализация о неисправностях на блоке, а также общестанционные средства центральной сигнализации, телемеханика, проти-воаварийная автоматика, системы автоматического регулирования частоты и активной мощности (САРЧМ), группового управления возбуждением (ГУВ), автоматики пожаротушения и др.
С каждого БЩУ осуществляют операции пуска и останова и нормальную эксплуатацию двух блоков.
На БЩУ выносится функция управления выключателями в цепи генератора (если предусмотрены); системой возбуждения генераторов; переводом генератора с рабочего возбуждения на резервное и обратно; выключателями вводов рабочих трансформаторов собственных нужд блока; выключателями вводов резервного питания секции (6 кВ) собственных нужд блока; выключателями и автоматами блочных рабочих и резервных трансформаторов 6/0,4 кВ с.н., 0,4 кВ главного корпуса; электродвигателями с.н. блока; дизель-генсраторной станцией; трансформаторами электрофильтров, атакже сигнализацией вызова персонала при неисправностях на местных щитах управления и в электроустройствах, относящихся к данному блоку.
Для управления тепловой электростанцией с поперечными связями (ТЭЦ) создается центральный оперативный пункт управления, который носит название ГЩУ (рис. 47.2). На ГЩУ из-за отсутствия блочных щитов сосредоточивается значительно большее, чем на ЦЩУ блочной электростанции, количество панелей и установленных на них различных приборов и аппаратов, с помощью которых ведется управление всей электрической частью электростанции (генераторами, трансформаторами, кабельными и воздушными линиями). Управление электрической частью ТЭЦ отделено от управления тепломеханической частью.
Для оперативного обслуживания котлов и турбин предусмотрены групповые щиты (на три-четыре агрегата). Эти щиты располагаются по возможности в центре обслуживаемого оборудования. Управление общестанционным технологиче-
Рис. 47.2. Размещение оперативных участков и щитов управления ТЭЦ с поперечными связями:
I — котел; 2 — паровая магистраль; 3 — турбина; 4 — генератор; 5 — РУ генераторного напряжения; б— линии местной нагрузки; 7 — трансформаторы связи с системой; 8 — РУ повышенного напряжения;
9 — линии электропередачи; 10 — главный щит управления; // — групповые щиты управления котлов и турбин; / — оперативный участок котлогурбин-ного цеха; // — оперативный участок электроцеха
ским оборудованием осуществляется с групповых щитов, расположенных в одном помещении с оборудованием, или с агрегатных (местных) щитов, находящихся непосредственно у соответствующей рабочей машины.
На ГЩУ находится начальник смены станции, который руководит работой оперативных бригад всех цехов. В соответствии с этим иа ГЩУ устанавливают приборы контроля за основными тепловыми показателями станции и предусматривают двустороннюю связь начальника смены с оперативным персоналом и с дежурным диспетчером энергосистемы.
Управление атомной электростанцией (АЭС). Оперативное управление АЭС осуществляется как с ЦЩУ, на котором сосредоточены средства, необходимые для управления режимом работы
УПРАВЛЕНИЕ КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[РщИ
576
электростанции в целом и общестанционным электротехническим оборудованием, так и с блочных щитов управления. ЦЩУ на АЭС выполняется в основном аналогично ЦЩУ ТЭС. БЩУ АЭС ввиду специфических особенностей технологического процесса отличаются от БЩУ ТЭС тем, что они оснащены аппаратурой и приборами, контролирующими не только турбоагрегаты, но н ядерные реакторы. Так, за работой оборудования первого контура можно следить только при помощи устройств дистанционного контроля и сигнализации Это вызывает значительное увеличение количества управляемых элементов и точек измерения па БЩУ по сравнению с обычной ТЭС Например, энергетический блок ВВЭР-1000 имеет на БЩУ около 1000 управляемых элементов и около 5000 точек измерения Кроме того, на АЭС предусматриваются дополнительно к упомянутым ранее щитам резервный щит управления (РЩУ) и щит общестанционных устройств (ЩОУ).
Резервный щит управления предназначен для проведения операций по останову блока в ситуациях, при которых осуществить останов блока с БЩУ не представляется возможным Щит общестапци-онных устройств служит для управления общестанционным оборудованием, установками спецводо-очистки, бойлерной, вентиляционными системами
Управление на гидроэлектростанциях (ГЭС). Процесс управления режимом ГЭС значительно проще, чем иа тепловых электростанциях, управление отличается более глубокой и полной автоматизацией А участие ГЭС в общесистемном автоматическом регулировании частоты и мощности (а в ряде случаев также и в регулировании напряжения и реактивной мощности) определяет высокую степень телемеханизации ГЭС. Внедрение системной и местной автоматики позволяет ограничить функции оперативного персонала ГЭС, а на многих ГЭС снять оперативный персонал полностью Отпадает необходимость деления ГЭС на оперативные участки обслуживания.
Оперативное управление на ГЭС осуществляют с ГЩУ или ЦЩУ. На мощных многоагрегатных ГЭС оперативный персонал находится на ЦЩУ в главном здании На остальных ГЭС оперативное управление осуществляет диспетчер энергосистемы с помощью средств телемеханики, выдавая сигнал непосредственно во вторичные схемы ЦЩУ (рис. 47.3).
Наряду с ЦЩУ в машинном зале у каждого агрегата ГЭС устанавливают местные агрегатные щиты. Последние служат для управления агрегата-
Рис. 47.3. Размещение щитов управление на ГЭС / — ЦПУ; 2 — агрегатные щиты управления; Ш релейный щи г; 4 — машинный зал; 5 — влипни
6 — генератор; 7 — трансформатор, S — мокша площадка, 9 — РУ наружного тина; 10 — лини электропередачи; 11 — канал телемеханической*] зи; 12 — диспетчерский пункт энергосистеин 1
ми во время ремонтов и испытаний, а также при» исправности устройств автоматики
Управление иа подстанциях. На понижаю,* подстанциях напряжением 35, 110, 150, а в нега рых случаях и 220 кВ используют централизм ную форму управления с диспетчерских пупкЛ предприятий, районных электрических сетей,эвр госистем с использованием средств телемехаяш Операции, требующие присутствия персонала! месте, выполняют оперативно-выездные бригадЯ
Объем автоматизации и телемеханизации ни станций зависит от назначения и типа, а также® ветственности потребителей На мощных узлои подстанциях районных сетей напряжением 2л 330, 500 и 750 кВ сохраняют постоянный дежура* персонал, а на территории подстанции сооружи общеподстанционный пункт управления (ОПУ)! щитами управления и щитами релейной защитиI
На подстанциях также применяют щиты упри ления и автоматики компрессорных открытых^ (ОРУ), предназначенных для питания сжатым ш духом воздушных выключателей, а при наличная подстанциях синхронных компенсаторов — щам их релейной защиты, автоматики и управляв Эти щиты устанавливают на ОРУ в спецналыи закрытых помещениях То же относится и к пи станционной части электростанций
§471]ПРИНЦИПЫ УПРАВЛЕНИЯ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ 577
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ
ПРОЦЕССОМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Автоматизированной системой управлении технологическим процессом (АСУТП) называют человеко-машинную систему, в которой контроль за режимом оборудования, некоторые функции управления, регулирование отдельных параметров, управление коммутационными операциями и ведение части оперативной документации выполняются на ЭВМ, а задачи принятия и реализации оперативных решений и взаимодействие с другими уровнями управления решает человек.
Структура АСУТП. В соответствии с иерархической структурой управления энергетическими объектами АСУ в энергетике имеет несколько уровней. На высшем уровне находится отраслевая автоматизированная система управления (ОАСУ) «Энергия», в которую заложены функции как опе-ративного диспетчерского, так и производственнохозяйственного управления В состав ОАСУ «Энергия» входит автоматизированная система диспетчерского управления Единой энергетической системы страны. ОАСУ связана с АСУ производственно-энергетических объединений (ПЭО) или энергосистем (ЭС) с производственными единицами, входящими в данное объединение. Затем следуют АСУ электростанций и сетей, включающие в себя АСУТП отдельных объектов — энергоблоков, подстанций.
На рис. 47.4 показана структурная схема АСУ ТЭС с двумя контурами управления: автоматизированного управления технологическим процессом энергоблоков и эиергооборудования общестанционного назначения (АСУТП) и автоматизированного производственно-хозяйственного управления (АСУПХ), куда входят подсистемы управления производственно-хозяйственной деятельностью и ремонтом; управления материально-техническим
АСУ энергосистемы
АСУТП	АСУПХ
АСУТП блока №1
АСУТП блока • №2
АСУТП обще-станционных объектов
АСУТП блока № и
Рие. 47.4. Структурная схема автоматизированной системы управления ТЭС
снабжением; технико-экономического планирования; учета и анализа трудозатрат, зарплаты и кадров, бухгалтерского учета.
В соответствии с выполняемыми функциями в АСУТП энергоблока можно выделить две основные части — информационную и управляющую (рис. 47.5). Информационная часть включает в себя подсистемы измерения и сигнализации. Первичная информация поступает от аналоговых и дискретных датчиков, установленных непосредственно на оборудовании энергоблока. Подсистема производит расчет и анализ технико-экономических показателей (ТЭП) по отдельным агрегатам и по блоку в целом. После соответствующей обработки информация, полученная от подсистем измерения, сигнализации, поступает к оператору на БЩУ, где для него организовано автоматизированное рабочее место (АРМ). Устройство отображения информации (УОИ) предоставляет оператору (Оп) необходимую информацию в удобной для него форме.
В управляющую часть АСУТ11 входят подсистемы дистанционного и автоматического управления, автоматического регулирования, защиты и блокировки. Все эти подсистемы осуществляют дискретное воздействие па исполнительные органы —первичные регуляторы, коммутационные аппараты электроприводов рабочих машин и запор-но-регулирующей арматуры. Посредством индивидуальных или групповых ключей оператор может осуществлять дистанционное управление отдельными агрегатами блока, а все остальные подсистемы управляющей части обеспечивают автоматиче-
Рис. 47.5. Структурная схема автоматизированной системы управления технологическим процессом энергоблока
19-760
578
УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
ское воздействие иа оборудование блока согласно заданным логическим программам.
Схема, представленная на рис 47.5, иллюстрирует состав функций, выполняемых информацион-но-управляющим вычислительным комплексом (УВК) АСУТП. С точки зрения централизации исполнения этих функций и степени использования при этом средств вычислительной техники можно выделить зри характерных варианта структуры АСУТП. Первый вариант (рис. 47.6, а) предполагает использование средств вычислительной техники только в информационно-вычислительных целях, т е. для централизованного сбора, обработки и передачи информации.
И
ИВМ
Рис. 47.6. Варианты структуры АСУТП: а — с централизованным контролем и децентрализованным управлением; б — с централизованным контролем и частично централизованным управлением; в — с полностью централизованным контролем и управлением; ИО — исполнительный орган; Д — датчик; 3, Б — защита, блокировки; АУ — автоматическое управление; АР — автоматическое регулирование, ИВМ — информационно-вычислительная машина; УОИ — устройство отображения информации; ДУ — дистанционное управление; ДР — дистанционное регулирование; И — измерительный прибор;
Оп — оператор
Результаты обработки информации и вычис» тельной работы информационно-вычислителии машины (ИВМ) сообщаются Оп и помогают*!!) принимать правильные решения по у правлен*) энергоблоком. Применение вы числительной теин ки в системах управления электростанциями ним лось именно с этого варианта.
Во втором варианте (рис. 47.6, б) средства я» I числительной техники применяют не только и решения информационно-вычислительных задм но и для целей централизованного управления-в структуре АСУТП появляется управляющаа вычислительная машина (УВМ), составляют с ИВМ единый комплекс Управляющая машнияю-меняет задания (уставки) локальных автоматических регуляторов, координирует работу логи» ских автоматов, контролирует ход выполнения!)» раций управления и т.п. Часть операций управ» ния по-прежнему выполняет человек В настоян время эта структура получила наибольшее при* неиие в АСУТП электростанций.
В полностью централизованной АСУТП (гре тий вариант структуры АСУТП, рис. 47.6, в) я функции оперативного управления энергоблои выполняет управляющий вычислительный коя плекс (УВМ и ИВМ), т.е здесь наиболее полно» пользуется возможность вычислительной техяии Управляющая машина принципиально способа решить любую задачу по управлению энергоб» ком при условии высокой степени надежно средств вычислительной техники. За операго) сохраняется возможность выполнения определ ных операций управления, а.также вмешательсп работу УВМ и ИВМ, т е работа АСУТП пропс дит в режиме диалога человек — машина.
Основой АСУТП являются функционалы группы (ФГ), в которые входят рабочие маши: связанные единой технологической функш Функциональная группа включает в себя рабо1 машины с их приводами, блоки управления 1-я уровня, которые содержат в себе исполнители* устройства, непосредственно коммутирующий] пи приводов, принимают оперативные командна оператора, автоматических регуляторов, техно; гических защит и от логической части снеге управления 2-го уровня, обеспечивающей мп нение операций по заданной программе.
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ВТОРИЧНЫХ СХЕМ
Условное позиционное обозначение эля или устройства принято в виде буквенно-циф
§47.2]
ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАБДЕНИЕ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
579
го кода, который образуется с применением букв латинского алфавита и арабских цифр, определяющих порядковый номер элемента или устройства с принятым буквенным кодом.
Элементы вторичных схем обозначаются в соответствии с ГОСТ 2.709—72, 2.702—75, 2.710—80, и их обозначения в пределах проектной функциональной группы обычно не повторяются.
Буквенные позиционные обозначения закреплены нормативными материалами проектных институтов за определенными видами элементов. Тах, реле тока обозначается КА, реле промежуточное— KL, трансформатор тока — ТА, переключатель цепей управления — SA и т.д.
Порядковые номера элементам присваивают, начиная с единицы, в пределах вида элементов, которым на схеме присвоено одинаковое буквенное позиционное обозначение. Например, сигнальные табло на схеме в количестве 4 шт. будут промаркированы от HLAI до HLA4.
Цифры и буквы в позиционном обозначении проставляются над графическим изображением элементов. При разнесенном способе изображения элемента присвоенное позиционное обозначение проставляется около каждой его составной части.
При необходимости составным частям элемента можно присваивать порядковые номера, добавляемые к порядковому номеру позиционного обозначения через точку. Например: KL3.2 — контакт 2третьего промежуточного реле; ED2.3 — третий диод второй диодной сборки и т.п.
Для обозначения принадлежности элемента к электрической фазе тока допускается добавлять индекс фазы (/4, В, Q, проставляемый через точку. Например: ТА2.В — второй трансформатор тока фазы В.
Сигнальные контакты положения силовых коммутационных аппаратов обозначают тем же кодом, что и сам аппарат.
Шинкам управления, сигнализации, синхронизации, напряжения и т.п. как элементам принципиальных схем также присваиваются позиционные обозначения. Первая буква — Е обозначает общий код шинки. Вторая — код функционального назначения шинки (сигнализация, синхронизация и т.п.), третья — дополнительные сведения, если это требуется (аварийная А, предупредительная Р и т.п.). Далее следует порядковый номер шинок, который может быть опущен, если в нем нет необходимости. Обозначение шинок может быть также дополнено цифрой, обозначающей номер участка центральной сигнализации, либо буквой, обозначающей фазу (для шинок напряжения и синхронизации).
47.2.	ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ С ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМ
ПРИВОДОМ
Схема со звуковым контролем цепей управления (рис. 47.7) позволяет обеспечить постоянный контроль целости цепей управления Для контроля цепей последовательно с обмотками привода включаются промежуточные реле: KQC, контролирующее цепь отключения, и KQT, контролирующее цепь включения. При нормальном состоянии цепей управления цепь обмотки одного реле замкнута, а цепь обмотки другого разомкнута. При обрыве цепи управления оба реле оказываются обесточенными. Это используется для создания звукового сигнала обрыва цени, который поступает на шинки звуковой предупреждающей сигнализации ЕНР через последовательно соединенные размыкающие контакты обоих реле и табло HLA
Схема позволяет отделить цепи управления от цепей сигнализации и выполнить последние через контакты реле контроля, косвенно отображающие положение выключателя. Схема сигнализации выполнена с двумя лампами. Лампы сигнализации положения могут быть погашены снятием питания с шипки (+) ЕН.
Изложенная схема управления выключателем предусматривает применение ключа с фиксацией положений «Включено» и «Отключено» (см. рис. 47.7). Сигнализация автоматических переключений осуществляется на принципе несоответствия положений ключа и выключателя. Для прекращения мигания ламп сигнализации необходимо вручную квитировать ключ управления, т.е. привести его в положение, соответствующее положению выключателя.
Схема применяется на объектах с большим количеством присоединений и постоянным дежурным персоналом.
Схема с ключом без фиксации положений. При отсутствии иа объекте постоянного дежурства персонала, который мог бы производить квитирование ключей, применяют ключи управления без фиксации положений. После подачи командных сигналов такой ключ возвращается в нейтральное положение.
Для сигнализации аварийных отключений выключателя в схеме используется двухпозиционное реле фиксации включенного положения выключателя, которое создает цепь несоответствия при аварийном отключении выключателя (рис. 47.8). При включении выключателя от контакта реле KQC сра-
[Разд.47
УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
580
§47.2]
+EC-
Шинки управления	
Автоматы	
От автоматики	Цепи	I включения
От ключа управления	
Реле контроля цепи включения	1	
От защиты	Цепи отключения
От ключа	
Реле контроля цепи отключения	
Шинки питания двигателя	
Автоматы	
Цепь электромагнита включения	
Шинки сигнализации	
Цепь звукового сигнала аварийного отключения	j	
Цепь звукового и светового сигналов обрыва цепи	| управления	
Цепи сигнализации положения «Отключено»	|	
Цепи сигнализации положения «Включено»	
-EC-
+EH—
-EH— (+}EH— (+)EP~
EHA— EHK—
4
Условное обозначение положения	Ввд рукоятки и схема пакетов спереди в положении «отключено»		о	м о 3		о® OU| Ооо		V о 10	12 о—<j> о 11			13 14 X 16 О 75			17 7«Х 20 о 19			21 0 23		
	Тип рукоятки и пакетов	Д124		1		3		6			6г			10г			10г		
	—	Номера контактов Положение"'— рукоятки			_			7	I	Оо 4	4	4	4	4	4	4 ’•'-ч	4	2	Со д	3 4 •—<	£T—ZZ]	гч 4 а	
о	Отключено	□Я		—	X	—	—	—	—	X	—	X	—	—	—	X	-		X
В1	Предварительно включено			X	—	—	—	X	—	—	X	—	—	—	X	-	-	X	-
в2	Включить			—	—	X	—	—	X	—	—		X	X	-	-	X	-	-
в	Включено	в		X	—	—	—	X	—	—	—	—	X	X	—	-	X	-	-
	Предварительно отключено	сш		—	X	—	—	—	—	X	X	—	—	—	X	—	-	X	-
°2	Отключить			—	—	—	X	—	—	X	—	X	—	—	—	X	-	-	X
в)
Рис. 47.7. Схема управления (а) и сигнализации выключателя со звуковым контролем цепей упри ния (б), диаграмма ключа управления (в)
всгывает сигналит, через ши, нм (+) Е1 ключенис реле KQ,
Реле!
. В I функции* тасигнал нс соответ лях боль обкодимо Одов, пр их щита регагови! онное ущ ляп», на шим чнсл
547.2]
ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
581
Рис. 47.8. Схема управлении и сигнализации выключателя с ключом без фиксации положений
батывает реле фиксации KQ и подготавливает цепи сигнализации аварийного отключения: звуковую — через шинку ЕНА и световую — через шинку мигания (+) ЕР. При подаче оперативной команды на от-ялючение подается сигнал от ключа SA на возврат реле KQ, что исключает аварийный сигнал.
Релейные схемы дистанционного управлении. В предыдущих схемах ключи совмещают функции органа команды при управлении и ап парата сигнализации для создания цепей соответствия и несоответствия. Применение таких ключей, имеющих большие габаритные размеры, к которым необходимо присоединять большое количество проводов, приводит к необходимости создания крупных щитов управления. Увеличение мощности агрегатов на электростанциях и переход на дистанционное управление ими с блочных или групповых щитов, на которые выносится управление все большим числом вспомогательных агрегатов, электро
двигателями с.н., задвижками, шиберами и т.п., приводят к такому увеличению размеров щитов, что обозреваемость их ухудшается, а обслуживание становится очень сложным
В целях сохранения размеров щитов устанавливаются малогабаритные ключи управления. Использование последних возможно прн условии упрощения их функций, для чего применяются реле, выполняющие роль промежуточных органов команд, а также обеспечивающие построение соответствующих цепей сигнализации.
Эти реле располагаются вне пульта или даже вне щита управления, например на релейном щите или в РУ. На рис. 47.9 показана релейная схема управления, в которой в качестве аппарата управления для операций включения и отключения выключателя используется простейший ключ с самовоз-вратом. При подаче сигнала на включение ключом SA срабатывает реле команды КСС и своим контак-
582	УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ	[Рам«
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ J
Рис. 47.9. Релейная схема управления и социализации выключателя
Шинки управления	
Автомат	
Ключ и реле команд	
Цепи включения	
Цепи отключения	
Шинки сигнализации	
Реле фиксации командного импульса	
Аварийное отключение выключателя	I X и 3
Обрыв цепи управления выключателя	
Лампы сигнализации положения выключателя на щите управления	
юм подает сигнал на промежуточный контактор КМ Отключение производится тем же ключом SA и реле КСТ аналогично включению Реле фиксации положения выключателя KQ срабатывает от реле команды КСС или КСТ, контакты которых замыкают цепь той или иной обмотки реле KQ в зависимости от того, какая команда подана. Сигнализация положения выключателя осуществляется сигнальными лампами HLC и HLT через контакты реле положения KQT и KQC
При отключении выключателя от релейной защиты реле KQ не изменяет своего положения, создавая цепь несоответствия для звуковою аварийного сигнала через шинку ЕНА и подавая питание па лампы HLT через шинку мигающего света (+) ЕР При включении выключателя от автоматики создается цепь несоответствия для питания от шинки (+) ЕР лампы HLC. Снятие мигания и перевод сигнальных ламп на нормальное свечение производя гея путем переориентации двухпозиционного реле KQ с помощью центральной кнопки снятия мигания ВЕР, являющейся общей для нескольких выключателей. При замыкании кнопки ВВР
меняют свою ориентацию реле KQ ирисоедаи! ний, находящихся в положении иесоответстш Реле KQ других присоединений, находящим в положении соответствия, своей ориентации I изменяют, так как цепь, связывающая их с шинвй ЕРД, разомкнута контактом KQC или
снятия мигания предусмотрен размыкающий я» такт реле КСС или КСТ, исключающий доход действие сигнализации при подаче команд. Прии нение в схеме малогабаритного ключа и двух шт мутаюрных ламп с подводом проводов в зщи! торец этих аппаратов позволяет сосредоточить! небольшой площади щита аппараты управлец большим количеством объектов
Управление выключателем с помощью проц жуточных реле команды КСС и КС! дает возю ность применять контрольные кабели с малыми чепием жил для связи пункта управления с обит том управления
Схема применяется па телемеханнзироваини объектах и объектах без постоянного оперативно! обслуживания
{47.2]
ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
583
Шинки управления
Автомат
Цепи включения и реле положения «Отключено»
Цепи включения и реле положения «Включено»
Реле контроля непереключення фаз
Реле контроля отключения выключателя
Контактор защиты электромагнитов
Цепи электромагнитов включения
Рис. 47.10. Схема управления выключателями с пофазным приводом
Управление масляными выключателями с пдавадуальиыми электромагнитными приводами для каждой фазы. Для одновременного включения и отключения всех трех фаз выключателя как дистанционно ключом управления, так и от автоматики обмотки конз акторов включения КМА—КМС и электромагнитов отключения YATA—YATC всех трех приводов соединяются в схеме управления параллельно. Блок-контакты каждой фазы выключателя в цепях включения и отключения также соединяются параллельно. На рис. 47 10 показана такая схема управления с общим релейным контролем цепей и релейной блокировкой от многократных включений на короткое замыкание (реле KBS) и контактором КМЕ защиты электромагнитов. В части цепей сигнализации схема аналогична приведенной выше схеме со звуковым контролем
Для выключателей, на которых должны предусматриваться пофазное отключение от защит н полезное включение от автоматики, оперативные це
пи выполняют раздельно для каждой фазы выключателя Предусматривают индивидуальный контроль в каждой цепи. 11а рис. 47.11 показана такая схема с релейным контролем цепей. Оперативные сигналы подаются оз ключа управления SA посредством промежуточных реле КСС и КСТ контакты которых замыкают цепи для включения или отключения всех трех фаз.
Сигнализация положения осуществляется лампами HLTи HLC, общими для всех трех фаз выключателя. При несоответствии на любой фазе лампа мигает, при соогветствии, т.е. при одинаковом положении всех трех фаз, лампы горят ровным светом. Фаза, на которой произошло отключение, определяется по сигнальным реле защиты.
Цепи управления каждой фазы для удобства эксплуатации включены через отдельные автомагы.
Автоматы SF и SFA (В, С) должны выбираться со ступенью селективности по времени во избежание ложного отключения при коротком замыка-
УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Раис«
584
+ЕС	-ЕС
Рнс. 47.11. Схема управления выключателем е пофазным чением от автоматики и с трехфазпым управлением
нии В данном случае селективность обеспечивается за счет исключения электромагнитной отсечки в автомате SF
Дистанционное управление воздушными выключателями. Исполнительными органами при дистанционном управлении выключателями служат электромагниты, управляющие пневматическими клапанами Выключатели выполняются с общим приводом для всех трех фаз или с отдельными приводами для каждой фазы В первом случае электромагниты включения и отключения делаются общими для всех трех фаз выключателя, во втором — электромагнитные пневматические клапаны для включения и отключения выполняются отдельно для каждой фазы выключателя
отключением от зашиты, с пофазным нс
На рис 47 12 показана схема управление ключателем, имеющим общие элекгромагн управления для всех трех фаз Давление вон контролируется электроконтактным миномет KSPI. Реле KLI осуществляет блокировку ос тивных цепей, размыкая свои контакты при св нии давления воздуха ниже допустимого знача
Для облегчения работы контакта KSP1 ми контактного манометра параллельно обмотке KLI включен искрогасительный контур Дм; печения независимости работы схемы от воз» го понижения давления воздуха в процессе I нения операции включения или отключения дельно контактам реле KLI включаются зам щие блок-контакты электромагнитов УАСиУАТ. обеспечивает самоудерживание э лею роман
547.2]
ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
585
Шинки управления и автоматический выключатель
Цепи включения и реле положения «Отключено»
Реле положения «Включено» и цепи отключения
Реле контроля давления воздуха
Цепь включения отЛПВ
Сигнал падения давления воздуха
Рис. 47.12. Схема управления воздушным выключателем с трехфазиым приводом
до конца операции. Для завершения начатой операции при недостаточной длительности командных импульсов в цепи включения использован замыкающий блок-коитакт электромагнита включения YAC, а в цепи отключения — замыкающий контакт реле блокировки от многократных включений KBS.
Резистор R устанавливают для того, чтобы реле KQT и KQC не отпадали при падении давления и размыкании контактов реле KLI. Это предотвращает ложный сигнал обрыва цепей при их целости, а также облегчает работу контактов КЫ.
Сигнал падения давления подается замыкающим контактом реле КЫ на табло HLA. Остальные цепи сигнализации аналогичны схемам для масляных выключателей.
При включении от АПВ давление сжатого воздуха должно быть несколько выше, чем при обычном включении. Пуск АПВ в схеме при отключении выключателя от релейной защиты возможен только при условии срабатывания реле KL2. Реле KL2 срабатывает через блок-контакт YAT при соответствующем давлении воздуха, контролируемом электроконтактным манометром KSP2, и самоудер-живается до завершения цикла АПВ выключателя. После включения выключателя оно деблокируется размыкающим контактом YAC.
На рис 47 13 показана схема управления выключателями напряжением ПО кВ и выше, имеющими фазные электромагниты управления выключателем. При включении выключателя команда на включение подается ключом SA на реле КСС, которое при отключенном положении выключателя и соответственно замкнутом контакте повторителя KQT—KL2 своим контактом замыкает цепь электромагнитов включения и самоудерживается до завершения операции включения, т е до отпадания контактов реле KL2 Если включения не произойдет, то сигнал па включение не снимется до тех пор, пока не поступит сигнал на отключение от реле КСТ, т е. пока не будет сквитировано ключом положение выключателя.
При включении на короткое замыкание и отключении от защиты повторно; включение блокируется контактами реле KBS до снятия сигнала на включение (блокировка от многократного включения). Сигнал на отключение подается ключом SA на реле КСТ, которое своим контактом замыкает цепь электромагнитов отключения YAT. При этом контактами KL3 и KBS закорачивается контакт КСТ и сигнал на отключение удержиаается до полного завершения операции.
Для защиты электромагнитов отключения от повреждений в случае их длительного обтекания током при неполнофазном отключении выключателя в схе-
[Разд 47
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
586
Рис. 47.13. Схема управления воздушным выключателем с вофазным приводом
ме предусмотрена специальная блокировка При не-полнофазпом отключении зз отключенном положении выключателя кош актом К 1.4 размыкается цепь обмотки реле КЕЗ, кош акты которого в свою очередь с выдержкой времени размыкают цепь удерживаний! электромагнитов отключения YAT.
В нормальном режиме реле KL3 подтянуто и подготавливает цепь удерживания Последовательное соединение контактов KL3 облегчает коммутацию при размыкании цепи YAT
При неполпофазном включении выключателя в схеме предусмогрена подача автоматического сигнала на отключение Э i а блокировка осуществляется с помощью реле КЕ4 Сигнал па отключение в этом режиме подается через контакты реле КЕЗ, что обеспечивает ограничение длительности отключающего сш пала при неуспешном действии реле KL4.
Блокировка отстроена по времени от разно-временностз! переключений блок-контактов выключателя Для этого в цепь обмотки KL4 введен размыкающий контакт повторителя KQT — реле KL2, которое имеет замедление на отпадание Наличие этого контакта исключает ложное срабаты
вание реле KL4 в ходе операции включения га как разомкнут контакт КЕ2
Размыкание оперативных цепей производи™ блок-кон тактами выключателя QA, QB, QC В цепи электромагии тов включения блок-контакты раж фаз соединяются последовательно, что обеспечивай их надежную коммутацию н исключает повреждение электрома!питов при отказе блок-контакгаодной из фаз Повреждение блок-контактов всех тра фаз маловерояпю и полому не учитывается
В цепях электрома!питов шключения предусмотрено параллельное включение блок-контакт разных фаз Это обеспечивае! повышенную имея-ность цепей отключения в нормальной работе пря включенном выключателе В то же время последоза-1 тельное включение блок-контактов в каждой фв облегчает работу контактов и соответ с гвенно cuua-i ет вероятность отказа в коммутационном режиме.
Завершение операции, в случае если в ходеов-рации с выключателем давление снизилось пня допустимого уровня, обеспечивается за счет са® удерживания реле KL1 по последовательной обмок, ке Тот же принцип можег быть применен ив схеме
$472]
ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
587
Шинки управления и автоматический выключатель
Ключ и реле включения
Цепи самоудерживания электромагнитов включения и отключения
Реле контроля давления воздуха
Реле контроля непереключения фаз выключателя
Автоматический выключатель фазы А
Цепи включения и реле положения «Отключено» фазы А
Реле положения «Включено» и цепи отключения фазы А
Цепи включения и отключения фаз Ви С
Риг.47.14. Схема управления воздушным выключателем с нофашым отключением oi танины, нофат-IIым включением от автоматики и нофашым управлением
рис 47 12. Разница в схемах обусловлена в данном случае стремлением ознакомить читателя с возможными вариантами решения одной и той же задачи В остальном схема рис. 47.13 выполнена аналогично схеме рис. 47.12.
Для выключателей с индивидуальными для каждой фазы электромагнитами управления иногда, например для линий напряжением НО кВ н выше, оказывается необходимым обеспечить возможность управления каждой фазой выключателя в отдельности. На рис. 47 14 показана схема, позволяющая управлять одновременно одной, двумя или всеми фазами. Индивидуальными для каждой фазы ключами SAA для фазы А и соответственно SAB и
SAC для фаз В и С подюшвливаетея цепь включения или отключения Команда па выполнение операции подается общим для грех фаз ключом SA1, па включение — при помощи промежуточного реле КСС, на отключение — непосредственно контактами SA I
Питание оперативных цепей каждой фазы производится через отдельные автоматы. В каждой фазе имеются свои реле контроля цепей управления KQTA (В, О и KQCA (В, С). Независимость работы электромагнитов управления при возможном понижении давления в процессе операции обеспечивается за счет самоудерживания повторителя KLI реле KLA (В, С) ею последовательными обмотками
УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЗЛЕКГРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Радд 47
588
Цепи самоудерживапия тлектромагнптов включения и отключения размыкаются контактами реле KL3 Это реле о I падает с выдержкой времени, большей времени включения или отключения выключателя, после закорачивания его обмотки замыкающими блок-контактами элекгромагнитов, чем обеспечивается автоматическое сня!ие команды
Нормально реле К1.3 подтянуто через балластное сопротивление R2 В процессе коммутации оно шунтируется блок-контактами электромагнитов и отпадает е задержкой, превышающей максимальную длительность коммутации, чем обеспечивается надежное снятие команды после завершения операции
В схеме пуска АПВ участвуют замыкающие контакты реле КЕ2, которое срабатывает при работе реле блокировки от многократных включений KBS.4 (KBSB, KBSC) и достаточном давлении воздуха Деблокируется реле KL2 размыкающим контактом КСС при включении выключателя.
Контакт ключа SA I в цепи реле KL2 исключает пуск АПВ при включении выключателя на короткое замыкание и последующем отключении его от защи I ы
Резистор RI, включенный параллельно реле КОС, обеспечивает четкую работу последовательных обмоток сигнальных реле АПВ, а резисторы
RA. а также RB, RC в степи самоудержттвания ист-тромат питов управления облегчают работу копта-тов реле KL3 Схема сигнализации выполняет» аналогично рассмотренной ранее схеме пофазнопт управления масляными выключателями
ДИСТАНЦИОННО! УПРАВЛЕНИЕ РАЗЪЕДИНИТЕЛЯМИ
Для управления разъединителями ттрнменяктг два типа приводов элект ро двигательный и пневма-тический. Наиболее распространен первый тип
Конструкция элект ролвигателытого приюл внутренней установки для разъедшппелейо—10кВ характеризуется следующими особенностями:питатель вращается в одном направлении как npi включении, так и при отключении, кипемагикал]» водного механизма построена таким образом, что при первом повороте сто иа 180° производитсяодат операция, при повороте па следующие 180°—вторая операция, длительное! ь каждой операции около 30 с Команда подается со щита ключом 5.4 черт промежуточный контактор КМ в виде кратковре^ метшего управляющего сигнала (рис 47.15)
+ЕС(~ЕС[)
—ЕС(~ЕС2)
6)
Шинки управления
Автоматы
Цепи электромагнитной блокировки Цепи пуска, блокировки, самоудерживаяия KV и завершения операции_________
Шинки сигнализации
«Включено» и операция отключения
«Отключено» и операция включения
На постоянном токе
На переменном токе
к s а а 55
Р с «о ЙЕ
пч>
к
г
ri м

Рис. 47.15. Схема управления разъединителем с miioiонозппионным ключом управления и выполвеш-ем силовых ценен па постоянном (о) и переменном (б) токе
§472]
ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ TOKF
589
Закрепление импульса достигается путем самоблокировки Разрыв цепи после завершения операции производится специальным блок-коптактом (путевым выключателем) SQB, кратковременно размыкающимся, разрывающим цепь промежуточного контактора и снова замыкающимся для подготовки следующей операции.
В схеме исключена возможность произвольных переключений разъединителя при двойных замыканиях па землю в цепях управления постоянного тока. Это обеспечивается за счет двойного разрыва цепи промежуточного контактора КМ контактами ключа управления SA и цепи двшателя — контактами КМ При выполнении этого требования отпадает необходимость осуществления контроля цепей управления Блокировка дистанционного управления от схемы электромагнитной блокировки контактом реле КВ возможна при отсутствии напряжения на блокировочной розетке Операция отключения имеет аналшичную логику с обратной переориентацией блок-контактов QS.
Блок-коитакты (JS в пусковых цепях КМ исключают реализацию неправильной команды (например, «Включить» при включенном положении разъ-едишпеля) и ложную сигнализацию положения.
Выполнение оперативных и силовых цепей предусмотрено как иа постоянном, так и на переменном токе с соответствующей заменой аппаратуры (оперативные цепи — аналогично рис. 47.15, силовые — см рис. 47 15, ст и б)
Пример выполнения рассмотренной схемы на базе ключа с самовозвратом с применением двух-позицноипого реле-повторителя блок-контактов дан на рис. 47 16. Схема имеет меньше кабельных связей и сохраняет ту же логику, что и предыдущая схема. В отключенном положении разъединителя лампаHLTгорит ровным светом, подключенная через последовательную цепь контактов КСС—KQS При подаче команды «Включить» реле команды КССсрабазывает и самоудерживается через блокирующий контакт SQB иа все время проведения операции и переводит лампу HLT на мигающее свечение от шинки (+) ЕР В цепь управления могут быть введены также блок-контакты других коммутационных аппаратов, осуществляющих запретные блокировки (например, блок-кошакг выключателя)
Сигнализация выполняется двумя лампами. Положение разъединителя определяется положением рукоятки ключа в мнемонической схеме и горением соответствующей лампы ровным светом. С момента поворота ключа в положение несоответствия и в течение всей операции до прекращения действия привода лампа горит мигающим светом; завершение операции фиксируется размыканием соотве|ствующего блок-коитакта QS, погасанием прерывисто горящей лампы и загоранием другой лампы ровным светом Нормально при включеи-
Рис. 47.16. Схема управлении разьелннв ic.icm с электролвп1Я1елы1Ым приводом, вращающимся в одном направлении, выполненная па базе импульсною ключа е самоно1вр.гюм
ном положении разъединителя горит лампа «Включено» НЕС, при отключенном — лампа «Отключено» HLT Указанная лотка обеспечивается за счет следующего взаимодействия злемеитов схемы При отключенном положении разъедини!едя замкнуты размыкающие блок-контакты QS, подготовлена цепь запуска КМoi cm пала «Включить» В, и через второй размыкающий контакт QS и контакт SA, подается сигнал + ЕН па лампу «Отключено» HL7, которая горит ровным светом
При подаче сигнала «Включим,» В оживляется цепь запуска контактора КМ, который сраба!ывает и самоудерживается на все время проведения операции, обеспечивая работу двигателя привода Завершение операции фиксируется блокирующим контактом SQB, кратковременно размыкающим цепь самоудерживания КМ, благодаря чему обеспечивается прекращение переключения и подготовка цепи последующей операции
В течение всего хода операции оисночення вплоть до поворота на 180°, являющегося признаком завершения операции, положение блок-кон тактов OS остается неизменным Соотвстс гостю лампа HLT, переключающаяся при иодаче команды «Отключить» ключом SA па прерывистое свечение, горит прерывистым светом по цепи несоотве1сгвия вплоть до завершения операции, когда в результате переориентации блок-коитакта QS лампа IIL1 гаснет, а лампа HLC за! орае гея ровным свсго.м, сш иа-
УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ ПА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТА НЦИЯХ И ПОДСТА НЦИЯХ
[Рам 47
590
лизируя о включенном состоянии разъединителя При завершении операции (в результате переключения блок-коптакта QS) реле KQS переориентиру-е1ся в положение «Включено», а в результате кратковременного срабатывания реле KQS размыкается цепь самоудерживанпя и отпадает реле КСС Соответственно отключается лампа Ш.Г и загорается ровным светом через последовательную цепь контактов КСТ—КОС лампа Н1.С Аналогично работает схема при подаче команды «Отключить»
Схема имеет один разрыв на цепь (фазу), поскольку кабельных связей в схеме меньше и пусковые цепи собраны через реле, поэтому вероятность ложного запуска схемы вследствие двойного замыкания на землю существенно снижена
11рпвод для разъединителей наружной установки НО и 220 кВ отличается гем, что направления движения двигателя при включении и отключении противоположны Привод снабжен реверсивными пускателями КМ1 и КМ2 и двумя группами блок-контактов QSI и QS2, первые переключаются в конце операции включения, вторые — в конце операции отключения. На рис 47 17 показана схема управлепи.1 разъединителем с таким приводом Разрыв цепей обмоток пускателей после завершения операции включения или отк зючения производится соответствующими блок-контакзами Блокирующий электромагнит TAB позволяет осуществлять дистанционное или ручное управление При наличии напряжения на обмотке электромагнита его контактом
замыкается цепь управления и открывается заслона доступа к валикам ручного оперирования
При ручном управлении специальная руювта размыкает контакт SQB, рвущий цепь управления, идущую о 1 ключа SA В остальном схема аналоги-на предыдущей
Если в конкретной конструкции блокируют! электромагнит не предусмотрен, в цепь управления вводится контакт реле электромагнитной блокировки КВ аналогично схеме рис 47 16
На рис 47 17 представлена схема для отключенного состояния (согласно принятым правили представления вторичных схем).
I Сложение всех контактов показано для отключенного состояния разъединителя Схема просматривает ту же логику сигнализации, что и предыдущая схема, а реверс управления осуществляйся путем переключения фаз асинхронного двигав-ля Л/ привода разъединителя
При отключенном состоянии разъедииитем ровным светом горит лампа HLT п размыкающие контактом QS2 подготовлена цепь пускаконтат-ра КМ1, обеспечивающего движение привода» включение. При подаче команды «Включить»переключается контакт QS2, размыкая цепь нормального горения лампы НЕ/\ н последняя через контап ключа подключается к (+) ЕР и гори г прерывистый светом вплоть до завершения операции Одновременно ключом SA подготавливается цепь нормального свечения HLC
Рис. 47.17. С хема управления разъединителем с реверсивным электродвигательпым приводом, выполненная иа базе ключа с фиксированными положениями
§47.2]
ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРА !ИЕНОМ ЮКЕ
591
Рис. 47.18. Схема управления разъединителем б—220 кВ с реверсивным приводом, выполиеп-нан на базе импульсного ключа с самовозвратом
Завершение операции фиксируется переключением контактов QSI, благодаря чему обеспечивается размыкание цени самоудерживания KMI и прекращение собрании, размыкание цепи мигающего свечения Н1.1 и замыкание цепи HLC на нормальное свечение через шинку + ЕС
Схема может быть выполнена на импульсном ключе или кнопках управления аналогично предшествующей схеме с полным сохранением логики ее действия
Для местного управления широко применяют упрощенные схемы с подачей командных сигналов кнопками управления или импульсным ключом Одна из таких схем с реверсивным контактором или двумя автономными контакторами представлена на рис. 47 18 Реверсивный контактор представляет собой два автономных контактора, сблокированных между собой механически таким образом, что исключается их одновременное срабатывание и предотвращается короткое замыкание в силовых цепях, где реверс двигателя привода осуществляется изменением чередования фаз, подключаемых к двигателю. Контактор находится в шкафу привода. Команда иа включение (отключение) кратковременная, но достаточная для срабатывания контактора, подается ключом или кнопкой управления SA Завершение операции обеспечивается самоудержива-пием контактора В конце операции происходит переключение вспомогательных контактов разъединителя QS, размыкающих цепь самоудерживания и подготавливающих цепь к последующей операции
Для производства ручной операции управления используется рукоятка ручного управления, которая вставляется в соответствующее гнездо. При этом контактом SQB блокируется цепь дистанционного управления Схема выполняется как на постоянном, гак и на переменном оперативном токе с соответствующей заменой аппаратуры Сигнализация положения осуществляется упрощенно
гаснет одна и одновременно зажигается другая сиз нальная лампа HLC и HL1при завершении операции Мигающая сигнализация при автоматическом управлении не предусма1ривается
Переключение разъединителей является операцией, при проведении которой ио действующим эксплуатационным нормам полагаезся проводить визуальную проверку завершенности операции соответственно с выходом иа место установки разъединителя. Это было обусловлено недостаточной надежностью самих разъедини гелей и системы сигнализации их положения В практике проектирования с этим приходилось считаться Соответственно нормами технологического проектирования предписывалось управление разъединителями с места их установки воздействием на привод от кнопки местного управления Это снижало эффекзивность автоматизации и оперативное!ь управления В настоящее время промышленностью разработаны конструкции разъедини гелей повышенной надежное ги, рассчитанные на дистанционное управление без визуальной проверки В свсзс задач комплексной автомазизацшз шергообъекзов, а именно с вззе-дренисм АСУТП, номенклатура подобных конструкций расширяется Разъединители практически всех напряжений допускаюз дззегаззциопзюе управление без какззх-либо ограничений Лишь iipii выполнении этого условия может быть ликвидировано обилие ручных операций н низкий уровень авзо-матизацизз управления
ИЗБИРАТГЛЫ1Ы1- СХЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
Описанные выше схемы дззс1а131зношюзо управления комму з анионными аинаразамн предусматривают подачу управляющих команд о г индивидуальных ключей управления, размещаемых на месте установки коммутируемое о аппарата илзз зза щите управления Структурно эти схемы относятся к децентрализованным и имеют все известные недостатки деззентрализоваипых систем - низкую оперативностз, и сравнительно высокую вероятность ошибктз, обусловленную рассредоточением индивидуальных командных элементов системы и певозможззостью обзора всего управляемого комплекса в прозтессс управления При матом количестве объектов управления эгоз недостазок не является определяющим Однако при усложнении з лав-33011 схемы эпергообъекга, увеличено:! количества ее присоединений и коммутируемых элементов принцип индивидуального управления перестает удовлетворять требованиям надежности и оперативности
Наиболее эффективной мерой повышения оперативности являезся переход на избирательные структуры, позволяющие повысить степень централизации управления за счет управления боль
У ПР ЯВЛЕНИЕ КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
592
шим количеством коммутируемых элементов схемы шергообъекта с помощью одною центрального органа команды (ключа управления) с подключением сю к объекту управления избира1ельно, по соответствующей вызывной команде, подаваемой в избирательную схему
За основу принимается следующий принцип построения избирательных схем Орган подачи команды выполняется общим для нескольких объектов управления, число которых определяется конкретной конфигурацией управляемой схемы энер-। ообъект а или его части (участка) Операции управления производятся двумя последовательными командами подготовительной (выбор объекта), подключающей индивидуальные цепи управляемого объекта к общему органу управления, и исполните тыгой, осуществляющей подачу необходимого управляющего сигнала общим органом управления Сигнализация положения объектов управления выполняется индивидуальной Кроме того, дастся световой сигнал, подтверждающий реализацию команды выбора соответствующего объекта
Но тртономпчсской структуре избирательные системы делятся па три вида системы с кодовым набором, с функциональной клавиатурой и с вызовом но мнемосхеме
Система с кодовым набором имеет наибом простую электрическую схему, однако необходимость поиска кода затрудняет диалог, всвязисяи снижается операт пвпост ь 1 акая схема не оправ» ла себя на эпергообъектах
Система с вызовом по функциональной нт-виатуре отличается гибкостью и достаточной простотой диалога, обладает широкими избирательными возможностями, однако требует сложим логических схем и специального аппаратного решения, в связи с чем применяется преимущественно в комплексе с ЭВМ
Система е вызовом объекта но мнемосхеме отличается оперативностью, легко реализуется на релейно-контактной аппаратуре, может быть примчана к упрощенной функциональной клавиатуре, в связи с чем рекомендуется для тнертообъектов.к оснащенных ЭВМ
Одна из подобных схем, разработанная институтом «Эпергосетьпроект» для широкого применена на шергообъектах. приведена па рис 47 19, а.Схеш представляет собой универсальный ввзбираггелъмй блок, пригодный для решения различных задвт управления и контроля, выполняется на базе простых реле с питанием как па постоянном, такинвпе-
BD
+EH
-Ell
КВ
BCS1
HLS1
KD
+ЕС -ЕС ESC-ЕСС ЕСТ
KSA
ED
SFn
КССп SFn\
KCSn |—।	Ч
КСТп
SAS
BCS2 VDD2f J- 1KDB2,
1
гд VDD1
. &-----
—Ци—
VDS2
KCS2
HLS2
KQTn
КССп
КСТп
QCn
Схема управления выклю чателем
BCSn
JC- [PDBn
KCSn
&VDDn
-----
VDSn
KCSn
HLSn
RD KD
a)
KQQ.i
в)
Рис. 47.19. Избирательная схема управление: а — избирательный блок; б — размещение командных и сигнальных элементов на панели управления; в — схема согласования избирательной схемы со схемой у правления выключателем
HLTl	HLT2	HLTn
HLC1& 0 ///<"2 0 0 Я£Сл0 0
HLS1 & BCS1
HLS2 0 BCS2
HLSn 0 BCSn
6)


♦ I I I 14
§47 3]
ЭЛЕКТРОМА!ИИТНАЯ БЛОКИРОВКА РАЗЪЕДИНИ!ТЛЕЙ
593
ременном юке (в последнем случае — через выпрямитель) на любом стандартном уровне напряжения.
Избирательный блок обеспечивает возможность подключения цепей выбранного объекта к центральному аппарату управления ( измерения, сигнализации) по команде оператора. Избирательная команда (вызов объекта) подастся кнопкой выбора объекта BCS, размещаемой в соответствующем злемен те мнемосхемы или па функциональной клавиатуре (рнс 47 19,6)
Ниже рассмотрено применение избирательного блока для организации схемы избирательного управления выключателями Использование блока для других целей изложено далее в соответствующих разделах
Предварительный выбор объекта производится кнопкой, при нажат пи которой срабатывает и далее самоудерживае гея соответствующее избирательное реле KCSn. обеспечивающее подключение индивидуальных пеней управления выбранного выключателя к центральному ключу управления SAS (рнс 47 39,в) При этом на мнемосхеме загорается соответствующая избирательная лампа HLSn, позволяющая оператору судить о правильности реализации вызова, а также центральное табло HLS «Вызов», фиксирующее состояние схемы
Контактами KCSn вызванного объекта па ключ S3S через шипку избирательного управления ESC подается оперативный ток, а к командным щипкам включения ЕСС и отключения ЕСТ подключаются пусковые цепи индивидуальных реле команд «Включить» (КСС) и «Отключить» (КСТ) «-выключателя (см рис 47 19, в).
Команда па коммутацию подается па реле КСС нКСТ центральным ключом S4S через шипы ЕСС к ЕСТ соответственно
Положение выключателя отображается на мнемосхеме индивидуальными индикаторами HLC («Включено») п HLT («Отключено»), как в ранее описанных схемах По условиям избирательности кцентральным аппаратам избирательной схемы разрешается подключение цепей лишь одного объекта, вызванного оператором Соответственно в схеме предусмотрена блокировка, запрещающая одновременный вызов двух объектов и снимающая предшествующий вызов при подаче очередной вызывной команды.
Снятие предшествующего вызова обеспечивается следующим образом. При подаче вызывного сигнала кнопкой BCS (см. рис 47.19, а) через развязывающий диод VDD и дифференцирующую емкость CD на обмотку KD поступает импульсный сигнал, вызывающий его кратковременное срабатывание. При этом контактом KD через шинку ЕЕ) снимается питание с KCS, и если в схеме имеется подтянутое реле KCS, то оно отпадает, чем и обеспечивается снятие предшествующего вызова
После отпадания контакта KD цепь питания KCSвосстанавливается и обеспечивается дальней
шее срабатывание того реле KCS, пусковая цепь которого собрана, т е. нормальная реализация одного вызывного сигнала Повторное срабатывание KD при отпадании в данном случае блокируется введением инерционности в цепь разряда емкости CD с помощью резистора RD.
Одновременная подача двух вы зывных сигналов, возможная нрп использовании блока в системах автоматического управления, блокируется токовым реле контроля KSA и реле блокировки КВ (рис. 47 19, а) Ток срабатывания реле KSA ог страивается ог номинального тока потребления KCS Соответственно при одновременной подаче двух вызывных сшналов через реле KSA протекает удвоенный ток потребления реле KCS и реле KSA срабатывает, самоудерживаегоя через балластное сопротивление RB на все время подачи команды и запускает блокирующее реле КВ, которое своим контактом снимает питание с избирательных реле KCS и блокирует их ложный запуск до iex пор, пока не восстановится нормальная схема
Блокирующие диоды I'DB обеспечивают запирание зарядной цепи дифференцирующей емкости CD после снятия вызывного сигнала, когда вызов принят и реле KCS самоудерживается При этом обеспечивается разряд конденсатора СЕ> через контакт KD и резистор RD и соответственно готовность реле КЕ) к срабатыванию при подаче очередного вызывного сш нала независимо оз предшествующего состояния KCS схемы Соответственно диоды TDB предотвращаю г ложный запуск реле KD через цепи самоудерживанпя реле KCS, а диоды IDS, I'DD - срабатывание реле KCS через об nine цени HLS и KD
Использование развязывающих тиодов I'DD и I DS, заменяющих в данном случае контакты реле KCS, позволяет свети к минимуму необходимое количество реле в схеме
Для повышения надежности деблокировки схемы при наличии предшествующего вызова в реле KCS вводзггся задержка на срабатывание 0,1- 0,15 с
Оперативная деблокировка схемы и соответст-вешто сняпзе вызова производится центральной кнопкой деблокировки BD, размыкающей цепь са-моудерживаиия реле KCS
47.3.	ЭЛЕКТРОМАГНИТНАЯ БЛОКИРОВКА РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ
Блокировка разъединителей с выключат елями выполняется согласно условиям, соблюдение которых исключает возможность операций с разъединителями ттод током. Назовем основттые условия
1	. При двойной системе шин операции с шинными разъединителями развилки разрешаются (рис. 47.20, а):
а)при включенных парном разъединителе (]Е, шиносоединительном выключателе QP и его разт.е-депителях (JSP,
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
594
[Рам 41
Рис. 47.20. Распределю ельное устройство с двойной системой шин (а) и схема электромагнитнойбл«-кнровки разъедини!елей (6)
б) при отключенных парном разъединителе, заземлителе QS и выключателе данного присоединения Q
2	При наличии заземлителей на шинных разъединителях со стороны выключателя должна быть обеспечена невозможность включения заземлителя при включенном парном разъединителе и включения этого разъединителя при включенном заземлителе
3	Операции с линейными и шинными разъединителями при одной системе шин разрешается только при отключенных выключателях и заземлителе данного присоединения
Для конкретных первичных схем >ти условия мо1ут быть расширены, и можно не только предусматривать запрещение операций с разъединителями под током, но и блокировать другие неправильные операции, например возможность подачи напряжения выключателем на заземленный разъедини (ель и др
Блокировка для разъединителей с дистанционным приводом осуществляется размыканием соответствующих контактов цепей управления, а для разъединителей с ручным приводом — механическим запиранием привода.
В схемах управления разъединителями с ручными приводами наибольшее применение находит электромагнитная блокировка, чго обусловлено ее у нивсрсалыюстью и простотой операций Эта блокировка состоит из механического замка, устанавливаемого на приводе каждою разъединителя, электрической розетки около привода и переносного ключа с электромагнитом, общего для всех замков распределительных устройств (рис 47 21) Переносный электромагнитный ключ имеет внутри I оризса элекгрома! нит с обмоткой и сердечником. коюрый выдвшается при обтекании обмотки током Для возврата сердечника в ключе имеется специальная пружина
Рис. 47.21. Эскиз блокировочною 1амк» н ши к нему:
/ — замок; 2 — запирающий стержень, 3 — клюз,
/— подвижный сердечник, 5 — катушка клюй, 6 — розетка, 7 — ручка ключа
Напряжение на блокировочную розетку подает ся через блок-коитакты блокируемых аппарат лишь в том случае, когда ра решается производи» операций с данным разъединителем
Для отпирания замка вилка ключа вставляете™ блокировочную розетку При этом ключ долм быть предварительно вставлен в блок-замок. Есл в розетке есть напряжение (операция с разъединя-i телем разрешается), сердечник ключа выдвигаем и его паз захватывает соотве тс гвующий выступ замка После этого поворотом ключа в замке а 180° отпирается привод разъединителя, проювд дится его включение или о  ключеиие, затем по» ротом ключа в первоначальное положение правд снова запирае1ся Голько после этого ключ моя» быть снят Надевание и снятие ключа возмоям голько при положении гамка «Заперто», т.е 1ИГД1 запорный стержень выдвинут и запирает правд разъединителя При эюм обмотка электромагнит! ключа должна быть обесточена
§47.4]
СИГИ АЛИ 3. 1ЦИЯ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
595
Схема электромагнитной блокировки разъединителей присоединений для РУ с двойной системой шин показана па рис. 47.20, б. Напряжение на блокировочные розетки, т.е. разрешение на производство операций, подается только при соблюдении указанных выше условий, отражаемых во вторичных цепях при помощи блок-контактов выключателей и разъединителей.
Все операции с разъединителями производятся при отключенных выключателях Q и QP, за исключением операции перевода присоединения с одной системы шин на другую, условием допустимости проведения которой является включенное положение параллельного выключателя QP и его разъединителей QSP1 и QSP2 (см рис 47.20).
При отключенном положении разъединителей QSI и QS2 и отключенных заземляющих разъединителях присоединения QSGl, QSG2, QSG3, исключающих возможность подачи потенциала земли на общую точку разъединителей, оперативное питание подается иа обе блокировочные розетки У/ и У2 пли при лис ганционном управлении — на контакты ключей управления соответствующими разъединителями и возможно включение любого изэтих двух разъединителей После включения одного из разъединителей QSI (QS2) питание с блокировочной розетки парного разъединителя QS2 (QSI) снимается, так как одновременное включение разъединителей QSI и QS2 в ланном случае запрещено Соответственно при дистанционном управлении реле блокировки снимает оперативный ток с ключа управления разъединителя, операция с которым запрещается.
Между заземли гелями QSGl, QSG2, QSG4 и спаренными с ними разъединителями QSI, QS2, QS3 имеется механическая блокировка непосредственного действия, т е , например, заземлитель QSGl можег быть включен только при отключенном разъединителе QSI и. наоборот, разъединитель QSI может быть включен только при отключенном заземлителе QSGl 11ри этом включение заземлителя QSGI допускается схемой электромагнитной блокировки только при отключенном разъединителе QS2, который, в свою очередь, может быть включен лишь при отключенном заземлителе QSG1, т е. обеспечивается логическая система, исключающая подачу напряжения па заземленную точку
Механическая блокировка обладает высокой надежностью, поскольку она заложена в самой механической конструкции привода. Естественно, что ври наличии механической блокировки она не дублируется в схеме электромагнитной блокировки Однако механическая блокировка спаренных разъединителей и заземлителей выполняется только для разъединителей напряжением до 220 кВ, допускающих проведение операций непосредственно на месте установки аппарата Для разъединителей напряжением 330 кВ и выше по условиям безо
пасности разрешаются только дистанционные коммутационные операции, и для них применяется электромагнитная блокировка между спаренными разъединителями и заземлителями, аналогичная описанной. Для спаренных шинных разъединителей QSI и QS2 предусматривается следующая логическая схема
Включение разъединителя OSI (QS2) при включенном парном разъединителе QS2 (QSI) возможно лишь тогда, когда шиносоединительный выключатель QP той же секции сборных шип и его разъединители QSP1 и QSP2 находятся во включенном положении. В этом случае нет опасности прохождения уравнительного тока по разъединителям в момент коммутации и разрешается замыкание двух систем шин разъединителями QSI и QS2 Соответственно через последовательную цепь блок-кон тактов QP, QSPl, QSP2 на шинку EI3Q в пом случае подается оперативный ток и при включенных разъединителях OSI и QS2 на их блокировочные розетки YI и Y2 подается питание, те разрешается отключение любого из двух разъединителей, что и производится при переводе присоединений с одной системы шин на другую.
После отключения одною из двух разъедини гелей QS1 или QS2 питание с блокировочной розетки парного разъединителя QS2 или QSI снимается.
Блокировка разъединителей шиносоединительного выключателя выполняется аналогично блокировке разъединителей присоединения
При дистанционном управлении разъединителями сохраняется вся логическая схема блокировки, по блокировочный сигнал подается черен промежуточное реле непосредственно в схему управления и блокирует выполнение дистанционной операции.
47.4.	СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Па щитах управления электрических станций и подстанций предусматриваются следующие виды технологической сигнализации.
1.	Сигнализация положения - сш налы иа щите о положении коммутационных и рет у тирующих аппаратов (выключателей, разъединителей, контакторов и т.п.).
2.	Аварийная сигнализация — сит налы об аварийном отключении коммутационных аппаратов
3.	Предупреждающая сит налпзацпя — сигналы о наступлении ненормального режима в работе агрегатов или ненормального состояния отдельных частей установки или установки в целом.
4.	Сигнализация действия зашиты — сигналы о действии зашиты, выпадении флажка указательного реле и необходимости ручного возврата его.
УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ ИА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Ран 47
596
5.	Сигнализация действия автоматики.
6.	Командная сигнализация — сигналы для передачи из цеха в цех ограниченного количества наиболее важных и частых распоряжений
СИГНАЛИЗАЦИЯ [ИЗЛОЖЕНИЯ
Для сигнализации положения разъедини гелей применяются специальные указатели — приборы сигнальные (1IC).
Прибор состоит из неподвижного U-образиого электромагнита с двумя обмотками и якоря, поворачивающегося в поле электромагнита в пределах 90° Якорь связан с указателем, который поворачивается вместе с ним Питание на обмогки 11С подается через соответствующие блок-контакты разъединителей (рис. 47.22) В зависимости от того, через какую из двух обмоток проходит ток, указатель прибора занимает вертикальное или горизонтальное положение. При отсутствии тока в обеих обмотках, например при обрыве цепи, указатель под действием пружины устанавливается в среднем положении под углом 45°. Таким образом, прибор сам осуществляет контроль целости цепей.
Сигнализация положения коммутационных аппаратов с дистанционным управлением со щита осуществляется с помощью сигнальных ламп Предусматривается сигнализация положений выключателя в нормальном режиме («Включено»,
Рис. 47.22. Сигнализация положения разъединителей:
а — вид фасада с панели управления; б — схема сигнализации
«Отключено») и при автоматическом включени или отключении аппарата. В первом случае лани сигнализации соответствующею положения горит ровным светом, во втором случае — мигает.Дд обеспечения мигания ламп используется половине несоответствия (положение ключа «Включе-но» при отключенном положении коммутационного аппарата и наоборот).
В положении несоответствия питание на сигнальную лампу подается от специальной шииым-гания (+) ЕН.
Мигающий свет применяется и в схемах предупреждающей сит нализации Для этих целей используется пульс-пара Парис 47 23 показанаси-ма пульс-пары выполненная на простых реле
Схема работает следующим образом. Припои-че импульса на шипку (+) ЕР срабатывает релеШ Его контакты замыкаются (без выдержки времени), один контакт замыкает цепь KL2, второй —цен тампы Реле KL2 сраба!ываст и размыкает (бездн-держки времени) цепь КЫ. Так как контакты Ш имеют выдержку времени па размыкание, цепьре-ле К1.2 и контакты КЫ остаются па эго время таи-путыми. Этим определяется длительность импуИ са. После размыкания контактов КЫ реле Ш обесточивается. Вторичный импульс тодается через время, определяемое выдержкой времени км-такта реле К1.2 па замыкание Этим определяете! интервал между двумя последовательными импульсами Нормально схема мигания не работая, поскольку цепь несоответствия конкретных обит-, тов разомкнута При замыкании цепи несоотвспт-] вия на шинку мигания (+) ЕР поступает черезлаы-1 пу 1Н.Т «минус» оперативного юка, срабатывая! реле КЫ и пульс-пара запускается При этом ц] лампу HLT периодически поступает либо + £//че-рез контакт КЫ, либо в цепь лампы вводится об-i мотка КЫ, благодаря чему лампа гаснет и обеспечивается эффект мигания.
Устройства мигающего света выполияютеявп бесконтактных элементах, например таких, ш прерыватель питания бесконтактного типаППБ-Ц включаемый аналогично в цепь несоответствии!
Рис. 47.23. Зсгройство мш аюптето света: а — релейная схема; б — бесконтактная схема
§47 4]
СИГИ А НИЗАНИЯ НА ПОСТОЯННОМ ОНЕГА ГИВНОМ ТОКЕ
597
осуществляющий прерывание цепи сигнальной лампы управляемым диодом (дииистором) Способ подключения прерывателя к шинке мигания показан на рис 47.23.6
АВАРИЙНАЯ СИ! ПАЛИЗАЦИЯ
Аварийное отключение коммутационного аппарата до.тжно сопровождаться как индивидуальным световым сигналом (мигание лампы сигнализации положения), так и звуковым сигналом, общим для всего щита I (азначсние звукового сигнала — привлечь внимание персонала к происшедшему отключению, светового — определить отключившийся аппарат
Схема аварийной сигнализации обеспечивает снятие звукового сигнала с центрального поста без квитирования ключа отключившегося аппарата, те. с сохранением светового сигнала Система сигнализации после снятия звукового сш нала готова к приему новых сигналов независимо от того, сохранены ли световые сш нал : от ключпвшпхея аппаратов Такой способ называется центральным снятием звукового сигнала с повторностью его действия
Для сигнализации с центральным снятием звукового сигнала с повторностью его дсйс1вня применяется реле импульсной сигнализации Это реле представлясч собой комплект трансформатора напряжения и поляризованного реле, включенного через триодные ключи во вторичные обмотки трансформатора
Парис 47 24 показана схема аварийной ситна-лизации с применением упомянутого реле (позиционное обозначение KLH} При аварийном отключении какого-либо выключателя через цепь несоответствия — последовательное соединение
__+ЕН
г--ЕН
Рве. 47.24. Схема аварийной сш налп запии
контактов реле команд КСС, КСТ, реле фиксации командного сигнала KQQ и блок-кон так| выключателя Q — замыкается цепь первичной обмотки встроенного в К1.П трапсформагора /
В обмотке возникаем переходный ток положительного направления, наводящий во вторичной обмотке соответствующую ЭДС, обеспечивающую протекание базового тока в цепи триола 1'7'2 При этом VT2 открывается и замыкает цепь обмотки прямой полярности поляризованного реле К, которое срабатывает и своим контактом запускает реле KI.
11ри срабатывании реле А7- самоблокирустся через кнопку центрального снятия сигнала BDC, одним из своих контактов замыкает цепь запуска сирены НА и реле времени KID, а другим закорачивает цепь коллектор- тмиттер триода Г71, благодаря чему в обмотку поляризованного реле К подается ток обратной полярности и оно возвращается в исходное положение
Окончательная деблокировка схемы происходит автоматически после исчерпания выдержки времени реле KTD, которое своим контактом закорачивает обмотку реле К!,, обеспечивая сто отпадание, а следовательно, снятие звукового сшпала, возврат схемы в исходное состояние и ее готовность к приему следующего сигнала 1а же операция вручную осуществляется с помощью кнопки BDC
Для обеспечения повторности действия сигнала в индивидуальных цепях несоответствия устанавливаются добавочные резисторы При аварийном отключении второго выключателя и несквити-ровапном ключе иа первом общее сопротивление цепи снижается, что вызывает изменение гока в первичной цени К7.И и появление во вторичной цепи импульсной ЭДС, дос т ат очной для срабатывания поляризованного реле К п запуска схемы сигнализации. При квитировании ключа цепь несоответствия размыкается контактом
Оперативное опробование схемы сш пали зашит производит ся кнопкой ВТ
ПРЕДУ1 П’ЕЖДаЮЩАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ
Предупреждающая сигнализация предназначена для предупреждения дежурною персонала об отклонениях от нормального режима в работе отдельных частей установки пит установки в целом требующих принятия мер тля их устранения Сш-налы подаются от контактов соответствующих датчиков (реле, контактных манометров и т п )
Предупреждающая сигнализация должна сопровождаться индивидуальным световым сигналом (табло с надписью) и общим для всего шита звуковым сит налом, отличным по звуку от сигнала аварийного отключения
Для выполнения предупреждающей сигнализации с центральным снятием звукового сшпалас по-
УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТА НЦИЯ X И ПОДСТА НЦИЯХ
[Рам. fl
598
вторзюстыо его действия принципиально применяются те же схемы, что и для аварийной сигнализации Однако ли схемы обладают некоторыми особенностями, рассматриваемыми ниже
Сш пализацпя с ровно зорящими свет овыми сизиатамн. Для обеспечения повторности действия сигнала вместо добавочных сопротивлений исполь-зузотся лампы в табло, служащие одновременно для получения индивидуальных световых сигналов
Наличие сш налов без выдержки времени и сигналов, которые по своему характеру требуют отстройки по времени, приводит к необходимости установки двух реле импульсной сигнализации одного для сигналов без выдержки времени или с индивидуальными реле времени и другого для сигналов с вы тержкой времени В последнем случае устанавливается общее реле времени
Работа схемы сигнализации без выдержки времени ничем не отличается от работы рассмотренной выше схемы аварийно!-) сигнализации
Схема сигнализации с общим реле времени (рис 47 25) имеет следующие особенности при срабазываншз какою-либо реле предупреждающей сигнализации, например КН 1, мгновенно загорается соответствующее световое табло HL1, через которое подается ток в первичную обмотку реле импульсной! сигнализации. Его контакт К замыкает цепь обмотки реле времени КТВ, контакты которо-ю через промежуточное реле KL приводят в действие звуковой сигнал н обеспечивают возврат кон-закта К зз з'оговность схемы к прззему следузощего сиз пала Если до того, как реле времензз КТВ успеет замкнуть свозз коззтакты, ненормальный режим, вызвавший появленззе сигнала, прекратится, то в мо-менз ззот асаззззя лампы пргз размыканизз коззтакта реле КН во вторичноз") обмотке трансформатора / наведется кратковременно ЭДС обратной полярности, которая обеспечен открытие триода ГТ1 зз подачу на обмотку поляризованного реле К сигнала образ 31031 полярности, а следовательно, возврат его контакта в разомкззугое положение Прзз этом цепь пуска реле времензз КТВ разомкнется зз звуковой сигззал ззе успеет подействовазь
Каждыз"з индивидуальный сигнал выполняется обычно прзз помощи светового табло с двумя лампами, вклгочезнзымз1 параллельно, что обеспечивает действие сш нала иргг перегоранизз одной из ламп Для контроля за сосгоянием ламп последние подключаются к реле KLH через две шинктз предупреждающей епгнализацзззз ЕНР зз переключатель S1, ззормально находящийся в положении «Включено» В Прзз опробованизз ламп переключатель устанавливается в положение «Опробование» О', ззри
Рис. 47.25. Схема ззредуззрежлазоизезй инвалют а— с двумя шипками, В с одной («никой ЕНР
этом зза ШЗИ1КЗЗ ЕНР подается напряжение 1ЕН, лампы в каждом световом табло оказывают включепнымзз последовательно из напряжен» оззераз пвзюй сет зз зз загораю гея неполным накаш В случае перегорания одноз"з из ламп световое таб.1 прзз опробованзззз не загорается Снятие звукового сигззала производится вручнузо кззоззкой BDC Аз-соматическое снятие звукового сигнала осуществляется с выдержкой времезззз с помозцьзо реле И), контакты которого включены параллельно обмоти реле KL и прзз замыкании деблокирую, его
Опробование звукового сигззала и проверка»-правности реле в схеме прозззводятся кнопкойй ,
Схема предуззреждазозцез") сигнализации бези-держки времени аналогична схеме аварийной сигнализации (см рис 47 24) с той лишь разницей,та вместо резисторов используются лампы и предусматривается ключ ST для опробования неправ»
§474]
СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ ГОКЕ
599
сти ламповых табло Вариант схемы с одной шинной ТИР приведен на рис 47 25,6
Сигнализация с мшающимн световыми сигналами. При большом количестве постоянно горящих световых сигналов на щите дежурному персо-иалутрудно выделшь появившийся сш нал В ном случае схема предупреждающей сигнализации может быть выполнена с мигающим свечением каждого появившегося chi нала, для чего используется шинка мигания (+) ЕР Перевод сигнала па ровное свечение производится дежурным оператором при квитировании сигнала с помощью общей для всех сигналов кнопки
Схема сигнализации с мигающим свеювым сигналом н повторноезыо действия выполняется с одним индивидуальным реле для каждою сигнала Одна из подобных схем изображена на рис 47 26 Индивидуальный сш пал поступает от контактов датчика сигнализации КП через резистор R на шинку предупреждаю щей сигнализации ЕНР, к которой присоединена обмогка реле цептралыюй сигнализации KLH (см. рис 47.25). Одновременно образуется цепь через шину (+) ЕР. обеспечивающая мигание табло HL Диоды (72/ VD4 устанавливаются для исключения обходных цепей. Звуковой сигнал сннмаезся кнопкой центрального снятия сигнала Перевод табло па ровное свечение производится кнопкой спя шя мигания ВВР При нажатии кнопки ВВРсрабазывас 1 реле КВР. когорое удерживается в течение всего времени подачи данного сигнала и переподит табло HL на ровное свечение Контакт реле КВР размыкает цепь шинки ЕИР. исключая перегрузку реле К1.Н
Переключателем опробования ST производится проверка исправности индивидуальных табло HL и диодов VD1, ГЕ>2 При их исправности все световые табло HL горят ровным светом При неисправности обмотки реле КВР и диодов 172/, VD2 табло В£ не переводит ся на ровный свет
Рас.47.26. Схема сигнализации с мигающими световыми сигналами
Учасзкован ст иа.низапии с центральным осведомлением. Па крупных знерзообъекзах с большим количеством индивидуальных сиз налов, распределенных по панелям |лавпок> пипа управления. в целях у зучшения opiiciiiaiiiin дежурного персонала предусмаз решается деление всех объектов сигнализации научасткзг тз выдача зга соозветсзвую-щне табло нанелтз центральной сиг пали зании освс домптельпы.х сш налов, но оголяющих сразу определить участок, с которого пос тупил пилшиздуальпый сигнал Такой способ сит пализацнн носит название сш налпзазииз с цепгральным осведомлением
Участок обычтто охватывает технологически са-мостоятельиуто часть главной схемьт - ОРУ, ГРУ, КРУ, общсстанциоппые устройств;) и т д Осведоми-тсльтгый сигнал отображает зтомер участка тз вида ется одновременно с индивидуальным сигналом
Фут1кцт1тз осведомительного сигнала мозуг быть расширены за счет группировки одгтоилазто-вых пттдивттдуалызых сиг палов в один обобщенный сигнал, отображающий как участок, с которого поступил индивидуальный сш нал, так гз характер по-ступшписй информацитз
Обобщенны!"! сигнал может объединят лтобое колттчество иидивзтдуальиых стипалов, отличающихся гем илзз иным общттм признаком Количество обобщенных сигна зон определяется особенно-ст ямзз гехнолоз ни
Табло обобщенных сит налов размещаю! на па-нелп пспзралызой сш тза.тн зазззиз При ном реко-мендусзся вписывать их в мнемосхему, пмигирую-щую расположение учаегков игергообт.ектов илтт паттелей ГЩУ Это более удобно, поскольку позволяет совместттть обобщенны!"! сигнал с его адресом и обеспечивает выявление участка тз оценку характера поступившей ннформазши ассоциативно, без дополнительного логического аналттза
Организация обобщенного сигнала не требует дополнительттой аппаразуры и осуществляется путем подключения всех сигналов данной группы к обобщающей групповой шине EHG через развязывающие диоды Примерная схема организацит! обобщенных сигналов для двух идентичных объектов — ВЛ I 31 BJI2 приведена на рис 47 27
При поступлении информации дежурный фиксирует обобизенные данные на панели центральной сигнализации, а конкрезные данные уточняет по индивидуальным табло на сооз ветствутотцих панелях управления объектам!! данного участка
Недостатком схемы является сохранение большого количества одновремептто выдаваемых индивидуальных свеговых сигналов, усложнятощих сбор и обработку информации тз снижающих эффективность обобщения как меры ттовышения опе-ративтзостзт
УПРАВЛЕНИЕ КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Разд. С
600
Опробование ламп		
Цепи индивидуальных сигналов объектов сигнализации	ВЛ1	Работа ДФЗ
		Обрыв цепи управления
		Работа газовой защиты
	ВЛ2	Работа ДФЗ
		Обрыв цепи управления
		Работа газовой защиты
	Прочие ВЛ	Аналогично
Рис. 47.27. Схема организации обобщенных сигналов
о в
О о

Групповая предупреждающая сигнализация. 11а рис 47 28 приведен один из вариантов схемы сигнализации, позволяющий значительно Сократ нть количество индивидуальных световых сигналов за счет объединения одноименных сигналов в одну группу и выдачи их на групповую шинку и далее на групповое табло с наименованием, общим для всех поступающих сигналов и одновременно повторяющим их индивидуальное наименование
Индивидуальные сигналы подаются контактами сигнальных реле А'Н черет соотве1сгвующие разня ты лающие диоды на шинки предупреждающей сигнализации участка EI1PRI и EHPR2, групповые шипки конкретных сигналов EI1GI, EHG2, EHG3 и адресные табло HLG с наименованием объекта, с которого пришел индивидуальный сш нал
Информация выдав!ся дежурному персоналу в виде двух световых сигналов — группового (табло расшифрагора HLD), определяющего конкретный характер индивидуального нарушения или неисправности, и адресного (табло HLG), указывающего объект, на котором эго произошло
Групповые табло размещают иа группе панелй управления, охваченных данными группоида сигналами, адресные табло на панелях управления соответствующими присоединениями. Схем выполняется как участковая с запуском реле центральной сш налпзатш через соответствующи участковые шинки предупреждающей сигнал» ции EHPR1 и EHPR2 Подключение г шинке ЕН! центральной сигнализации осуществляют черт контакты оперативного ключа .$71 в целях обеспечения возможности оперативного обесточения вся сигнальных ценен участка при выявлении участи с пониженной изоляцией в цепях постоянноготоц
В зависимости от количества, вида и адресов поступивших сигналов исходная информация мехи быть выдана дежурному засвечиванием несколыга групповых и адресных табло, минимально — сивого ipynnoBoro и одного адресного При этом сигилы выдаются в неявной форме, без прямой связке объектами, и их конкретное распознавание требуя проведения двухступенчатых операций Так, пря появлении индивидуальных сигналов и срабата нии схемы сигнализации вначале фиксируют общ-
§474]
СИГНАЛИЗАЦИЯ ПА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
601
	Оперативный ток сигнализации		+ЕН -ЕН
	Опробование ламп		EHL
5 К	Центральная пре ^упреждающая сигнализация		ЕНР1 ЕНР2
3	Участковая предупреждающая сигнализация		EIIPRI EHPR2
			
	Групповая		EIIGI EHG2
	сигнализация		
			EHG3
Реле импульс-ной сигнализации		Мгновенное действие	
		С выдержкой времени	
Цепи опробования ламп			
г;	Цепи вызова на дешифратор		
и S S У 5	Цепь блокировки при расшифровке		
Объект сигнализ			
	Цепи первичных датчиков сигнализации		
	Цепи вызова на дешифратор		
л ВЛ2	Цепь блокировки при расшифровке		
X У rt tn 5			
Объект сигни	Цепи первичных датчиков сигнализации		
Цепь пуска реле фиксации вызова			
Рис. 47.28. Схема групповой предупреждающей сигпали *auuu
ты, с которых поступила информация, и по комплексу адресных и групповых сшналов оценивают ситуацию в первом приближении Затем с помощью кнопок вызова, индивидуальных для каждого объекта, дифференцируют полученную информацию и выявляют ее прямые связи с объектами, уточняя, какие сигналы и с какого объекта поступили. По полу
ченной информации делают окончательные выводы о ситуации и принимают решения
Схема вызова индивидуальной информации работает следующим образом При нажатии кнопки BCS выбранного объекта срабатывао реле расшифровки КИС и снимает оперативный ток с реле КН всех объектов. Одновременно контактом ВС пода-
602
УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
+ЕН
Шинки центральной сигнализации
—ЕН
EHL
Шинки групповых сигналов
Цепи деблокировки
Реле расшифровки
к
Реле деблокировки
£
па •£>
S а
ЕНР1 ЕНР2 EHG1 EHG2
EHG3 EHG4
Рис. 47.29, Схема сигнализации с обобщенными снеговыми сигвялм|{
ется оперативны!! юк на когнакгы КН выбранного объекта, чем и обеспечивается подача на групповые пшики EHG н eooi ветс! ценно табло HLD только сигналов вы шваемого объекта.
На время считывания вызванной на расшифровку информации кнопки ВСЕ удерживают ся в нажатом состоянии вручную. При снятии вызывной
команды BCS возвращаются в исходное ноложенк, KRC отпадает и схема bocciапавливается Зимом ио выполнение схемы и с авгомашческимудер» ванием вызывного сигнала, что облегчает считн» ние. Это обеспечивается за счет применения к» пок с обмотками самоудерживания в соответспи со схемой рис. 47 29 Центральная часть схемыв-
‘атд 47
§47 4|СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРАТИВНОМ TOKF
603
обоб-ых лов IX ОС
Цепи опробования схемы сигнализации	
Мгновенное действие	Запуск центральной сигнализации
С выдер жкой времени	
Фиксация появления сигнала	
Ручная деблокировка	
Запуск предупреждающей сигнализации мгновенного действия	
Автоматическая деблокировка	
Запуск предупреждающей сигнализации с выдержкой времени	
Пуск схемы автоматическо й деблокировки	
Звуковой сигнал	
Выдержка времени предупреждающей сигнализации	
Цепи блокировки ложного срабатывания при деблокировке схемы	
Цепи автоматического возврата KLH	
Сигнал срабатывания схемы сигнализации	
§ и о
палами
ожение, Зозмож-удержи-чпты ваши кно-1СТСТВИИ емы вы-
и расшифровкой по тапросу
полнена аналогично рис 47.26 и в рассматрпвае-мой схеме не представлена.
Ключ ST предназначен для опробования снеговых табло При опробовании на шину EHL подается «плюс» с шинки + ЕН и исправные табло загораются полусветом, а в табло, на которые поступает индивидуальный сигнал, гаснет одна лампа. Нор
мально на шинку EHL через размыкаюшнй kohiski ST подастся «минус», и при поступлении сигнала табло загорается полным светом.
Групповые табло ратмсшают па группе панелей управления объектов, охваченных соответствующими групповыми сигналами. Гам же па соответствующих панелях управления ратмещают индивидуальные адресные табло и кнопки вытова Схема является типовой для подстанций напряжением 330— 500 кВ. Она улучшает ориентацию дежурного персонала за счет концентрации информации в одном месте, а также дает значительную экономию контрольного кабеля, обусловленную группировкой одноименных сигналов п уменьшением количества жил между главным шитом управления и местами установки сигнальных реле В то же время схема излишне перегружена автоматически выдаваемой информацией Так, на крупном энергообъекге на участке может быть предусмотрено до 60 групповых н до 30 адресных сигналов, те. около 100 сигналов, из которых при серьезных нарушениях может быть выдано одновременно до 15. При принятой обезличенной форме выдачи групповой информации такое количество исходных сигналов представляется чрезмерным
Этот недостаток может быть устранен за счет промежуточного обобщения групповых сигналов по аналогии со схемой рис. 47.27 Соответствующая схема рассмотрена ниже
Групповая сигнализация с промежуточным обобщением и расшифровкой по запросу. На рнс. 47.29 представлена схема, сочетающая в себе особенности обеих предшествующих схем и обеспечивающая улучшенную ориентацию и информа-гнвность. Схема предусматривает выдачу исходной информации в обобщенной форме аналогично рис. 47.27 и расшифровку ио запросу аналогично рис. 47.28. Она содержит все элементы схемы групповой сигнализации, но предусмат риваег дополнительную группировку однонлановых индивидуальных сигналов и вывод их на соответствующие объектные табло обобщенных сигналов HLC.
Схема дается в качестве примера, показывающего, что эргономические характеристики традиционных схем сигнализации могут быть существенно улучшены без пересмотра аппаратурной основы и их структура может быть значителыто приближена к оптимальной
Схема выполнена для пяти конкретных сигналов и объектов сигнализации, те обеспечивает отображение 5и конкретных сигналов указанных объектов Исходная информация выдается в виде обобщенного объектного сигнала засвечиванием табло HLG с последующей его расшифровкой по запросу высвечиванием групповых табло дешифратора HI.D
Вся командно-квитнрующая н сигнальная аппаратура размещена на труппе панелей управления объектами отображаемого участка. Возможно рат-
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ ПА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Разд .47
604
мешение их и на отдельной участковой панели с выполнением зам же соответствующей миниатюрной мнемосхемы, что при большом количестве объектов на изображаемом участке облегчает восприятие информации
Табло объектных обобщенных сигналов HLG по возможности вписывают в мнемосхему участка и отображаю г общий характер конкретного сигнала с одновременной фиксацией объекта, с которого он поступил. Групповые табло HLD размещают па тех же панелях (или панели) отдельно в виде блока дешифратора и отображают конкретные наименования поступивших сигналов.
Схема работает следующим образом Индивидуальные сигналы контактов сигнальных реле КН подаются через развязывающие диоды на табло обобщенных объектных сигналов HLG и на соответствующие групповые шинки EHG. Одновременно через шинки предупреждающей сигнализации ЕНР! или ЕНР2 в зависимости от технологической принадлежности поступивших сигналов запускается схема центральной сигнализации, обеспечивающая выдачу звукового и осведомительного светового сигналов на напели центральной сигнализации (см кошакты реле КЫ, КТ и К 1.4 на рис. 47.29)
Исходная информация выдается дежурному засвечиванием соответствующего табло HLG, определяющего адрес и общий характер поступившего сигнала Групповые !абло дешифратора HLD при этом не загораются. гак как оперативный ток с них снят замыкающими контактами реле расшифровки KRC.
Расшифровка объектных сигналов производится гак же, как на схеме рис. 47.28. индивидуальными кнопками BCS с соответствующей подачей на время расшифровки оперативного тока па конт акты КН вызванного присоединения его кнопкой и снятием операт ивного юка с сигнальных реле КН всех остальных присоединений контактами реле расшифровки KRC При этом сохраняется описанный ранее пршнщн избирательности за счет снятия оперативного тока с контактов КН всех объектов, кроме вызываемого.
При снятии команды на расшифровку отпадает реле KRC и схема восстанавливается. Возможное при этом срабатывание реле KLH и подача ложного осведомительного сигнала блокируются контактом KL3, срабатывающим импульсно при возврате KRC.
Осветомительный сигнал, подаваемый па панель центральной сигнализации контактом KL4, снимается кнопкой BDC (см. рис. 47.29) одновременно со звуковым сигналом. Схема обеспечивает значительную экономию кабеля за счет группировки и обобщения, нс требует для своей реализации специальной аппаратуры, может быть реализована на любом энергообъекте в рамках действующей системы сигнализации
В отличие от схемы-прототипа рис. 47.28 рассматриваемая схема выполнена с самоудерживани-
ем вызывного сш нала. При нажатии кнопки ВС от удерживается в нажатом состоянии встроенное в нее обмоткой самоудержпваппя через контакта кнопки BDC и реле деблокировки КО Соответственно снятие вызывного сигнала производится оперативно пажагпем кнопки В1ЭС или автоматически контактом KD, срабатывающим импульсно при подаче очередного вызывного сш нала Последнее предотвращает одновременный вызов двух объектов сигнализации
При совместной рабо те с универсальным избирательным блоком (см рис 47 27) схема межи бын. улучшена за счет введения мигания вновь поступившего сигнала в соответствии со схемой рнс. 47.28. При этом основная часi ь схемы остаетя неизменной. Лишь контакты кнопок ВС заменяют ся контактами избирательных реле К ЕС. дополнительно к каждому световому табло lH£j и HLDyt-тапавливается по одному промежуточному pe.it для переключения цепей мигающей сигнализации групповых и обобщенных сигналов.
СИ1 НАЛИЗАЦИЯ ДЕЙСТВИЯ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
Действие зашиты сопровождаемся звуковыми световым сигналами аварийного отключения И № падепием флажка указательного реле соответствующей защиты Так как подъем флажка производится вручную, на щите имеется сигнал «Флажи не поднят» напоминающий дежурному о необходимости поднять его, гак как в про ihbiiom случае при повторном отключении возможна неправильна! ориентация персонала в действии защиты Сигни «Флажок не поднят» может быть индивидуальный или цент ральным. В нервом случае сигнал подаете! на соответствующую панель щита управления и всехзащи! данной цени, во втором отвсехсиг-нальных реле защиты через вспомогательную шинку сигнализации Е.4 (рис 47 30).
Следует отмешть, что использование сигналы ны.х реле с ручным возвратом делает сигнализации о работе защиты и автоматики 11едос паточно опер!-гивиой. Описаннное выше устройшво групповое сигнализации, рассчитанное на совместную работу с новыми сигнальными устройствами, имеющим дистанционный возврат, позволяет сделать систему сигнализации более мобильной При использова-
ние. 47.30. Схема сигнализации срабатывания указа юльных реле с ручным возвратом
§47 5|
КОНТРОЛЬ
605
нии новых сигнальных устройств отпадает необходимость в сигнале «Флажок нс поднят», поскольку вся информация поступает на ГЩУ и оперативно расшифровывается но запросу
Автоматическое включение коммутационного аппарата, например при АВР, сопровождается индивидуальным световым сигналом в виде мигания соответствующей лампы 11ри действии устройеi ва АПВ индивидуальных световых сигналов на щите не появляется и персонал не может установить цепь, на которой произошло ЛПВ
КОМАНДНАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ
Командная сигнализация предиа1начена для передачи команд из цеха в цех Такая сигнализация применяется, в частное in, для передачи команд со шита управления в машинный зал и обратно Для этой цели применяется так называемый командо-аппарат (машинный телеграф) Аппарат состоит из двух комплекгов сигнальных табло и кнопок пли ключей Один комплект размезцасзся на месте подачи команды, другой — на месте ее приема Каждый комплект состоит из приемных и отправляемых команд
Передача команд производится в следующем порядке дежурный цеха, подающий команду, вызывает дежурного, принимающего команду При этом раздается звуковой сш на з в заз орают ея транспаранты «Внимание» как па приемном, гак и на подающем копнах
Дежурный на приемном конце квит прус г команду,снимая сигнал «Внимание», чго свидетельствует отом, что вызов принят Далее дежурный передающего цеха передает нужную команду При лом на обоих табло загораезся ipaiicnapanr с соответствующей надписью После исполнения команды дежурный приемного конца квит ирует сш нал кнопкой
Импульс, передаваемый е передающего конца, длите 1Ы1О сохраняется до снятия его вручную Это достигается применением самоудерживаю-щихся кнопок, кнопка одновременно является якорем электромагнита, цепь козорого замыкается самой кнопкой
Схема комапдоаппарата е самоудерживазощи-мися кнопками показана на рис. 47.31. Для подачи команды «Внимание» со щита управления в цех нажимается кнопка ВС 11, ток проходит через кнопки ВИН, ВС11 и по параллельным путям — обмотке ВС11, лампам табло HLA11 и через обмотку сирены НА кнопка ВС И самоудерживается, и звуковой сигнал и свечение табло «внимание» сохраняются до снятия их из цеха нажатием кнопки BDII Подача команды «Внимание» из цеха на щит управления производится аналогично с гоп лишь разницей, что цепь звукового сигнала заводится па общую шинку ВАС командной сигнализации, поскольку на щите устанавливается общий звуковой сигнал. Остальные команды передаются таким же образом, только бездействия звукового сигнала
На щите	। Снятие , команды
В цехе	
Команда «Внимание* со щита управления	
Команда «Внимание» из цеха	
Прочие команды со щита управления	
Прочие команды из цеха	
Гис. 47.31. Схема к<>ма1здоапззара1а
47.5.	KOIU РОЛЬ
ОЫЦИ1- ПРИНЦИПЫ И ОЬЪГ М КОНТРОЛЯ
Кош роль за режимом агрезазов элекз рос задний и подстанций осуществляется с помощью измерительных приборов (указывающих и резиезрн-рующих) и релейных устройств - датчиков сш на-лпзации, срабатывающих при отклонениях параметров агрегата от заданных значении сверх допус тимого и дейез вующпх на соответст вующуто схему предупреждающей сигналы занят
В зависимости от характера объекта конзро.зя и структуры его управления обьем контроля и место размещения контрольно-измерительной анпаразу-ры могут бызь различными Приборы контроля для различных 11рпсоеднне1пн'з могут быть установлены в разных цепях п разных местах — па ЦПУ, п.з Б1ЦУ, па агрегатных технологических шизах В основном объем контроля определяется правилами технической эксплуатации и нормами технологического проектирования Однако в зависимости оз технологических особенностей контролируемого объекта возможны и отклонения от установленных норм, что обычно решается при нроек1ированш1
606	УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ	[Разд I
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
Нормально на большинстве присоединений кошролируются токи, напряжения, акнзвная и реактивная мощность в цепях переменного тока На генераторах и синхронных компенсаторах контролируются, кроме того, токи и напряжения в цепях возбуждения На генераторах и потребительских присоединениях устанавливаются также счетчики коммерческого учета
Аналогично управлению н сигнализации типовые решения предусматривают индивидуальный контроль параметров с установкой индивидуальных измерительных приборов па соответствующих панелях управления контролируемых присоединений.
В последние годы в связи с унификацией измерительных сигналов и развитием автоматического регулирования па знергообъектах широкое применение находят измерительные преобразователи позволяющие, использовать измерительные приборы с унифицированными входными сигналами 5 мА для измерения любого параметра, что значительно упрощает зкситуа1ацию Измерительный преобразователь включается в соответствующие вторичные цепи измерительных трансформаторов тока и напряжения и обеспечивает преобразование указанных входных сигналов в унифицированный выходной сигнал 0— 5 мА, пропорциональный контролируемому параметру и подаваемый на вход измерительного прибора. Сегодня измерение с помощью измерительных преобразователей на средних и крупных обьектах стало основным решением. Приборы прямого включения применяются па небольших подстанциях распределительных сетей
С ростом автоматизации и внедрением микропроцессорных систем, рассчитанных на унифицированные входные сигналы, прямое измерение па объектах, генерирующих и передающих электроэнергию. очевидно, изживет себя, н если останется, то на мелких объектах, распределительных подстанциях и трансформаторных пунктах и то лишь в том случае, если там не возрастут объемы телемеханизации и автоматизации управления и контроля Увеличение стоимости измерительных схем в связи с установкой измерительных преобразователей в данном случае окупается снижением затрат на кабельную продукцию (могут быть использованы телефонные кабели либо контрольные кабели с малым сечением).
Существенным преимуществом схем с измерительными преобразователями является также возможность унификации измерительных систем, применение более гибких аппаратных решений, расширение возможностей автоматизации па базе современных полупроводниковых и микропроцессорных систем с унифицированными входами.
СХЕМА ИЗБИРАТЕЛЬНОГО ИЗМЕРЕНИЯ
При большом количестве присоединений индивидуальное измерение параметров с установкой измерительных приборов на каждой панели управления рассредоточение по периметру щита управления становится неудобным как по условиям опера
тивности, так н вследствие неоправданного увеличения габаритных размеров щита управлении В этих случаях рекомендуется применять избирь тельные схемы измерения с подключением контролируемых параметров на группу центральных измерительных приборов но оперативной команде, подаваемой дежурным персоналом
Как и в схемах сигнализации, в схемах избирь тельною измерения используется преимуществен по участковый принцип с размещением приборов центральной части и командоквитируютейаппая гуры па группе панелей коперолируемого участи Не исключено и выполнение центральной избирательной схемы. Выбор структуры в данном случае определяется технологическими особенностями а конфигурацией схемы энергообъекта и осушаешь ется при проектировании. При этом нринципиалм пая схема остается неизменной, и системы отличаются лишь количеством централизованных узловодного общего или нескольких (по количеству контролируемых участков) Система измерительного | измерения описана в § 47 6
ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ЦЕПЕЙ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ
Измсри гельные трансформаторы в первичен»' схемах устанавливают непосредст венно на оборудовании или сборных шинах распределителыш устройств в зависимости от назначения
Выполнение вторичных ценен и способы подачи вторичного напряжения или тока па измерительный прибор, релейную защиту, автоматику, mw-ригельный преобразователь зависят от конкретнш условий п определяются особенностями той ни иной схемы н решаемой задачи. Однако существует! ряд общих положений, которые необходимо учия-вать при выполнении вторичных цепей трансфер-! маторов тока и напряжения.
Для трансформаторов тока:
а) одну точку вторичной обмотки необходимо заземлять в соответствии с |ребованнями технивв безопасности;
б)должна обеспечиваться возможность включения во вторичные цепи контрольно-измернтелво него прибора без разрыва цепи
Для трансформаторов напряжения'
а) возможность появления напряжения на первичной обмотке при выводе т рансформагора в ремонт должна быть полностью исключена,
б)одна точка вторичной обмотки должна был заземлена в соответствии с требованиямитехпип безопасности;
в) вторичные цени должны иметь надежную» | щиту от коротких замыканий;
д) должна обеспечиваться возможность подключения конврольно-измернтелыюги прибора и вторичным цепям
В соответствии с указанными требоианияш выполнены схемы измерительных цепей тока и напряжения на рис. 47.32 и 47.33
Ри
UCI
§47 5]
КОНТРОЛЬ
607
Рис. 47.32. Схема подключения реле ко вторичным цепям трансформатора тока (К41—КА4 — реле тока; SG — испытательный блок)
EVc
F.Vla EVlb EVlc
EVIo EV1H EVIV EVIK EVIF
EV2a EV2c EV2o
EV2H EV2V EV2K
EV2F
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Рад fl
608
СХЕМЫ СИНХРОНИЗАЦИИ
Включение генераторов па параллельную работу осуществляется способом самосинхронизации, когда невозбужденный iciiepaiop включается в сеть при подсип.хронной скорости и втягивается в синхронизм после подачи возбуждения (включения ЛГП), и способом точной синхронизации, коз ла воз-буждсшзый генератор включается в сет ь в однозначно выбранный момент прп совпадении фаз, равенстве частот н напряжений генератора в сети
Схема соединения цепей напряжения при точной синхронизации играет очень важную роль и имеет ряд особенностей позволяющих правильно выбрать момент включения генератора в сеть Примерная схема синхронизации зенератора при двух системах шин представлена на рис 47.34 Схема обеспечивает точную ручную синхронизацию генератора с выбранной системой шин, а также позволяет синхронизировав две системы шин через шиносоединительный выключатель Момент включения выключателя синхронизируемого присоединения определяется по синхроноскопу 5, установленному на центральном аппарате — колонке синхронизации / подключаемой к шинам синхронизации ESa, ESc, Esa' чере з переключатель 55.
Для обеспечения возможности сравнения синхронизируемых напряжений и в соответствии с правилами техники безопасности фаза В сравниваемых напряжений выводится на шину ЕГЬ и заземляется.
Напряжения на шипки ES подаются черезбм-контакты разъединителей синхронизируемых пр» соединений и контакты ключа 55, что автомат» скн обеспечивает правильное согласование налрз-жений, подаваемых в схему синхронизации пра сборке первичной схемы
Оперативный ток на схему синхронизапииш-же подается через контакты 5'5', что позволяет» ключи гь ложный сш нал па включение, так как кто чи 55 устанавливаются индивидуально накида присоединении и имеют общую съемную рукоятку
Для точной автоматической синхронизации nt-пользуется аналозовый автоматический синхроиг загор СА-1 В настоящее время разработан прз участии Московскою энергетического институт!), цифровой синхронизатор на основе микролрозв-сора KMI8I0BM88, который выполняет следующие функции подгоняет часзозу зенерагоракче-тоге сети, проверяет соблюдение условий вклю*| иия, рассчитывает уз ол опережения и выбираетззо-мент подачзз сигнала на включение выключатся
Прзз синхронизации элементов первична схем, напряжения которых сдвинуты но фазе № пример, ззрзз наличии между синхронизируемии присоединениями граис<|юрмагора связи или вехе-ме блока генератор з рансформагор), необходим мо компенсировать фазовый сдвиг между перинными напряжениями Эзо выполняется путем не-деззия в схему фазоповорозного трансформатор! 11рнмерная схема представлена на рис 47.35.
I EVIa EVlc
II EV2a EV2c
ESa' ESa ESc
EVlb EVlc EV2c
Рве. 47.34. Схема синхронизации генератора с сетью
{47 5]
КОНТРОЛЬ
609
EVIA
EVIC
Рнс. 47.35. Схема синхронизации с сетью блока генератор — трансформатор (/, II — системы шин)
КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИИ ОПЕРАТИВНЫХ ЦЕПЕЙ
Сеть постоянного тока. Согласно «Правилам технической эксплуатации» [47.5] сопротивление изоляции вторичных цепей постоянного тока, измеренное мегаомметром I—2.5 кВ, для каждого присоединения должно быть не ниже I МОм, а сопротивление изоляции всей системы постоянного тока — не ниже 0,3 МОм.
Снижение сопротивления изоляции сети постоянного тока может привести к серьезным нарушениям режима работы станции, вызвать ложную работу или отказ защиты, автоматики, схемы управления: привести к повреждению изоляции на другом участке. Пот тому участок с поврежденной изоляцией должен быть быстро обнаружен и отключен от общей сети.
Особая ответственность оперативных цепей предопределяет необходимость установки специальных устройств, позволяющих осуществлять постоянный контроль за общим состоянием изоляции сети постоянного тока с подачей преду преждающе-го сигнала при снижении ее сопротивления ниже допустимого значения.
Контроль изоляции в простейшем виде осуществляется путем измерения напряжения между полюсом и землей вольтметром (рис. 47.36).
Преимущественное распространение в эксплуатации имеет схема, изображенная на рис. 47.37
Рис. 47.36. Схема контроля изоляции в сети постоянного тока до I кВ с помощью полы метра: а — с одним вольтметром, б — с двумя вольтметрами (/?/ и R2— сопротивления июпяиин по носа относительно тем л и)
Рис. 47.37. Релейная схема контроля изоляции в сети постоянною тока до 1 кН
и основанная на том же принципе, что и схемы рис. 47 36 Схема состоит ттз грех одинаковых сопротивлений (одно из них выполнено в виде потенциометра), переключателя, сш налытого реле и градуированного в омах вольтметра (омметра) с двусторонней шкалой. При установке переключателя в положение I или 2 происходит подключение вольтметра соответственно к полюсу «плюс» или «минус» и гем самым проверяется состояние изоляции каждого полюса огноентельно земли
Нормально реле контролирует общее состояние изоляции сети постоянного тока относительно земли (переключатель в положении 0) и подает предупреждающий сигнал прн снижении сопротивления изоляции па одном из полюсов Недостатком схемы является то, что она не реагирует иа симметричное снижение сопротивления изоляции. Однако последнее, как подтверждает опыт эксплуатации, бывает чрезвычайно редко. Поэтому подобный недостаток не является определяющим тт нс мешает широкому применению рассмотренного нршшшта контроля
Сеть переменного тока. Контроль изоляции предусмотрен только в сетях с малыми токами замыкания на землю (незаземлетшая или компенсированная нейтраль). В сетях с глухозаземленной нейтралью замыкание одной фазы на землю является ко-
УПРАВЛЕНИЕ КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Рам fl
610
а)
Рнс. 47.38. Схемы включения вольтметров контроля изоляпии в сети переменною тока:
а, б — для напряжении до 1 кВ. в — для напряжений выше 1 кВ
рогкнм замыканием и отключается релейной защитой. 1 IpiiHiuin действия всех схем контроля изоляции сети переменного тока основан на измерении токов или напряжений нулевой последовательности, возникающих при замыкании одной фазы на землю. Схемы включения вольтметров контроля изоляции изображены на рис. 47.38.
Варианты схем контроля изоляции приведены на рис. 47.39 Рекомендуется преимущественно применение схемы рис 47.39,6, наиболее простой и падежной Однако ее применение исключается, если па трансформаторах напряжения отсутствует
Рис. 47.39. Схемы контроля изоляции сети высокого напряжения с автоматическим сигналом: а — схема е искусе i венной нулевой точкой, б — схема разомкнутого треугольника
обмогка разомкну юго треугольника. В этих случаях рационально применение схемы контроля с искусственной нулевой точкой (рис 47 39,о)
47.6. БЛОЧНАЯ ИЗБИРАТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯЮЩАЯ
СИСТЕМА (БИУС)
ОБЩИ1 ПРИНЦИПЫ И ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Комплекс БИУС рекомендуется для применения на энергообъектах 110—500 кВ с постояннин оперативным обслуживанием в качестве базою! системы оперативного управления и контроля. Действующие типовые решения, применяемые да обеспечения оперативного ведения режима энерго-объектов, не обеспечивают достаточной эффектности действий человека-оператора в контуре управления. Недостаточная информативность эти систем и эргономическое несовершенство оперативного диалога являются первопричиной ошибочных решений оператора, приводящих зачастую! серьезным нарушениям режимов энергообьетп развитию аварийных ситуаций.
По сравнению с традиционными системами оперативного управления и контроля БИУС имеет улучшенную структуру оперативного диалогаипо-вышепные эргономические характеристики.Система разработана институтом «Эпсргосегьпроскпщ базе действующих типовых решений с применением изложенных выше избирательных принципов.
В состав БИУС входят
динамическая мнемосхема, выполняемая ш основе укрупненной мозаики н размещаемая ю столешнице пульта дежурного или па малогабаритном щите вблизи рабочего места оператора эпергообъекта;
информационный блок, состоящий из центрального комплекта измерительных приборов и центрального табло — расшифратора, устанавливаемых непосредственно на рабочем месте оператора;
панели релейной логики, размещаемые в веопе-ративном контуре ИЩУ и обеспечивающие реализацию избирательных команд и стыковку с объектв ми управления и контроля.
Комплекс БИУС обеспечивает избирательное оперативное управление коммутационными апиразами по запросу с подачей управляющей команды центральным ключом управления, инициати-ную автоматическую выдачу обобщенной информации о событиях по каждому присоединению непосредственно на мнемосхему и выдачу конкретной (групповой) дискретной информации ин рк-шифратор по запросу оператора Выбор объектов управления и контроля производится непосредственно по мнемосхеме с формированием вызывни поисковых команд (запросов па операцию) с понятью командных элементов, размещаемых в символах мнемосхемы.
j476] БЛОЧНАЯ ИЗБИРАТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯЮЩ [Я СИСТЕМА (БИУС)
611
Формирование обобщенных сигналов в БИУС производится в соответствии с технологической сущностью отображаемых событий, что позволяет оператору на основании выданной обобщенной информации укрупненно оценить ситуацию и выявить ситуационные приоритеты без обращения к конкретной информации, после чего обратиться к необходимой конкретной информации избирательно, в порядке оперативного диалога. Соответственно оператор при минимуме исходной обобщенной информации и оперативном доступе к необходимым конкретным данным может быстро получить исчерпывающую информацию о ситуации и определять очередность своих действий, необходимых дм ее нормализации
БИУС является базовым средством оперативного управления энергообъектом, заменяет традиционный щит управления с рассредоточенными органами команд и индивидуальными элементами сигнализации и измерения Наряду с повышением эффективности работы оператора БИУС позволяет существенно уменьшить площадь помещения главного щита управления, обеспечивая при этом конкретность и наглядность представления данных, характерные для традиционного щита
Комплекс БИУС может быть беспрепятственно состыкован с любой системой АСУТП и использована ней в качестве оперативного узла подсистемы человеко-машинного обмена При этом структура оперативного диалога остается неизменной.
БИУС выполнен на серийной аппаратуре, входящей в номенклатуру щитостроигельных заводов, стыкуется с традиционной схемой центральной сигнализации, может работать как автономно, так и параллельно с последней, что облегчает при внедрении на действующих объектах согласование состающимися в работе индивидуальными узлами и центральными аппаратами аварийной и предупреждающей сигнализации.
Заложенные в БИУС технические решения позволят повысить эффективность работы оперативного персонала, в особенности в аварийной обстановке, когда в условиях дефицита времени и обилия информации вероятность ошибок оператора существенно возрастает
Основные технические характеристики БИУС
1	Управляющий оперативный комплекс БИУС выполнен по блочной структуре и состоит из двух автономных функциональных блоков — управляющего и информационного. В состав последнего, в свою очередь, входят два автономных блока — измерения и групповой сигнализации, работающие в комплексе спектральным информационным блоком
2.	Управление и контроль в схеме БИУС основаны на избирательном принципе.
3.	Выбор объекта управления и контроля производится по мнемосхеме объекта (участка) путем
воздействия па вызывной элемент, размещаемый в символе аппарата, или присоединения непосредственно на мнемосхеме Мнемосхема можег быть размещена па столешннпе пульта или па миниатюрном щите вблизи рабочего меот а оператора
4	Для повышения информатвпосги технологической сигнализации в БИУС нредусмо i репо обобщение информации по ее технологической сущности с выдачей по каждому присоединению ipex обобщенных сигналов, определяющих общий характер (класс) события по классификационным признакам
срабатывания устройств релейной защиты и автоматики (сигнал РЗиА),
режимно-технологических отклонении (сигнал РТО);
неисправное ген оборудования н технологических схем (сигнал ПТС)
5	Обобщенные сигналы соотегствиог присоединению их индика гора, размещены непосредс i-венно на мнемосхеме и выдаются автоматчески
6	. Предусматривался прерывистая засвс1ка вновь поступивших обобщенных сигналов и возможность их оперативного перевода па ровное свечение
7	Расшифровка поступившей обобщенной информации выдается по запросу, формируемому нажатием вызывной кнопки в символе присоединения
8	Для расшифровки обобщенных сигналов используется ламповый расшифрагор, содержащий набор ламповых табло, которые подключены к соответствующим ipymioBMM шинкам, формируемым во внешней схеме по признаку одинаковости наименований информационных сообщений Их количество определяется числом информационных сигналов разных наименований в системе
9	. Расшифрагор обеспечпвас! высвечивание иа своих групповых 1абло наименований всех конкретных групповых сш налов, сформированных на вызванном присоединении в результате поступившей туда первичной информации
10	. Нормально расшифрагор ноташеи. Высвечивание конкретной информации обеспечивается только по запросу опсрагора. формируемому путем воздействия на вызывной элемент (кнопку) соответствующего присоединения, размещенную в символе присоединения па мнемосхеме Реапи-1ация вызова подтверждается высвечиванием упомянутого вызывного элемента
11	Одновременно с дискретной информацией о событиях (сш нализация) при запросе информации на расшифровку на центральный комплект измерительных приборов, нормально отключенный, выдаются данные об аналоговых режимных параметрах вызванного объекта контроля
12	. Система допускает вызов только одного объекта управления и контроля Одновременный вызов двух объектов блокируется, а при вызове
612	УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЕН СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ	[РаздЕ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
очередного объекта производит ся автоматический сброс запроса предшествующего объекта как управления, так н контроля
13	Управление коммутационными аппаратами в системе производится по двухступенчатой структуре двумя последовательными командами — вызовом обьекта управления индивидуальным органом команды и выдачей управляющего сигнала центральным органом команды.
14	Вызов объекта управления производится вызывным элементом (кнопкой), размещаемым в символе аппарата па мнемосхеме энергообъекта
15	. При вызове (запросе) объекта управления — выключателя или разъедини геля — его схема управления подключается к центральным шинкам команд («Включить», «Отключить»)
16	Команда вызова объекта управления является предварительной и может быть отменена нажатием центральной кнопки деблокировки (сброс вызова)
17	О реализации вызова объекта управления сигнализирует свечение вызывной кнопки в символе аппарата и прерывистое свечение индикатора его положения. Последнее свидетельствует о готовности схемы к реализации операции управления
18	Команда иа переключение («Включить», «Отключить») подастся на аппарат центральным ключом управления после того, как оператор убедился в реализации вызова и готовности к операции по имеющейся иа мнемосхеме сигнализации.
19	. После реализации команды вызов автоматически сбрасывается и соответствующий индикатор положения аппарата начинает светиться ровным светом
20	. Об автоматическом включении или отключении коммутационного аппарата сигнализирует прерывистое свечение соответствующего индикатора положения. Для перевода ею иа ровное свечение требуется сформировать запрос на операцию с аппаратом нажатием кнопки в его символе и после подтверждения запроса (засветится кнопка) подать команду сброса мигания однократным нажатием центральной кнопки квитирования.
21	. Рассматриваемая система является базовой системой управления и контроля, размещается на пульте управления и релейных панелях и исключает применение традиционного щита управления и панелей индивидуального управления и контроля присоединений главной схемы
22	. БИУС предусматривает возможность стыковки и согласованной работы с любым комплексом АСУТП, что обеспечивается путем выдачи во внешнюю схему (те. на вход АСУТП) сигналов-повюрителен оперативных запросов и управляющих команд, формируемых БИУС
23	. При вводе в работу АСУТП БИУС может быть оставлена в работе в качестве функциональ
ного модуля системы человеко-машинного обмен) с полным сохранением структуры онерами диалога При этом расшифратор и центральный и-мерительный блок выводяюя из работы и замен!-ются средствами отображения АСУТП, которш в этом случае передаются все функции реализадо информационных запросов, формируемых черв БИУС. При этом схема организации запросов» коммутацию и реализация команд уиравленияоет-ются неизменными. В АСУТП из БИУС поступил только информация о запросе обьекта управлении выдаче управляющей команды, а в БИУС к АСУТП выдаются блокирующие сигналы в случи запрета операции, что формируется снециальввк программным блоком согласования АСУТП с БИУС, разрабатываемым дополнительно в процессе внедрения АСУТП Соо । вст ст веппо вопросы степени компьютеризации БИУС решаются до каждого объекта индивидуально в ходе проектирования сто информациоино-управляющего комлю-са и разработки АСУТ П
СХЕМА ИЗБИРАТ ЕЛЬНОГО УПРАВЛЕНИЯ
Схема избирательного управления (рис. 4744) предусматривает двухступенчатую процедуру управления аппаратом с промежуточным визуальным контролем соотвегст вия вызванного для кок-мутации объекта выданному запросу и с возможностью при необходимости операт ивной смены объята управления в ходе операции со сбросом прели-ствующего запроса Процедура управления состог из двух операций: и результате операции вызов объекта, осуществляемой непосредственно нами-мосхеме нажатием кнопки в символе выбранною коммутационного аппарата, производится подключение цепей управляемого объекта — разъединителя или выключателя — к центральным шинамто-манды ЕСС («Включить») и ЕСТ («Отключит»! после чего осуществляется вторая операция—подача управляющей команды на упомянутые шины центральным ключом управления SAC с последующей ее реализацией в схеме управления выбранною коммутационного аппарата.
Схема избирательного управления, показания! на рис. 47.40 работает по логике, описанной ранен схеме рис. 47.19. При необходимости проведай коммутационной операции дежурный оператор» жпмает кнопку вызова SBK выбранного обит управления (выключателя или разъединителя). При этом срабатывает и самоудерживастся через пип EDK избирательное реле KNK данного аппаратами-тактами которого схема управления выбранного fl-парата подключается к центральным шинам упри-ления ЕСС, ЕСТ. Питание на шипку самоудержнм-ния EDK подается контактом реле фиксации визой KFK лишь при условии срабатывания реле КХ'К,&
§47.6| БЛОЧНАЯ ИЗБИРАТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИОННО-УПРАБЛЯЮЩАЯ СИСТЕМА (БИ\С)
613
Ь М it
Центральные цепи избирательного ул равления
£ 5
Цепи управления коммутационным аппаратом (разъединигель)					
Шинки управления	Реле фиксации команды •Вкл»	Реле фикса- 1 ции команды •Откл •	5| 11	Сигнализац. положения ком аппар	
				1	5 аз
Рнс. 47.40. Схема избирательною управления
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Разд«
614
трансформаторов напряжения
Шинки упраал присоединением
Соленоид включения
Соленоид отключения
е
5
Реле запоминания команды управления
Огкь
-	Sssc
Вкл	Сигнал ция по. жения ап пара
Цепи напряжения одной стороны выключателя
Цепи напряжения второй стороны выключателя
Цепи напряжения одной стороны выключателя
Цепи напряжения второй стороны выключателя
8S и Sa
I
В схему пульта и панели БИУС
Рис. 47.40 (окончание)
Организация мигающего света с применением бесконтакпюго прерывателя ППБ-2
торос своим контактом запускает и удерживает реле KFK через развязывающий диод 1'1)3 и шинку ЕНК иа все время запроса, обеспечивая одновременно дальнейшее самоудерживание по цепи EDK—VD2 Тем самым обеспечивается однозначность вызова и операгивпый контроль исправности схемы
Операция вызова объекта является подготовительной и можег быть отменена оперативно пода
чей деблокирующего сигнала центральиойкнов SBDK, размыкающей цепь самоудерживания. Пре-дусмагривается также авгоматческнй сброс и-проса при параллельном вызове другого объекте, что обеспечивает выполнение условия вызовами-ко одного объекза управления Задача решаетсяпу-1 тем импульсного запуска реле KDK через шищ деблокировки KDDK при нажатии любой вызыш1
j 47 б]	БЛОЧН.\Я ИЗБИРА ТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯЮЩАЯ СИСТЕМА (БИУС)
615
кнопки SBK и размыкания контактом KDK через шинку EDK цепи самоблокировки избирательного реле аналогично описанному ранее в схеме рис. 47 19. При этом, учитывая кратковременность деблокирующего сигнала, не превышающую 0,2 с, после снятия команды вызова (отпускания кнопки SBK) подтянутым остается только реле KNK вызванного аппарата, зак как длительность командного сигнала, подаваемого оператором кнопкой SBK (0,5—1 с), будет заведомо больше длительности сигнала автоматического сброса от реле KDK, не превышающей 0,2 с Поэтому в ходе подачи команды вызова цепь самоудерживання KNK вызванного аппарата наверняка успеет организоваться до снятия команды, чем и обеспечивается гарантированная реализация выданного запроса
Запрос блокируется при одновременном вызове двух объектов и при наличии сигнала запрета операции во внешней схеме (например, поступающего от схемы блокировки разъединителей) В первом случае блокирующий сигнал подается в пусковую цепь KDK от контакт а реле контроля потребления KIK,отстроенного от тока потребления одного реле КПК Во втором случае та же цепь оживляется контактами центрального реле блокировки операции КВО, запускаемого внешними блокирующими сигналами через одноименную шинку ЕВО. В обоих случаях срабатывает реле KDK и вызов не реализуется, поскольку разбирается цепь самоудержива-ния KNK Контактами реле К К К и КВО при этом выдается центральный предупреждающий сигнал «Запрет операции»
Задача блокировки коммутации выключателя по условиям синхронизации в рассматриваемой системе решается традиционным способом — подачей оперативного тока на центральный ключ управления SAC через шинки синхронизации ЕЕ 1с, Е1'2с, а цепи синхронизации собираются контактами соответствующего избирательного реле синхронизации KNKS, выполняющего в данном случае функции переключателя SS традиционной схемы синхронизации (см рис 47.34). Цепи управления собираются контактами избирательного реле KNK через шинки ЕСС, ЕСТ, к которым подключаются пусковые цепи реле управления КСС, КТТ Команды управления подаю гея ключом SAC па соответствующую шипку ЕСС («Включить») или ЕСТ («Отключить») и реализуются упомянутыми реле управления по традиционной схеме.
При подаче команд у правления переориентируется реле KQQ, чго обеспечивает подготовку соответствующих цепей несоответствия При переключении разъединителя его индикаторы положения начинают светиться по цепям несоответствия вплоть до завершения операции, после чего контактами повтори гелей аппарата KQ они переводятся на ровное свечение соответствующих индикаторов
положения аппарата (ПЕС, НЕТ) в течение всего времени переключения.
Команды управления «включить» («Отключить») подаются на реле КСС (КСТ) в схеме управления коммутируемою аппарата и далее реализуются ио традиционной схеме Одновременно от контактов ключа .8/16' запускается центральное реле фиксации команды управления KFC п выдается сигнал «идет переключение», что актуально для оперативного коти роля процесса переключения разъединителя, время коммутации которого составляет 15—20 с Or контактов КГ-'С в свою очередь срабатывает реле времен» КТ! (если производи гея операция с выключателем) или К12 (если производится операция с разъедини гелем) Выдержки времени этих реле соответствуют (с некоторым запасом) времени переключения данного аппарата После срабатывания реле времени подается сигнал на реле деблокировки KDK. цепь самоудсрживатитя реле KNK разбирается и происходит сброс вызова При этом индикаторы положения аппарата (/// С, НЕТ) переключаются на ровное свечение, реле KFC, КТ1, КТ2 отпадают и снимается сигнал «идет переключение», па чем операция управления закапчивается.
Для сигнализации состояния аппарата контактами KNK собираются цепи несоответствия, выполненные па контактах реле повторителей KQC, КОТн KQQ Несоответствие фиксируется срабатыванием индивидуального реле KFN и отображается путем переключения индикаторов положения HLC, НЕТ на мигающее свечение при автоматической коммутации аппарата в ходе реализации команды на переключение н при реализации вызова В последнем случае мигание индикатора положения подтверждает готовность предстоящей операции, поскольку реле KQE, KQC, контактами которых формируются цепи несоответствия, контролируют исправность цепей управления При тавершении операции переключения цепи несоответствия разбираются кон тактами-шип орнте.тчмн положения коммутируемою аппарата КО, которые собирают цепи нормальной сигпали танин положения п переводят соответствующие индикаторы на ровное свечение При аварийном отключении выключателя по цепи несоответствия срабатывает реле Kf-’N и подготавливает цени квитирования автоматической коммутации, одновременно блокируя своим размыкающим контактом подачу оперативного тока на центральный ключ управления SAC вплоть до оперативного снятия мигания (квитирования)
Для снятия мигания предварительно формируется коммутационный запрос, в результате которого контактами KFN и избирательного реле KNK собирается соответствующая цепь управления реле запоминания команд К(2(?<см А'(2, рис 47 9), после чего нажатием центральной кнопки квитирования SB/
610	УПРАВЛЕНИЕ КОНТРОЛЕН СИГНАЛИЗАЦИЯ ПА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ	[Pau С
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
§47.61
производится переориентация реле KQQ и индикатор положения выключателя НЕС (HLT) переводится иа ровное свечение. Схема готова для проведения санкционированного переключения при наличии вызывной команды па проведение операции
Опробование ламп HLK производится через центральную шинку EKL при подаче на псе оперативного сигнала опробования ключом SAL. При этом во избежание ложной, срабатывания реле КЕК цепь его катушки разрывается контактом того же ключа SAL
СХЕМА ИЗБИРАТЕЛЬНОЙ СИГНАЛИЗАЦИИ
Все первичные сигналы о событиях в технологической схеме объекта формируются контактами сигнальных и промежуточных реле КН1—КНп, где п — общее число первичных сигналов в технологической схеме объекта.
Система избирательной сигнализации предусматривает двухступенчатую выдачу информации о срабатывании этих реле в виде обобщенных и групповых сигналов, аналогичных описанным ранее Появление обобщенною сигнала свидетельствует о вопшкповении на данном присоединении нового сообщения определенного класса. Затем по запросу оператора определяется сушссто поступившей информации (г.е. наименование группового сигнала). Эю производится с помощью расшифратора, выполненного в виде набора световых табло с наименованиями всех групповых сигналов объекта. Формирование групповых сигналов и выдача их на рас-шпфратор по запросу обеспечивает ся через групповые ihihikh в полном соответствии с типовой схемой групповой епгпа.'пвацпп Отличительной особенностью рассматриваемой схемы является наличие двойной группировки сигналов — их деление на групповые, поступающие на раешпфратор, и обобщенные, поступающие на световые индикаторы обобщенных сигналов, размещенных на мнемосхеме рядом с символами соответствующих присоединений. Соответственно каждый первичный сигнал подключается через диодные развязки к двум шинкам шинке обобщенных сигналов данного присоединения п к одной из шинок групповых сигналов, общих для всех присоединений.
Число групповых шинок определяется при про-ектнровапнн на основе технологического анализа первичной информации и ее промежуточного объединения в группы, наименования которых позволяют судить о поступившей информации со степенью конкретности, достаточной для принятия оперативных решений Соответственно для каждого объекта задача формирования групповых сигналов требует индивидуального подхода н может не укла
дывал ься в общие решения То же можно сказам об обобщенных сигналах, формирование которш также не имеет жесткой регламентации. Соответственно при решении задачи формирования груш» вых и обобщенных сигналов проектировщику предоставляется определенная свобода, и в качеия руководства к действию могут быть даны преиму-шествеино общие рекомендации.
В рассматриваемой схеме (рис. 47 41) формирование групповых и обобщенных сигналовпрою водится раздельно, па разных контактах сип» ных реле КН Соответственно цепи формирован групповых сигналов нормально обесточены пт как оперативный ток снят с контактов первичные сигнальных реле КП контактами избирателен реле KNS, а питание подано только в цепи формирования обобщенных и прочих центральных сигилов. Подобная схема позволяет полностью рази-ти группы достаточно разветвленных сигшыш цепей и повысить надежность фуикционироиш системы в целом. Однако данное решение не ищет ся обязательным, поскольку для него необходим выделить свободные контакты иа всех сигиаяьип реле, что не всегда возможно При отсутствии победных сигнальных контактов схема собирала с постоянным питанием от общей шннки, форм» руемой черет размыкающий контакт центральнт реле фиксации вызова KE'S. а разделение ucnel обеспечивается с помощью диодных развязок Пр вызове па расшифровку питание с упомянуто! шинки п соответственно со всех первичных сигилов снимается контактом реле KE'S, а онератимй ток подается голько на вызванное присоедини» контактом избирательной» реле KIX'S, чемиобеш-чпвается избираюлытость расшифровки
Анализ оперативной информации, нормой предусматриваемой в системах оперативного управления и контроля, показывает, что помологической сущности она может быть разделения три классификационные группы, оглнчающия характером сш налов и их технологическим см№ лом и требующих соответственно разной решал-оператора. Это группы сигналов, фиксирующих
срабатывание устройств РЗиА — кратковременные сигналы, требующие запоминания и последующе!® оперативного сброса;
режимные отклонения сигналыограиичЛ длительные, в ряде случаев самоусграпяющщ как. например, перегрузка.
неисправности оборудования и вторичных устройств — как правило, сш паты долговременно для устранения которых требуется нривтекани-оперативный ремонтно-эксплуатационный перо-нал Эти сигналы достаточно хорошо распознают
54761 БЛОЧНАЯ ИЗБИРАТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦНОННО-УПРАВЛЯ1ОЩАЯ СИСТЕМА (БИУС)
617
К+ЕН
KFS
RB1
HLG
RB2
KNS
KNS
KMG2
?=R1
RBI
СР =±z
2\
\KMG1
KMG3
EMG
KDO
других мон! ед.
KMG2 RM02
'Ikmgi
Рис. 47.41. Схема избирательной сменяли 1ании
Аналог, цепи сиг-нализац. _ монтажной единицы № 1
.К другому присоед.
и— г аналогично Контакгы сигнальных органов
KMGI Гх~!г-и
ня
KMG
Аналог, цепи сигнализации монтажной единицы 7V
Блок организации мигающих групп сигналов r\KMGl
KMG3 RMG3
\KMG2
Опробование ламп расшиф-раюра
Расшифрагор (световое табло) групповых сигналов HLG1—HLGN
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Разд 4?
618
§47 6]
Организация питания шии + £Н(110)и (~)£Р
HHTlBEMLTBHJK) нвлнит пиТпдо >
Организация цепей избирательного вызова сигнализации присоединний
Рнс. 47.41 (продолжение)
К + ЕН
Контакты сигнальных органов
кт
Центральная кнопка сброса мигания
Рис. 47.41 (одичание)
SBM

КНт
3
ki-J
КНп
Шинка звковой сигнализации
Шинки групповых сигналов «Указатель не поднят»
гдл___
ri^p— 'г^с |-4fi


L?_L_______I I

Аналогичные цепи сигнализации монтажной единицы 1
L
Аналогичные цепи сигнализации монтажных единиц N
Froz,T
Шинки импульсных сигналов монтажи, ед. N
Шинки дискретных сигналов монтажи, ед.
KLOHJ |
KDO
KNS
I HLOI впг RLI
с=н: '\KLOI
\HLOII рпгг RLII~£^ e^KLOii\ ^Z\HLOni опт RLIII~E^^
KLOII
CDO
KDO RDO
KL°I RLOl
ШОШиоз
-EH
RL02


II
2 ft
Формирование дискретных и импульсных обобщенных сигналов для монтажной единицы N
§47.6| БЛОЧНАЯ ИЗБИРАТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦ1ЮННО-У[1РАВЛ>ПО1ЦА>1 СИСТЕМА (БИУС) 619
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
(Разд 47
620
в обобщенной форме, изначально требуют разной реакции оперативного персонала и при разумном обобщении позволяют достаточно правильно оцепить в нервом приближении ситуацию по обобщенным покатаю тям, не привлекая многочисленных конкретных данных, в которых не просто разобраться из-за их обилия и сложности отбора, обобщения и анализа, необходимых при оценке ситуации
В соответствии с изложенным по каждому присоединению в системе БИОС формируется три обобщенных сигнала:
РЗиА («Работа защиты зз автоматики»);
ИТС («11еззсправзюстз> в технологической схеме»),
РТО («Режимно-гехттологические отклонения»).
Указанные обобщенные сиз налы РЗиА, НТС, РТО, отображаемые соответственно световыми ин-тикаторамн светодиодами HI0/, HLOH, IILOIII, которые размезцазозея на мзземоехеме около символа соответствующего присоединения Индикатор обобщенного сообщения присоединения загорается сразу после появления первичного сигнала, входящего в данную технологическую группу. Прзз этом для привлечения внимания оператора соответствующий еззезо.тиод начинаез светззться мигающим светом через замыкающий контакт реле KLO, которое прзт появлении информационного сигнала срабатывает через диф(|>еренцирующую емкость CJ зз самоудержззвается вплоть до вызова на расизиф-роззку зз сброса запроса, по сигналу которого реле КЕО отпадают и мигание снимается впредь до появления очередного, нового сигнала.
Указанный алгоритм засветкзз светодиодов HLOl— HLOIII обобщенных сообщений реализуется за счет одновременного формирования двух видов обобщенных сигналов прзз срабатывании первичных сигнальных реле
позиционного дискретного сигнала, поступающего в схему избирательной сигнализации в течение всего времени существования первичтюго сигнала — от момента появления до устранения.
импульсного сигнала длительностью 0.1—0,2 с, поступающего в схему сигнализации в момент замыкания сигнального контакта через дифференцирующую /?С-цепь, состоящую из емкости CJ зз разрядного сопротивления KR.
Схема работает в следующей последовательности. при появлении первичного сигттала (например, при срабатывании указательного реле присоединения /)его контактом подается позиционный сигнал зта шпику дискретных сигналов этого присоединения зз одновременно через цепь /?С — импульсный ттзпзал иа шпику импульсных сигналов того же присоединения. При этом от импульса сработает и
будет самоудерживазься соо з ве т етвующее промежуточные реле KLOl (II, НЕ) данного присоединения. В результате соберется цепз> мигания индикатора обобщенного сигнала HLOI (И, И!) присоединения и оператор получит обобщенное сообщением появлении на ттом присоединении новой информации в соответствующей группе (в данном случае РТО). Для выяснения конкрешого — зруппового-напменовапия появившегося сшпала оператор должен нажать кнопку вызова ииформатщи SBSданного присоединения на расшифровку При этом сработает избирательное реле KNS присоединения и через шипку EKDS — центральное реле деблокировки KDS Последнее своим размыкающим кои-тактом кратковременно снимет питание с шиш EDS. что обеспечит автоматический сброс предшествующего вызова, если таковой был. а другим контактом подаст иигаиие на контакты и.'рвпчных сигнальных реле и одновременно иа общую шинку EFS. в результате чего сработает центральное рые фиксации вызова еш на.итзазшн KE'S, своими контактами засветит центральный сигнал «Вызовсигнализации» (лампа IILA) и подает питание на шинки EHG / и EHG2 расшифратора, что обеспечит свечение световых табло расшифратора HLG и необходимую расшифровку обобщенных сообщений присоединения.
При срабатывании реле KNS самоудерживаетсв через шипку EDS в течение всего времени информационное о запроса и замыкает своим контактом цепь засветки встроенной в кнопку SBS лампы фиксации вызова ииформатши данного присоединения HLS, обеспечивая гем самым подтверждение приема запроса, необходимое для нормального оперативного диалога
При сбросе запроса реле KNS деблокируется контактом центрального деблокирующего рече KDS н своим контактом замыкает импульсную пусковую цепь объектного реле деблокировки КОО. коти актом которого размыкается цепь самоудержн-нация KLO Последнее отпадает, в результате чего индикаторы обобщенных сообщений переключаются на ровное свечение и так торят до появления очередного, нового сигттала, т е вновь поступившая информация переводится в разряд старой, поскольку она запрошена и усвоена оператором. Впредь при повторном вызове реле KLO будут обесточены и данные обобщенные сигналы будут отображаться ровным свечением
Применительно к групповым сигналам схема может быть выполнена в двух вариантах — с ровной засветкой как старых, так п новых сигналов не выделением вновь постушнпнпх сигналов мигающим свечением с последующим автоматическим
§ 47 6] БЛОЧНАЯ 1ПБИР. П'ЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИОННО-УИРАВЛЯЮЩАЯ СИСТЕМА (БИУС)
621
переводом их на ровное свечение после расшифровки и сброса вызова В схеме на рис 47 41 первый вариант выполнен для монтажной единицы I. второй вариант может быть представлен там же для монтажной единицы Л'. Первый вариант — без мигающей засветки проще, требует меньшего количества реле и развязывающих диодов, позволяет нормально держать основные цепи сигнализации обесточенными и подавать па них напряжение только при вызове на расшифровку что является определенным преимуществом с точки зрения надежности работы схемы Вместе с тем этот вариант не по-твотяет отличии, новую информацию от старой, что затрудняет оперативный анализ информации и, по сравнению со вторым вариантом, может считаться недостатком схемы. Второй вариант имеет более высокую информативность, однако требует установки на каждом присоединении дополнительных реле - по одному па групповой сигнал и постоянной подачи оперативного тока па контакты первичных сшиальных реле КН
При появлении на присоединении нового сигнала замыкается контакт соответствующего сигнального реле КН группы п по варианту / схема работает аналогично описанной ранее схеме рис. 47.41
В схеме по варианту 2 вновь появившийся групповой сигнал поступает через развязывающие диоды на групповую шипку данной группы и параллельно в цепь пуска соответствующего объектного группового реле формирования мигания KMG Последнее срабатывает импульспо через дифференциальную пусковую цепь СР—RP, самоблоки-руется через контакт КН впредь до вызова на расшифровку и своим замыкающим контактом подготавливает пень мигания упомянутого нового сш нала. При вызове информации на расшифровку ла цепь оживляется контактом KNS и соответ ствую-щеетабло HLG начинает светить мит ающим светом от шинки мигания (+1 ЕР При сбросе запроса отпадает избирательное реле KKS и своим контактом замыкает пусковую цепь объектного реле деблокировки KDO Последнее срабатывает импульсно через дифференцирующую емкость CDO и своим контактом деблокирует цепь самоу держиваиия KMG, чем и обеспечивается перевод данного группового сигнала в дальнейшем на ровное свечение впредь до появления в этой группе очередного нового сигнала.
Рассмотренная схема требует значительного количества дополнит ельных тлементов, поэтому ее применение оправданно при наличии соответствующих обоснований Не исключается гибридный вариант отображения групповой информации с выборочным мигающим светом только тех сигналов, которые явно необходимы для правильной оценки
ситуации Представляется, чю в основном это сш-налы группы РТО Соответствующий анализ и отбор сигналов для мшающего света можш быть проведен при проектировании системы
После расшифровки информации присоединения оператор в зависимости от ситуации может
оставить на расшифрагоре и измерительных приборах сигналы и измеряемые параметры данного присоединения,
нажать кнопку цешра.иыюго сброса сшнализа-ции SBD, гем самым погасни, табло расшифратора и отключить комплект тмерительпыд приборов пульта от всех измерительных преобразоваголей,
нажать кнопку SBS другого присоединения, вызвав на расшифрагор его гокущие дискретные сш-налы, а на цетпральный блок измерительных приборов его режимные параметры
Кон।актами A7V.V в ходе запроса собираются  акже цепи измерений данного присоединения путем подключения нулевой точки цепей измерительных преобразователей присоединения к комплеюу цифровых и узкопрофильных приборов иулыа управления
Опробование ламп расшифратора световых индикаторов (светодиодов) обобщенных сообщений (HLO!—HLOIII) и ламп засветки кнопок SBS производится подачей оперативной команды опробования центральным ключом SAL При лом подается питание + ЕН, - ЕН на шинки соответственно EHGI и EHG2 расшифратора, чем обеспечивается проверка его двухламповых табло по после юва-гельной схеме контроля Одновременно ключом SAL блокируется подача питания ЕН на шинку EHGI, что исключав! возможность коронгого замыкания на шипке EHG! при наложении режима опробования ламп па режим запроса Другим контактом SAL через шинку EKL и развязывающий диод I'D собирается цепь опробования индивидуальных ламп фиксации вызова IILS
CXFMA ИЗБИРАЛ ЯВНОГО ИЗМ1 РГПИЯ
Схема избирательного измерения приведена па рис 47 42
Измерение в схеме избирательного кош роля обеспечивав гея с помощью тех же вызывных ре и KNS при подаче команды от кнопки SBS 1 ктрмаль-но, при отсутствии вызова измерение ие производится, а осуществляется по запросу при нажатии кнопки SBS соответствующего присоединения При этом контактом KNS производится подключение общей точки измерительных преобразователей ИП1.1—ИНК! данного присоединения к измерительным приборам PVDI—PID6 и Pl'Kl—PVK6, подключенным к групповым шпикам измерения
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
622
[Рам V
Цепи изменений 1 -го поисоединения	Цепи измепоний п-гп пписоелинения	Комплект цифровых и аналоговых измерительных приборов
I -I и приихзди гении	1, “ измерении p"Fu 1	нения	центрального пульта управления
[Разд 47
g 47 7]ПИТАНИЕ ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЕЙ ОТ ШИН АККУМУЛЯТОРНЫХ БАТАРЕЙ
623
Рис. 47.42. Схема избирательного измерения
Сигнал с индивидуальных преобразователей поступает на групповые измерительные шинки через индивидуальные согласующие потенциометры, состоящие из трех резисторов — двух нерегулируемых (R3.1, R5 I) и одного регулируемого (RI.I), обеспечивающих соответственно грубую одноступенчатую настройку передаточного коэффициента и его плавную коррекцию.
Для наглядности представления измерений каждый измеряемый параметр выводится на два прибора, один из которых даст значение параметра в именованных единицах (А, В, МВт, Мвар), а другой — в относительных единицах (% от номинального значения параметра) С этой целью к выходу всех измерительных преобразователей подключаются два потенциометра, что позволяет производить раздельную настройку приборов для измерений в именованных и относи 1ельных единицах
47.7.	ПИТАНИЕ ВТОРИЧНЫХ ЦЕНЕН
ОТ ШИН АККУМУЛЯТОРНЫХ БАТАРЕЙ
ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПОСТОЯННОГО ТОКА
Схема питания приемников сети постоянного тока энергообъекта должна учитыват ь особую от -ветственность управляемых и контролируемых с помощью постоянного тока объектов — присоединений главной схемы, обеспечивающих эперго-сиабжение потребителя
Соответственно питание приемников в сети постоянного тока должно выполняться с повышенной надежностью. С этой целью питание приемников разного назначения выполняется от отдельных независимых сетей: питание электромагнитов включения — от силовой сети + EY, питание цепей управления, защиты, автоматики — от сети оперативного управления ± ЕС, питание цепей сигнализации — от сети сигнализации + ЕН. При этом схема выполняется гак, чтобы повреждение в одной сети не нарушало нормальную работу приемников, питающихся от другой сети, а каждая сеть обеспечивалась резервным питанием.
При замыканиях на землю на одном из полюсов должна быть возможность быстрого определения поврежденного участка без нарушения работы исправных участков сети, для этого сети нужно секционировать
Для особо ответственных цепей (управления и зашиты) предусматривается возможность перевода участков пли отдельных цепей с пониженной изоляцией на шины, питаемые от другого независимого псточника, пока не будет обнаружено и устранено место повреждения (питание этих цепей осуществляется от двух систем шии с тем, ч гобы отдельные участки сети могли переключаться с одной системы шин на другую).
СХЕМЫ ПИТАНИЯ ЦЕПЕЙ УПРАВЛЕНИЯ. ЗАЩИТЫ И СИГНАЛИЗАЦИИ
Помимо ГЩУ, откуда производится управление выключателями цепей главной схемы и питающих цепей с.н. (трансформаторов, секционных выключателей и т н.), посты управления выключателями двигателей с.н. имеются в других цехах электростанции (например, в котельной, машинном зале). Щиты управления, расположенные в разных цехах, получают независимое питание о г щита постоянного тока аккумуляторной батареи, обычно располагаемого в помещении ГЩУ или около аккумуляторной батареи. На тепловых электростанциях с блочными схемами управление юхнологн-ческими блоками и всеми механизмами блоков осуществляется с блочных щитов управления, имеющих свою аккумуляторную батарею и щи1 постоянною тока Наиболее oi ветственными являются цени, управляемые с центрального и блочных щитов, вследствие чею питание цепей управления и защиты на этих щитах обеспечивается наиболее надежно, над панелями вдоль периметра щита прокладываются шинки, разделенные иа несколько секций, каждая из которых питается отдельной линией от шин аккумуляторной батареи Между секциями предусмотрены перемычки с рубильниками, позволяющими подать питание на секцию от соседней секции при повреждении питающей линии (система двустороннего питания'.
На каждой питающей линии со стороны шип аккумуляторной батареи устанавливают выключатель и предохранитель.
Примерная схема питания оперативных и силовых цепей постоянного тока от шии аккумуляторной батареи показана на рис 47.43. Схема имеет двойную систему силовых и оперативных шин Все цепи постоянного тока иа ГЩУ, КРУ и ОРУ секционированы и имеют двустороннее питание, причем предусмотрена возможность выделения каждой секции па любую систему шин. Шипки управления ± ЕС и сигнализации +ЕН на ГЩУ питаются по разным магистралям oi разных присоединений шита постоянного тока Соответственно цепи сигнализации отделены от цепей управления и имеют отдельные рубильники и автоматы в питающих цепях и отдельные предохранители в oi ходящих цепях
Присоединения КРУ, управляемые с места, не имеют звукового контроля цепей управления. Соответственно питающие цепи управления н сигнализации здесь совмещены. Однако структура резервирования питания и принципы секционирования остаются теми же. Аналогично выполнено и питание силовых цепей постоянного тока КРУ и ОРУ, питающих контакторы включения и соленоиды отключения приводов выключателей.
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Pan 41
624
Рис. 47.43. Схема распределения hociohiihoto юка oi шип аккумуляторной Caiapen
§47 8]
VHP. [ВЛЕНПЕ И СНГНАЛтлЦИЯ НА ПЕРЕМЕННОМ ОПЕРАТИВНОМ ЮКЕ
625
47.8.	У1||>\Ц||||||| II СИГНАЛИЗАЦИЯ
ПА ПЕРЕМЕННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
Аккумуляторная батарея увеличивает стоимость сооружения, эксплуатационные затраты и затрудняет развитие автоматизации н телемеханизации Потому на энергетических объектах, в особенности на подстанциях, широкое распространение получает оперативный переменный ток
ИСТОЧНИКИ OI 1ЕРАТИВНОГО ПЕРЕМЕННОГО ГОКА
Источниками оперативного переменного тока являются трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и силовые трансформаторы с и Трансформаторы тока применяют тля питания релейной защиты Для ин гания цепей управления, cm нализа-цпи и релейной защит ы используют трансформаторы напряжения и силовые трансформаторы с и 11о-лученныйо! этих источников переменный ток либо непосредственно подается в сеть оперативною тока, либо выпрямляется и тогда в качестве опера-тиввоготока используется выпрямленный ток
Выбор тою или иного вида оперативного тока определяется как особенностями схем релейной защиты и управления, так и характеристиками приводов электроаппаратов. для питания цепей включения электромагнитных приводов устанавливают силовые выпрямители, для отключения тех же приводов — зарядные устройства с выпрямителями и конденсаторами, управление и релейную защиту выключателей с пружинно-грузовыми приводами выполняют на переменном токе без применения выпрямительных устройств
Источники оперативного переменного тока могут быть индивидуальными, питающими цепи лишь одного присоединения, и централизованными, обеспечивающими питание оперативных цепей группы или всех присоединений, а также цепей центральной сигнализации данного объекта
Индивидуальные источники наиболее надежны, так как они органически связаны с управляемым н защищаемым присоединением и не имеют связи с цепями управления других присоединений Обычно в качестве таких источников используют трансформаторы тока, а также трансформаторы напряжения, если они есть на данном присоединении Иногда более целесообразно применение централизованных источников переменного оперативного тока трансформаторов напряжения и трансформаторов с н Питание цепей оперативного перемептто-готокана эпергообъекта.х выполняют обычно комбинированным. тес обоими видами источников
В зависимости от назначения для получения выпрямленного напряжения (тока) применяют
I)	силовые выпрямители, устанавливаемые для питания элсктроматтитгов выключения тяжелых приводов выключателей,
2)	зарядные устройства, используемые для заряда конденсаторов через выпрямители Запасенная в конденсаторах терт ия употребляется для питания различных аппаратов даже при исчезновении напряжения на обьекте,
3)	блоки питания, подключаемые к трансформатору тока, трансформатору напряжения или трансформатору с н и служащие для питания выпрям ленным током соответствующих вторичных цепей
Применение выпрямленного тока удорожает электроустановку с переменным оперативным током, ио позволяет применять более надежные схе мы и аппаратуру постоянного тока и приводы с более простой кинематикой
Главной особенноетыо системы оперативного переменного тока является зависимость ее от состояния сети переменного тока тде имеют место колебания напряжения или даже полное исчезновение напряжения, что нарушает нормальную работу аппаратуры управления, релейной защиты, сигнализации
При аварийных режимах (КЗ в сети) и т тубокттх снижениях напряжения трансформаторы паиряже ния и трансформаторы с и не Moiyi обеспечить ра боту вторичных схем, трансформаторы тока, наоборот за счет прохождения гока КЗ дают натужное питание оперативным цепям 11олнуто иетаниси-мость от состояния сети переменного тока обеспечиваю! такие источники оперативного гока, как заряженные конденсаторы Недостатком схем с конденсаторами является импульсное и. их действия
РЕЗЕРВИРОВАНИЕ ПИТАНИЯ ОПЕРАТИВНЫХ ЦЕПЕЙ
Централизованные источники (трансформаторы напряжения или трансформаторы си.) питают пени управления, автоматпкп, релейной запит, ы и сигнализации Для более падежной работы них цепей необходимо осуществлять их нит анис от двух источников, один из которых находится в автоматическом резерве Эго значительно повышает надежность работы вторичных цепей, так как наиболее вероятный случай потери питания обесточивание части схемы, а не полное исчезновение напряжения,
Основное и резервное питание подается от одноименных источников например, трансформатор напряжения может резервироваться друтнм трансформатором напряжения, ио ие трансформатором с н , так как вторичные напряжения их различны
УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
626
-0,22 кВ 1 секция
-0,22 кВ II секция
К оперативной блокировке разъединителей
Рис. 47.44. Схема Испания сети оперативного переменного гока
Трансформаторы е.н используют преимущественно для питания силовых цепей при установке выключателей с электромагнитными приводами иа постоянном токе, когда необходимо иметь мощное выпрямительное устройство В других случаях можно применять трансформатор напряжения Так как трансформаторы с и всегда устанавливают на объекте, то в целях унификации схем их и используют в качестве централизованного источника оперативного переменного тока
Примерная схема питания сети оперативного переменного тока от трансформатора с.гг показана парне 47 44
Щит си подстанции состоит из двух секции, с которых напряжение подается иа шинки оперативного переменного тока а, Ь, с, нормально питающиеся ог одной секции шита с.и. Резервирование питания оперативных шинок обеспечивается специальной автоматикой
При небольших нагрузках в сети оперативного переменного тока схема резервирования упрощается и выполняется на промежуточных реле На рис 47 45 покатана такая схема е двойным резервным пн ганием Схема используется в сети оперативного переменного тока с.гг электростанций
Рис. 47.45. Схема питания шипок оперативного переменного гока с двойным резервом
Рис. 47.46. Схема iniianiiH выпрямленным оперативным током ог блоков питания
Напряжение сети оперативного переменил тока, как правило, сое гавляет 0,22 кВ. В отдан ных устройствах используют выпрямленное» пряжение 0,024 кВ, создаваемое с помошьюин» видуальных блоков питания, резервируенш обычно со стороны 0.22 кВ
Создание па энергообъекте сети оперативной выпрямленного тока обеспечивается установи! блоков питания. Для резервирования такой сет»устанавливают два блока питания, постоянно ли-ключениых к щиту с и (рис 47 46)
Аналогичная схема сети силового выпрят™ него тока предусматривается для электромагнит! включения, в этой схеме применены силовые логу-
§ 47 8]УПРАВЛЕНИЕ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ПЕРЕМЕННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
627
-0,22 кВ I секция	-0,22 кВ П секция
Силовой полупровод- Силовой полупроводниковый впрямитель пиковый впрямитель
Рис. 47.47. Схема пн гания силовым выпрямленным током для электромагнитов включения
проводниковые выпрямители (рис 44 47) Два вы прямителя устанавливают для обеспечения надежного питания выпрямленным юком при исчезновении напряжения на одной из секций шита с и
ДИС ГАНЦИО11Н< >1 УПРАВЛЕНИЕ
КОММУТАЦИЕЙ II1ЫМИ АППАРАТАМИ
Схема управлении выключателем с пружинно-грузовым приводом. Пружинно-грузовые приводы выполняют специально для установок с переменным оперативным током Поэтому электромагниты для дистанционного управления, а также злектромагииты отключения, на которые воздействует релейная защита, выполняют в этих приводах дли работы па переменном токе Для включения
выключателя используется запас механической энергии пружинно-грузовою механизма
Схема управления и сш иалнзации выключателя с пружинно-грузовым приводом приведена на рис 47 48 Питание схемы управления осуществляется от шиггок ЕС/ и ЕС2 (см рис 47 44) через индивидуальный автомат 57- При наличии напряжения в схеме автоматический моторный редуктор М заводит пружинно-грузовой механизм При заведенном механизме один его блокировочный контакт SQ размыкает цепь электродвигателя, а другой замыкается и подготавливает к работе цепь электромагнита включения YAC Включение производится высвобождением электромагнитом Е(Сзащелки заведенного пружинно-грузового механизма
После операции включения контакты SQ переключаются в исходное положение и механизм привода через несколько секунд опять заводится Привод снова готов к включению выключателя При отключенном выключателе реле Л'£27'контролирует цепь электромагнита включения 1ЛС Резистор R1 необходим для предотвращения включения выключателя при закорачивании реле KQT, а резистор R2 ограничивает напряжение иа обмотке реле KQ1 после срабатывания в связи с тем. что индуктивные сопротивления обмоток отпавшего и подтянутого реле различны
Отключение производится электромагнитом )/17', который выбивает защелку механизма выключателя
Ключ управления 5/1 не имеет фиксированных положений, после подачи команды рукоятка возвращается в иен тральное положение Это позволяет управлять выключателем, например телемеханически, без нарушения соответствия положений рукоятки ключа и выключателя
Сигнализация аварийного отключения выключателя выполнена цепью несоответствия блок-кон-гактов выключателя £2 и привода SO А через сигнальное реле Kill Блок-контакт SOA замыкается при операции включения и остается замкнутым при отключении выключателя релейной защитой, а при отключении вручную или ключом он ра смыкается
Указательное реле КН'1 фиксирует обрыв цепи включения и отключения автомата ST7 Лампы HLC
-ЕС1
-ЕС2
Рис. 47.48. Схема управления и ент иализацин выключателя с пружинно-трутовым приводом
[Рам fl
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
628
п /// Топределяю! положение выключателя, а лампа HLA — выпадение флажков указательных реле КП1 и КН2. Реле контроля цепи включения KQTустанавливается в том случае, когда на эту цепь воздействую г устройства автоматики и нарушение цепи может привести к отказу этих устройств. Цепи отключения не контролируются, так как релейная защита воздействует на механизм привода посредством другого специального электромагнита. Однако реле контроля цепи отключения может быть установлено при наличии воздействия иа эту цепь газовой защиты трансформатора или других защит
При управлении выключателем непосредственно с места его установки и свободном доступе к механическим кнопкам управления приводом ключ управления SA не устанавливается Для небольших объектов световая сигнализация лампами Hl.C, HLT, HLA исключается В этом случае положение выключателя определяется по флажку привода. а работа сигнальных реле — по выпавшим флажкам >тих реле.
Схема управления выключателями с элек-громагии । ИЫМ11 приводами. Ряд выключателей и и отовляе гея промышленностью только с электромагнитными приводами на постоянном токе. Для обеспечения их включения на энергообъектах с переменным оперативным током устанавливаются выпрямительные устройства, питающие электро-магии 1ы включения приводов. Для этой цели широко применяют полупроводниковые выпрямители. На рис 47.49 показана одна из схем выпрямительною устройства для питания электромагнитов
-0,22 кВ
Рис. 47.49. Принципиальная схема выпрямитель ною устройства
включения приводов Устройство собирается и трехфазной мостовой схеме Выпрямительное устройство постоянно подключено со стороны переменного тока к источнику питания (см. рис 47 47)
На рис. 47.50 показана одна из схем управлеиш и сигнализации для выключателя с электромагнитным приводом. Схема управления иитаеюя от шинок ЕС! и ЕС2 через индивидуальный автомат№1
При отключенном выключателе и наличиига-пряжения в схеме реле К1. / подтянуто и его замыкающий контакт в цепи реле KL замкнут. При полис ключом управления SA команды на включеие
§47.8]
выключателя тактами вкл! включается и ние с реле KL Назначен! ключателя от включении н« лейкой защит продолжает п вается закоро кающими кон чилось при в цепь реле bkj замыкающим теля блокируй Резистор R1 н закорачивай и] ет напряжен и связи с тем, ч шего и подтяг
В цепь ко реле KL* сни завершения i заменяют раз ля, так как в г пи обмоток включение кс дуги при pa3iv
Электром; постоянным т используется батареи коиде водится от зар во содержит п лениями для п прямите л и, в схеме, поляри боя выпрями! батареи; релеi им замыкают предотвращая иисчезновени
Рабочее н« зарядного уст] вышаюшего т 0,4 кВ при но нита отключег емкости конде
При этом временная раС пряжении иа > сравнительно реи конденса' обычный у ров вторичных схс
При замьп SA или реле з иа электромаг отключается. I ся то, чго да» конденсаторы
§47.8|
УПРАВЛЕНИЕ И СИГИ. 1ЛПЗАЦИЯ НА ПЕРЕМЕННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
629
ттыключагеля срабатывает реле KL и своими контактами включает контактор КМ Выключатель включается и своим блок-кои тактом снимает питание с реле KL I и KL Конт актор КМ от ключас гея
Назначением реле КЕ1 является блокировка выключателя ог многократных включений на КЗ При включении на КЗ выключатель отключается от релейной защиты Пели сигнал на включение от ключа продолжает поступать, го обмотка реле К1 / оказывается закороченной контактом ключа SA и размыкающими кои тактами KLI, так как реле KLI обесю-чилось при включении выключателя В результате цепь реле включения К! оказывается разорванной замыкающим контактом KLI и включение выключателя блокируе т ся до снятия включающего сит пала Резистор/?/ необходим для предотвращения КЗ при закорачивании реле KLI, а резистор R2 ограничивает напряжение на обмотке подтянут ото реле KLI в связис гем, что индуктивные сопротивления отпавшего и подтяну того реле различны
В цепь контактора КМ включены три контакта реле KL, снимающие включающий сигнал после завершения операции включения Эти контакты заменяют размыкающий блок-контакт выключателя, так как в приводе он один н используется в цепи обмоток реле KLI н KL Последовательное включение контактов реле KL облегчает гашение дуги при размыкании цепи КМ
Электромагнит отключения привода питается постоянным током. В схеме рис 47.50 для згой цели используется тнергия предварительно заряженной батареи конденсаторов Заряд конденсаторов производится от зарядного устройства СО Это устройство содержит повышающий трансформатор с ответвлениями для подготовки зарядного напряжения, выпрямители, включенные по одиоиолупсриодиой схеме, полярттзоваппое реле для сит нализации пробоя выпрямителей устройства или конденсаторов батареи; реле напряжения, которое отсоединяет сво-ттмзамыкающим контактом устройство от нагрузки, предотвращая разряд конденсаторов при снижении н исчезновении напряжения питания
Рабочее напряжение конденсаторной батареи и зарядного устройства 0,4 кВ получается за счет повышающего трансформатора Напряжение батареи 0,4 кВ при номинальном напряжении электромагнита отключения 0,22 кВ принято для уменьшения емкости конденсаторов
При этом обеспечивается безупречная кратковременная работа электромагнитов 0.22 кВ при напряжении на конденсаторах 0,4 кВ Одновременно сравнительно невысокое рабочее напряжение батареи конденсаторов 0,4 кВ позволяет сохранить обычный уровень изоляции аппаратуры и проводов вторичных схем
При замыкании контактов ключа управления S4 или реле защиты конденсатор С2 разряжается на электромагнит отключения YAT и выключатель отключается Преимуществом такой схемы являет-свто, чго даже при полном обесточении объекта конденсаторы готовы к действию Импульсный ха
рактер тока в цепи отключения облегчает работу контактов реле В результате появляется возможность отказаться от блок-кои тактов выключателя в цепи отключения и, таким образом, устраняется одно из слабых мест в оперативных пенях В ряде случаев отпадает также необходимость в контроле исправности цени отключения, однако при наличии ячеек КРУ необходимость контроля цепей управления сохраняется, так как возможность обрыва цепи отключения на разъединяющих контактах ячейки весьма вероятна
Одно зарядное устройство может служить для заряда нескольких конденсаторных батарей общей емкостью 500 мкФ I Iottomv для исключения одно временного разряда всех батарей, штгакиинх разные цени, при замыкании контакта аппарата какой-либо одной цепи в схему вводятся полупроводниковые диоды и 174? Резистор/? служит тля защиты зарядного устройства, ограничивая ток КЗ контакты ключа 5 в тех же цепях для разряда см костей CI и С2 при отключении устройства CG
Для выполнения еш иализаиии аварийного отключения выключателя в схему введено днухнозп ционное реле KQ - реле фиксации включенного положения выключателя Ирттмеиеиие двухнозици-онного реле исключает возможность переориентации его при кратковременных снижениях напряжения и потере питания 11рн включении выключателя реле КО замыкает свой контакт в цепи аварийной сигнализации Если выключатель отключается самопроизвольно или ог релейной защиты, то реле КО не переориентируется и сит па тытое реле КН/ сит на лизирует аварийное отключение выключателя Отключение источника CG производится ключом 5
Сигнализация неисправности зарядною устройства осуществляется указате тытым реле КН2, а сит на.тнзаиия положения выключателя шипами ULl u НЕС
Схемы управлении контакторами с удерживающей обмоткой. Простейшая схема управления показана на рис 47 51 Управление осуществляется с помощью двух кнопок «Пуск» и «Стоп» Удерживающая обмотка КМ питается от напряжения первичной цепи Автомат SF (типа АП-50 или А3700) имеет встроенную защиту от КЗ (электромагнитную отсечку) и перегрузки (термоэлемент) Схема исключает самозапуск двигателя, так как контактор
Рис. 47.51. Схема управления контактором с удерживающей обмоткой

УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Разд 47
630
Рнс. 47.52. Схема управления
и сш и ал к за и и н кош актора
отключается при КЗ. сопровождающихся снижением напряжения
На рис 47.52 приводится схема дистанционного управления контактором с помощью ключа бЛ с само воз в ратом в нейтральное положение. Прн подаче команды на включение или отключение происходит переориентация двухпозиционного реле KQ, контакт которого находится в цепи, удерживающей обмотки контактора КМ. Тем самым подастся или снимается питание в цепи обмотки контактора и осу meet вляется его включение или отключение. Реле времени КТ нормально находится под напряжением и держит свой контакт разомкнутым При действии расцепи!еля автомата при КЗ и отключении его. а также при длительном исчезновении напряжения па питающих шинах реле времени КГ отпадает и своим конечным контактором переориентирует реле КО гак, что оно размыкает цепь обмотки контактора КМ, чем предотвращается
ошибочное включение дши июля при восстановлении напряжения пли включении автомата SFI
Реле времени КТ используется для аварийной сигнализации В цепь сигнализации включают» размыкающий и импульсный контакты реле КТ к контакт реле K(J Размыкающий контакт КТ блокирует подачу ложного сигнала при восстановлении напряжения.
Сигнализация неисправности оперативных цепей осуществляется блок-копт актами автомат! I SF2 Эта сигнальная цепь выводится из дейстми блок-коитак том автомата SF2 при разобранной первичной схеме присоединения
Сигнализация положения контактора осуществляется лампами, включенными через его вспомогательные контакты
С хема управлении кош актором с защелкой (рнс. 47 53). В схеме используются ключ SA с само-возвратом в нейтральное положение иостающимк-
уиравлеппя и с hi пал и за пи и коп  актора с защели)
§47.8 ся ког же ния
Кс питан! ваютв тактор размы ния К мотку манда блоки}
Ко во вкл ской 3 при по ние по питель томат 1 цепите
Си пами тактор исполь таюши ние цег вии егс
Ahj такторс (см. uei
Ущ Peeepci примет же, что этого ж
Для ная cxej жуточн (рис 47 без фик
Пус иием кл крытие) ются ко обеспеч лении в вующих до опер движки команды противо реле КС моудер» свой кои подачи »
§47 8]
УПРАВЛЕНИЕ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ПЕРЕМЕННОМ ОПЕРАТИВНОМ ГОКЕ
631
ся контактами, реле управления КСС и реле положения K(JC.
Контакты реле управления КСС замыкают цепь питания электродвигателя МС привода и обеспечивают включение контактора SQ. 11ри включении контактора в момент завершения операции механически размыкается контакт прерывателя К/.В в цепи питания КСС Прерыватель имеет удерживающую обмотку, которая обтекается током, пока подается команда ключом SA Благодаря этому обеспечивается блокировка от многократного включения на КЗ.
Контактор не имеет удерживающей обмотки и во включенном состоянии удерживается механической защелкой, благодаря чему он не отключается при потере силового питания. Команда на отключение подается ключом 5,-1 непосредственно на расцепитель KLE коюрый воздействует на защелку, п автомат отключается под действием пружин На расцепитель А'/./'депствует также и релейная зашита.
Сигнализация положения осуществляется лампами В положении несоответствия ключа и контактора соответствующая лампа мптает. Реле KQC используется для контроля оперативных цепей Остающиеся контакты ключа SA обеспечивают создание цепи аварийной сш налнзации при несоответствии его положения положению контактора
Аналогично выполняется схема управления контактором с защелкой с электромагнитным приводом (см цепь, обозначенную пунктиром на рис. 47.53).
Управление реверсивными контакторами. Реверсивные контакторы (магнитные пускатели) применяются па электростанциях в основном те же, что и для аппаратов одностороннего действия этого же типа.
Для задвижек принимается единая универсальная схема управления электродвигателями с промежуточной операцией «Стоп» при помощи реле КС (рис. 47.54). В схеме применен ключ управления без фиксации положений
Пуск схемы производится импульсным замыканием ключа SA в сторону 3 (закрытие) или О (открытие). При этом срабатывают и самоудержива-ются контакторы КМС или КМО соответственно, обеспечивая движение задвижки в нужном направлении вплоть до размыкания контактов соответствующих концевых выключателей SQ1 или SQ2 или до оперативной остановки электродвигателя задвижки. Последняя осуществляется путем подачи команды на движение задвижки в направлении, противоположном ее ходу. При этом срабатывает реле АС, которое разрывает цепи управления и са-моудерживаегся через контакты ключа SA, через свой контакт и концевой выключатель па все время подачи команды, тем самым исключая реверс дви-
С
О
SF
КАС
Рис. 47.54. Универсальная схема управления задвижкой
гателя Только после возврата ключа в пет!тральное положение, при котором реле КС отпадает, может быть подана любая команда
Разрыв цепи при конечных положениях задвижек достигается включением в цепь управления конечных выключателей SO. связанных со шпинделем задвижки При оз крытой задвижке контакт SQI замкнут, a SO2 разомкну з Соответственно подготовлена цепь козззактора К\/С к закрытию Во время хода задвижки оба контакта замкнуты При полном закрытии размыкается конзакт SQI, а SQ2 остается замкну зим, ззолзозав.зззвая цепь контактора КМО к о з крьз з зззо
Защита от ззерегрузкзз при отказе коззечных выключателей, заедании тз.тп поломке мехаз изма вы-ззолняется либо с помощью реле максимального тока КЕ, контакт которого вклзочезз в цепь самоудер-живаиия, лззбо с помощью максимального автомата типа АП-50, который имеет два элемента (термический и э.тектромаз ИИТ11ЫЙ) и может использоваться одновременно для защиты от КЗ и перетру зк:т
632	УПРАВЛЕНИЕ. КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ	[Разд 47
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
В указанной схеме при помощи реле КЕ осуществляется только плотное -закрытие задвижки. Автоматический пуск осуществляется контактами реле автоматики КАО, КАС только на полное открытие или закрытие задвижки
СИГНАЛИЗАЦИЯ
Сш палнзация па переменном оперативном токе должна исключать получение ложных сигналов в случае возможного кратковременного понижения Или даже полного исчезновения напряжения в схеме сигнализации Схема сигнализации должна правильно реагировать на сигналы, появившиеся во время понижения или исчезновения напряжения
Схема аварийно-предупреждающей сигнализации приведена па рис. 47 55 Схема выполнена с центральным снятием сигнала с повторностью действия включает в себя мгновенную аварийную сш пализацию и предупреждающую сигнализацию с выдержкой времени при общем звуковом сигнале Повторность действия центральной сигнализации осуществляется за счет применения в каждой пиди-
Помещение дежурного
SAC О' [В "! г
Рве. 47.55. Схема аварнйно-нредуирсждающей сш нал и за пи и
впдуалыюп цепи аварийных и предупреждающих сигналов указательного реле с размыкающим остающимся контактом.
Аварийная сигнализация. При появлении аварийного сигнала, например, при замыкании цепи несоответствия блок-контактами Q и SQA отключившегося от защиты выключателя Q срабатывает реле KLI Указательные реле (индивидуальное КН1 и общее KHCI) при этом не срабатывают,та как ток в цени недостаточен для кого. РелеKLIпереориентирует центральное двухпозиционное реле KQ, которое включает гудок НА Одновременно реле KQ своим контактом включает параллельно обмотке KLI резистор /?/, чзо приводит к увеличению тока в цепи указательных реле К/// и КНС1 и обеспечивает их срабатывание Реле КН1 размыкает свою цепь, снимая сигнал со схемы и позволяяей сработать при появлении нового аварийного сигнала Таким образом обеспечивается повторносп действия сигнали зации Поскольку в схеме имеете! один общий звуковой сигнал НА, действие аварийной сигнализации фиксируется указательным реле КНС и лампой ///
Для централизованного снятия звукового сигнала следует переориентировать реле KQ кнопкой ВВН. Индивидуальный сигнал останется при этап зафиксированным выпавшим флажком сигнального реле КН1 и сигнальной лампой, включенной контактом этого реле
Предупреждающая сш налипания. Схема предупреждающей сш нализации отличается от схемы аварийной сигнализации ю.тько наличием реле КТ Выдержка времени этого реле позволяет исключить действие сигнализации при появлении кратковременны х сигналов Резистор R2 включается параллельно обмотке реле К/.2 через контзктре-ле КТ, чтобы предотвратить фиксацию кратковременного сигнала
Срабатывание схемы предупреждающей сигнализации фиксируется указательным реле КНС1н лампой HL2
Переключатель SAC позволяет в случае необходимости отключить звуковую и световую сигнализацию например, при отсутствии на щите управления дежурного персонала Лампа HI.3 контролирует наличие напряжения на шинах ЕН1 и ЕН2 Кнопками ВТ1 и ВТ2 проверяется исправность аварийной и предупреждающей сигнализации, а лампы HL1, HL2 сигнализируют об их срабатывании
Реле КНС передает сит нал о действии аварийной или предупреждающей сит нализаши) иаооьех-те дежурному, находящемуся в другом помещении или на центральный пост управления Это жерете подает сигнал и при исчезновении напряжении! шинках сигнализации I клрмально реле КНС тип-иуто. При появлении какого-либо сигнала оно отгадает и своим контактом замыкает цепь звопкаЖ,
S47.8J
имеющую ключателек водится на
Сих нал При появле контактов р иальиая лат нает нараст С заряжаетт да емкости иого поляр, рядиого то, якоря. Свот двухпозици НА При ср, К через огр тель VD пс обеспечива мы к прием
При поя жение на р<
~ЕН1
Рис. 47.56.
§47 8]УПРАВЛЕНИЕ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ПЕРЕМЕННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ 633
имеющую независимый источник питания Переключателем .S.V звуковой стттттат снимается и переводится на световой — лампу НЕС.
Сигнализация с реле РПС-ЭЗМ (рис. 47.56) При появлении сигнала, например при замыкании контактов реле КГ, затирается индивидуальная сигнальная лампа HL Па входном резисторе RI начинает нарастать напряжение. При этом конденсатор С заряжается через выпрямитель I'S Во время заряда емкости через рабочую обмотку двухнозицион-ного поляризованного реле К проходит импульс зарядного тока, приводящий к перебрасыванию его якоря. Своим контактом реле К переориентирует двухпозиционное реле KQ, которое включает гудок НА При срабатывании реле КО во вторую обмотку К через ограничивающий резистор R2 и выпрямитель I'D подается импульс обратной полярности, обеспечивающий возврат реле К и готовность схемы к приемке следующего сигнала.
При появлении следующего сигнала ток и напряжение на резисторе RI возрастают, при этом снова
Рис. 47.56. Схема сигнализации с реле импульс-
ной сигнализации
происходит подзаряд конденсатора С и схема действует, как и при первом сптЧтале Для исключения ложной работы схемы при тлубоком снижении напряжения предусмотрено реле напряжения Л'1'с повышенным благодаря наличию резистора R коэффициентом возврата. 11ри iioihi/Kciiiiii напряжения реле KI' разрывает цепь конденсатора С, предотвращая его разряд н сохраняя па нем постоянный потенциал для восстановления напряжения Пели в момент отсутствия напряжения появились новые сигналы, то после его восстановления вследствие возрастания напряжения на резисторе RI конденсатор С будет подзаряжаться, что вызовет новое срабатывание реле KLH Кнопкой ВВЦ производится централизованное снятие звукового сигнала, а кнопкой ВТ через резистор — опробование сигнализации
Резистор R3 обеспечивает постоянную подпитку поляризованного реле выпрямленным током, недостаточным для срабатывания, но повышающим чувствительность реле Резисторы R2 н R-I обеспечивают подстройку цепи возврата реле К
Схемы сигнализации с реле РИС-ЭЗМ надежно работают при поступлении не более 12 сигналов, выполненных с помощью сигнальных ламп в индивидуальных цепях. При наличии сигнальных реле в тех же цепях количество сигналов нескотько снижается. Это объясняется тем, что в цепях с сигнальными реле нарастание тока происходит более плавно из-за индуктивности обмоток реле Большим преимуществом схемы является возможность многократного приема одного н тотчт же сит нала
Установка мигающего света. Для сот таштя мигающего света сигнальных ламп применяется схема мигающей установки Па рис 47 57, а представлена простейшая релейная схема мигания
Нормально при наличии напряжения в схеме реле KLI обтекается током и кон такты его разомкну ты При подаче сигнала через лампы сигнализации, па-пример HLT, па шинку (-) ЕР реле KL2 срабатывает , размыкает цепь интапптт реле К/ /, козорое своими контактами соединяет шпику (~) ЕР с шппкой (). В результате на лампу //А/ подастся фазное панряже ние и она горит полным накалом Ре.те KL2 оказыва-
Рис. 47.57. Схема установки мотающего света:
а — релейная схема, б — бесконтактный прерыватель ГШЬ-12
.V ПРАВЛЕНИЕ КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ Н 1 ТЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
[Раш fl
634
ется закороченным контактами KI.I и отпадает Вновь срабатывает реле KLI — лампа HLT снова оказывается включенной последовательно с реле KL2 п гаснет Далее процесс повторяется
Необходимые интервалы между зажиганиями лампы обеспечиваются конденсаторами CI и С2, включенными параллельно обмоткам реле.
На рис. 47 57, б представлена схема специального yciportciBa мигающего света типа ППБ-12 (прерыватель бесконтактный) ПНБ выполнен на базе управляемого кремниевою тиристора и может быть применен в описанных выше схемах для организации мигания
Отпирание тиристора /7/7 или ПТ2 в схеме устройства происходит при протекании через управляющий электрод импульса, формируемого несимметричным мультивибратором. Частота прерывания п скважность определяются частотой мультивибратора и зависят от его времязадающпх цепочек
Запирание тиристора происходит при отсутствии гока в управляющем электроде и при прохождении через пуль тока, протекающего в силовых электродах Напряжение питания мультивибратора подаемся через трансформатор /и выпрямитель с фильтром
Для сигнализации применена неоновая лампа /., подключенная к выходным зажимам. При подключении нагрузки, например, ламп НЕС, НЕТ (см рис. 47.53) к выводам /, 2 и закорачивании выводов 7, 5 нагрузка питается переменным током При подключении нагрузки к выводам 7, 5 и закорачивании выводов /, 2 нагрузка питается выпрямленным током
Применительно к изложенным выше рекомендациям по повышению степени централизации управления и контроля и переходу на избирательные схемы следует отметить, что объекты с оперативным переменным током имеют преимущественно простую схему, малое количество присоединений и применение индивидуальных схем управления и контроля на них оказывается оправданным. В то же время с точки зрения организации избирательной схемы управление и контроль схемы на переменном оперативном токе нс имеют никакой специфики, и при необходимости .для объектов с переменным оперативным током могут быть применены все описанные ранее избирательные схемы.
47.9.	МОНТАЖНЫЕ СХЕМЫ
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖНЫМ СХЕМАМ
Мотажиая схема является рабочим чертежом, по которому производится монтаж вторичных цепей На чертежах должны быть показаны
а)	участок п место размещения цепей, приборов и аппаратов (ячейка, панель, щиток);
б)	взаимное расположение приборов и аппаратов на месте установки в масшеабе,
в)	направления соединительных проводов к кабелей;
г)	точки подключения проводов к аппаратам
Монтаж в пределах каждого участка производится независимо и сводится к устаповке приборов, выполнению проводки между приборами в прел-лах данного участка, установке рядов зажимов! присоединению к ним проводов от приборов и аппаратов, связанных по схеме с приборами и аппаратами других участков
При выполнении монтажных схем и маркирует их отдельных элементов следуе! придерживался ОСТ 160800464.77.
РАЗМЕШЕ1 II-1F AlII1АРАТУРЫ ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЕЙ
Установка аинараюв в РУ. Размещение аппаратуры вторичных цепей в ячейке РУ в |Пачител1-ной степени определяется компоновкой и копстру! гивпым выполнением первичного оборудовании. Так, привод устанавливается на выключателе,сигнально-блокировочные контакты КСА и электро» мок — у разъединителя. вюрпчные обмотки трансформаторов тока и напряжения составляют весть емлемую часть этих аппаратов и । п
Такие аппараты, как предохранители,конторы, сборки рядов зажимов и т п , устанавливаемы также в РУ, ио органически не связанные с первичными аппаратами, размешаю гея по установочиыи, чертежам, выполняемым одновременно для первичного и вторичного оборудования
Ус1ановка аппаратов на панелях. Панели щитов управления и релейной защиты изготавзиь, ются на заводах и имеют стан гартные размеры! конструкцию. Панели могут состоять изогдельиш блоков, которые имеют определенные размера (300, 600 и 900 мм) и назначение, блок управлении блок измерения, блок АПВ, центральной сипя» зации и г.д., и могут в пределах панели иметь soi монтажный помер, определяющий ее как самости-гельиую монтажную единицу В принципе мотаная единица представляет собой автономный топологический учасюк пли функциональный узел может охватываю как часть панели, гак и всю» нель или группу нацелен
Цепи, соединяющие ратные монтажные едя» цы, выводят ся па внешние ряды зажимов ус анзв» ваемые вертикально на правой и левой сторонах б» ков или панелей, а также размещаемые на двери I шкафов или в приборных отсеках ячеек КРУ и КРУП I при размещении в них вторичного оборудовав I
На внешние зажимы могут выноситься таи I цепи и в предо чах одной мот ажной единицы,ecu I это обусловлено требованиями эксплуатации ид технологии.
§47 9]
МОНТАЖНЫЕ СХЕМЫ
635
МАРКИРОВКА ВО ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЯХ
Требовании к маркировке и ее назначен не. Монтажная схема, установочные чертежи, фасады панелей выполняют в соответствии с полной принципиальной схемой Для правильной ориентации в этих взаимосвязанных чертежах необходимо, чтобы все соответствующие цепи, приборы, зажимы, кабели имели одно и то же условное обозначение (марку) Обозначения проводов и пеней непосредственно на панели также должны точно соответствовать обозначениям этих элементов, принятым на чертеже
Марка является чисто условным обозначением Система маркировки строится таким образом, чтобы можно было проследить любую цепь и попять назначение аппарата, не прибегая к помощи чертежа
В монтажных схемах маркируются следующие элементы, входящие в состав схемы
а)	приборы и аппараты,
б)	зажимы приборов и аппаратов.
в)	зажимы в наборных рядах,
г)	провода, соединяющие приборы, непосредственно в пределах данного участка (монтажной единицы),
д)	провода, соединяющие приборы с рядами зажимов.
е)	жилы контрольных капелей.
ж)	контрольные кабели
Маркировку элементов «г»,« ц» и «е» можно объединить под общим названием маркировка цепей
Маркировка приборов и аппаратов. Марка аппарата отражает
а)	функциональное назначение аппарата (реле, кнопка, ключ и г д ),
б)	основную функцию, выполняемую аппаратом в схеме, например реле защитное, реле сигнальное, кнопка пуска, кнопка опробования, ключ управления и т п .
в)	дополнительные данные, если это требуется для чтения рассматриваемой схемы (например, порядковые номера однотипных аппаратов и т и )
Ниже приводятся примеры марок аппаратов
АТ — электромагнит отключения.
АС — электромагнит включения.
KQT — реле контроля цепи включения
Маркировка зажимов. Зажимы приборов и аппаратов имеют цифровую маркировку, обычно проставляемую заводами на схемах внутренних соединений. Зажимы в наборных рядах маркируются порядковыми номерами.
Маркировка цепей. Маркировка должна позволять обнаружи гь оба конца провода или жилы кабеля без прозвонки и определить место присоединения провода (жилы) к зажиму, если он почему-либо был
отсоединен В соответствии с ним марка (условное обозначение) цепи содержит функциональное назначение цепи и место присоединения провода или жилы кабеля па аппарате пли в ряде зажимов
Проводники па монтажных схемах и соответствующие им участки цепей в полных и пршщиии-алыто-мотажиых схемах должны иметь одинако
вую маркировку
В соответствии с птложеп111.1Мп требованиями рекомендуются следующие способы маркировки вторичных цепей, зажимов и аппаратов
Автономные монтажные узлы маркируемого объекта (напели, части панелей, шкафы приводов, ячейки КРУ и т и ), входящие в состав полной схемы,
носят названое монтажных единиц п должны иметь порядковые номера (01. 02 и т д ), проставляемые на маркировочных колодках в рядах зажимов
Прочие участки, например технологические помещения, куда направлен провод, имеют смысловые обозначения, например РУС11, РУ 500 п т п , которые используются при маркировке па ран ных правах с номерами монтажных единиц
Аппараты на панели имеют смысловую марку, содержащую согласно ЕСКД смыт юной символ аппарата в соответствии с полной схемой и номер аппарата в пределах данной монтажной единицы
03
например — , тле ОЗ — помер аппарата в пре телах
данной монтажной е липины. А - символ аппарата в полной схеме (пошцпопное обозначение) Провод, подходящий к аппарату в пределах чанной монтажной единицы, маркируется номером аптта para, к которому провод подключен с противоположною конца, и номером вывода мото аппарата, например 03 12. где 03 — номер аппарата. а 12 номер его вывода
Допускается при необходимости в помер аппарата вводи гь номер моти ажноп слит типы, что облегчает ориентацию при размещении пески тькпх монтажных единиц на панели Та же марка для монтажной единицы 01 в этом случае приобретает вид 0103 12
Провод между рядом зажимов и аппаратом в пределах одной монтажной единицы (напели функционального блока) маркируется со стороны ряда зажимов — символом и номером вывода соответствующего аппарата, например А-8, К-2, KQT-9, со стороны аппарата - порядковым номером соответствующего зажима в ряде зажимов
Внешние перемычки в пределах ряда зажимов одной монтажной единицы маркируются номером зажима в данном ряде зажимов, к которому провод подключен с противоположной стороны
636	.V ПРАНЛЕННЕ. КОНТРОЛЬ И СИПЕНИИ. ЩИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ [Разд fl
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
Кросс избирательного управления
41 вузов / др.; По доп. М
41 шей ре; нздат, 1
Рис. 47.58. Фрагмент полной
(а) о монтажной (6) схем
Марка провода, отходящего на другую мои зажну ю единицу пли па другой участок, содержит марку пени (105, 1’15 п пр.) и номер соответствующей монтажной единицы нлп символ соответствующего участка (05, 15, ОРУ, ГЩУ и тп), например 105/15. 105/05 пли Ю5/ОРУ. те 105 - марка цени, а 15, 05 и ОРУ — соответственно номера типажных единиц и символьное обозначение участка, куда направлены провода
Все провода, оз ходящие оз ряда зажимов.«роме указанного, содержат в составе марки также» мер зажима, к которому провод подключен со сиропы ряда зажимов Эго обеспечивает возможно™ разборки 31 сборки цепей со стороны ряда зажимов, без мошажиой схемы
Па рззе 47 58 представ зепы фрагменты полно! принципиально-монтажной и еоогветствуюшейd монтажной схемы, иллюстрирующие описании принципы маркировки
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
637
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
47 I Электрическая часть станций Учебн. для вузов/ А.А. Васильев, Н.П Крючков, В Ф. Наяшкова и др.; Под ред. А А Васильева —2-е изд, перераб и доп. М Энерюаюмтдаг, 1990.
47 2 Элек1ро1ехи11ческ1|Г| справочник/Под общей ред профессоров МЭИ. Т 3, разд. 40. М.; Энерго-изддт, I982
47 3 Гумин М.И. Анализ неправильных действий оперативного персонала энсрюобъектов, обусловленных информационными ошибками И Сб. трудов ин-та Эперюсетьпроект М Энертия, 1980 №19
47 4.Лезнов С.П., Файерман А.Л., Михлина Л.Н. Устройство н обслуживание взоричных испей элекгроус1ановок М Эперюатомиздат, 1986
47.5 Правила технической iKcnnyaiamiii электрических станций и сетей М Энергоатомиздат, 1986
РАЗДЕЛ 48
48 1
48 2
48 3
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
СОДЕРЖАНИЕ
Автоматика нормальных режимов
Автоматическое управление пуском и включением на параллельную работу синхронных генераторов
и компенсаторов	639
Автоматическое управление гидрогенераторами (639) Ав соматическое управление турбогенераторами (640) Самосинхронизация гидрогенератора (641). Точная автоматическая синхронизация генераторов (642) Автоматические устройства точной синхронизации (643) Аналоговый автоматический сип хропп tai op с вычисляемым углом опережения (644) Микропроцессорные автоматические синхронизаторы (646) Автоматическое pel улирование частоты вращения и активной мощное си синхронных генераторов	649
Назначение, особенное!и и алгоритмы автоматического регулирования (649) Автоматические регуляторы частоты вращения (650) Автоматические регуляторы активной мощности (654) Микропроцессорные устройства управления мощностью турбоагрегата (658)
Автоматическое регулирование напряжения и реак|ивпой мощности	661
Назначение, задачи и виды регулирования (661) Автоматическое регулирование воз-бужтепия синхронных генераторов (662) Автоматические ре1улягоры напряжения и реактивной мощности синхронных генераторов (663) Аналого-цифровой автоматический регулятор бесщеючпого возбуждения (665) Микропроцессорные автоматические регуляторы тиристорного возбуждения (667) Автоматическое регулирование реактивной мощности синхронных компенсаторов (672) Автоматическое управление статическими компенсаторами реактивной мощпосзи (674) Автоматическое регулирование трансформаторов и автотрансформа-зоров (678)
48 4
48 5
48 6
48 7
48 8
Автоматическое управление режимами ра-
боты электрических станций и ЭЭС 681
Назначение автоматическою управления электростанцией (681) Микропроцессорная АСУ ГЭС (681) Автоматизированная сися-
ма управления гехиолотическими процессами ТЭС (682) Цифровая автоматическая система управления частотой и ак-1ПВНОЙ мощностью ЭЭС (685)
Протгивоавармйнаи автоматика
Автоматика противоаварийных повторной и ре зервпого включений .........ч 687
Автоматика повторною включения (687) Авт оматические ус тройства трехфазного повторного включения (688) Микросхемный комплекс автоматических устройств повторного включения (690) Автоматика резервного включения (691) Микропроцессорная автоматика (692)
Автоматика предотвращения парушенияус-тойчпвости	.... 69!
Назначение и особенности (695) Общее функциональное построение (697) Типом микросхемная автоматика(698) Микропро-. цессорная автоматика предотвращениящ-рутения усюйчивосги (701)
Авюматика прекращения асинхронного режима	’й
Виды и способы действия автоматических устройств (705) 11ромы1Ш1енная микросхемная панель автоматики (706) Микропроцессорная авюматика (711)
Автоматика предо! ираще иия недопустимых изменений режимных параметров ..... 711 Автоматика противоаварийныхотключений и включений по изменениям напряже- ' ния (711) Автоматика частотной разгрузки и частотного повторною включения (713) Автоматика управления синхронными генераторами при изменениях частоты (716).
Список литературы	........ 711
Процесс производства, передачи н распределения электроэнергии настолько динамичен и подвержен случайным возмущающим воздействиям — «малым», обусловленным изменениями требуемой потребителями электроэнергии мощности, и «большим», создаваемым короткими замыканиями (КЗ) и отключениями поврежденных генерирующих и передающих электроэнергетических объектов — что его функционирование возможно только при автоматическом управлении [48 1 — 48 3J
В нормальном режиме работы функционируя автоматика нормальных режимов т е дискретна управление изменениями состояния (пуск, остан» ка. включение на параллельную работу гидро-турбогенераторов) и непрерывное управление (регул™ рование режимных параметров частоты вращенц напряжения, активной и реактивной мощности). I
В аварийном (КЗ) и послеаварийном режюш функционирует противоаварииная автомат релейного действия, устраняющая возмущающе воздействие, предо!вращающая развитиеобще»
548.1]
АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПУСКОМ И ВКЛЮЧЕНИЕМ
639
темной аварии и способствующая восстановлению нормального режима.
АВТОМАТИКА НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ
Автоматика управления нормальными режимами ЭЭС обеспечивает'
автоматический пуск электроэнергетических блоков турбина—синхронный генератор—трансформатор и включение па параллельную работу синхронного генератора — его синхронизацию;
автоматическое поддержание на заданном уровне напряжения на шинах электрических станций и реактивной мощности синхронных генераторов;
автоматическое управление режимами ЭЭС по напряжению и реактивной мощности;
автоматическое поддержание на неизменном уровне частоты вращения синхронно работающих генераторов электроэнергии;
оптимальное (по характеристикам относительного прироста расхода условного топлива) распределение случайно изменяющейся электрической нагрузки электроэнергетической системы (ЭЭС) между электрическими станциями и между электроэнергетическими блоками электростанций.
48.1. АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПУСКОМ II ВКЛЮЧЕНИЕМ
НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ И КОМПЕНСАТОРОВ
Автоматический пуск синхронного генератора связан с координированным автоматическим управлением многочисленным и разнообразным оборудованием, обеспечивающим его функционирование. Автоматическое управление существенноразлично на гидро (ГЭС), тепловых (ТЭС), гидроаккумулирующих (ГАЭС) и атомных (АЭС) электростанциях
АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ГИДРОГЕНЕРАТОРАМИ
Всероссийским научно-исследовательским институтом Гидропроект разработаны типовой алгоритм и его реализация на логических элементах автоматического управления пуском, остановом и переводом в режим работы синхронным компенсатором (СК) и возвратом в генераторный режим гидрогенератора (ГГ). Алгоритм действия и типовая схема автоматического устройства обеспечивают полностью автоматическое управление технологическими процессами указанных изменений состояния ГГ и предполагают выполнение следующих операций:
контроль готовности ГГ к пуску с проверкой его исправности и работоспособности устройств технического водоснабжения и подшипника гидротурбины (с резиновыми вкладышами);
охлаждение масла в вайнах подшипника синхронного генератора и опорною подшипника (подпятника) гидроагрегата, снабжение дистиллированной охлаждающей водой обмоток статора,
проверка наличия достаточного давления в маслопапорцоп установке (МНУ), контроль ценоз буждеипого состояния ГГ и отключенного сто выключателя
Алгоритм реализует приоритет выполнения по слсдней команды как в процессе осуществления нормальных операций, гак н в особенное пт при ускоренном пуске и аварийном останове
Сигнал нормального пуска (III формируется (рис 48 1,<т) через логический элемент 0117 (ИЛИ) от ключа управления SAI.I пли от АСУ технологическими процессами ГЭС, или от устройства проги-воаварийпой автоматики УПА и запоминается статическим триггером DSI (вход записи У), если на ею считывающий вход R через элемент 013'2 не приходит один из следующих приоритетных сигналов.
пуск в режим СК от ключа управления SA2.1, нормальный останов от положения ключа SAI 2 или отмена пуска ог кнопки SB1,
генератор возбужден - ог измерительного реле КА1 тока ротора, или его выключатель включен ог контакта 0.1.
Запоминание сигнала нормального пуска IIII разрешается и при возбужденном ГГ, если включен ключ SA3 автоматического синхронизатора: логический сигнал (единица) от SA3 1 на инверсном входе логического элемента D V (ЗАПРЕТ) не пропускает на элемент ОИ'2 сигнал о наличии тока в обмотке возбуждения генератора
Для надежности действия сигнала па отмену пуска предусмотрено его поступление па вход DWU2 (ИЛИ -НЕ) и прохождение сигнала нор мального пуска последовательно через 0X1'1 и DWU2 с дополни тельным кошролем операции па отмену пуска от кнопки SBI
Сигнал на ускоренный пуск УН гидроагрегат а о г УПА, а именно от измерительного реле снижения частоты в ЭЭС КК, фиксируется триггером DS2 (вход записи У), если на его вход считывания /? через элемент О1ГЗ не поступает один из езпналов: от SA 1.2 (останов), или от SBI (отмена пуска), или от 0.2 (ГГ включен), или от SA3.1 (точная синхронизация) — при ускоренном пуске ГГ включается на параллельную работу более быстрым способом самосинхронизации Сигнал проходит через последовательно соединенные элементы DXU3 и DWU4, дублирующие, как указывалось, запрет па пуск ГГ сигналом с наивысшим приоритетом па отмену пуска от SB1.
При наличии сигнала от SA2.I пли ш АСУ (элемент DW4 на рис 48.1, б) на пуск ГГ в режим работы СК он запоминается триггером OS3 при условии отсутствия на входах элемента OW5 одного из запрещающих сигналов от SA2.2 (вывод из режима СК), или от SB2 (отмена пуска в режим СК), или от
640
АВТОМАТИКА У1ЕКТРОМЕРГЕТИЧЕСКИ\ СИСТЕМ
[Рам (I
Рис. 48.1. Логическая схема формирования chi налов на пуск | парогенератора (л) и перевода стою го иераторного режима в режим синхронного компенсатора (б)
SBI Сш нал также проходит последовательно через элемепгы DXU5, DWU6, обеспечивающие, как указывалось, резервирование запретов на его выполнение сигналами от SBI и SB2
Аналогично формируется сигнал на останов Г Г Микропроцессорное автоматическое управление изменениями сос|ояпип ГГ является функцией АСУ ГЭС [48 4] Микропроцессорная АСУ гидро аккумулирующих электростанций обеспечивает автоматческое управление и гораздо более сложными специфическими для ГАЭС изменениями со стояний обратимых гидроагрегатов |48 4] частотный пуск в насосный или компенсаторный режим с насосным направлением вращения, перевод из насосного режима в компенсаторный или наобо
рот. останов из насосного или компенсаторного^-жима Процессы изменения состояния отобрав-ются на дисплеях ПЭВМ
АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРАМИ
Изменение состояния турбоагрегата ТЭС типически весьма сложно, производится приихф-лоцированном авгома! оческом управ |ении пи-дивным и iiapoiеиераторным технологический процессами
Главная особенноеп. пусковою режима—» обходнмость постепенного и непрерывного пр грева конструктивных частей турбины и паром»
§48 1]
АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПУСКОМ И ВКЛЮЧЕНИЕМ
641
водящих конструкций — обусловливает длительное время пуска турбоагрегата н постепенный длительный набор нагрузки — нагружение турбины. Даже при современном оптимальном автоматически управляемом пуске процесс разворота, включения в работу п нагружения турбоагрегата продолжается несколько часов.
Автоматическое управление пуском турбины осуществляется АСУ ТП ТЭС [48.5]. Автоматика пуска включает в себя логическое устройство дискретного управления пусковыми операциями; комплекс пусковых автоматических регуляторов; информационное устройство контроля тепловых и механических параметров турбоустаповки.
Логическое управляющее устройство прове-ряетвыполпепие условий, необходимых для нача-лаочередпой операции, производит запуск гсхно-тогических операций в требуемой последовательности их выполнения и проверяет выполнение условий, характеризующих окончание технологической операции.
Пусковые автоматические регуляторы поддерживают на необходимом изменяющемся в процессе пуска уровне отдельные параметры турбоустановки, допускаемые условиями сохранения ее прочности и целостности в напряженном режиме возрастания температуры в большом диапазоне и частоты вращения при изменяющихся вследствие нагрева размерах подвижных частей турбины.
Комплекс основных пусковых автоматических регуляторов образуют регулятор разворота и начального нагружения, регулятор теплового состояния турбины, «стерегущий» регулятор мощности редукционно-охладительной установки, регуляторы задания температуры свежего пара и автоматический регулятор частоты вращения (АРЧВ).
Все эти автоматические регуляторы — аналоговые электрические с унифицированными сигналами в виде изменяющегося в пределах 0—5 мА постоянного тока. Измерительные их части содержат измерительные преобразователи (датчики) изменений тепловых параметров в электрические сигналы
Информационное устройшво контроля Шиловых и механических параметров обеспечивает отображение информации для оператора, получающего более согни аналоговых и дискретных сигналов, и использование информации тля изменения заданий автоматическим регуляторам и логическому устройству по ходу процесса пуска.
Автоматическое управление пуском турбогенераторов АЭС производится с учетом особенностей технологии генерирования водяного пара, при которой используется насыщенный пар, производимый ядерным реактором. Поэтому пуск и нагруже-кве турбогенератора производятся при номинальном давлении и температуре насыщения пара воздействием па регулирующие клапаны турбины.
Это создает специфические тепловые и механические факторы, определяющие особенности автоматического управления пуском турбоагрегатов АЭС. Процесс автоматического пуска организуется по разомкнутой схеме программой, построенной на основе математического моделирования тепловых и механических процессов в турбине и соответствующих расчетов па ЭВМ. Однако при этом практически не реализуется оптимальный режим. Поэтому предпринимаются попытки повысить технико-экономические показатели, особенно на сталии постепенного нагружения турбины, автоматическим управлением по замкнутой схеме с отслеживанием разности температур но ширине фланцев цилиндров турбины как главного фактора. Типовая автоматика пуска, в частности, разработанная для Кольской АЭС [48 5], состоит из автоматических yci-ройств дискретного управления с временной последовательностью операций ирелтолчкового прогрева и начального разгона турбины до 1/3 номинальной частоты вращения, выдержки |урбипы при указанной частоте и дальнейшего разгона до номинальной частоты вращения, управляемого АРЧВ
САМОСИНХРОНИЗАЦИЯ ГИДРО1 ВИБРАТОРА
Включение гидрогенератора па параллельную pa6oiy с ЭЭС при ускоренном пуске — обычно по сигналу от противоаварийной автоматики (см рис. 48.1, а) — производится простым и быстрым (по сравнению с точной автоматической синхронизацией) способом самосинхронизации
При самосинхронизации выключатель синхронного геиераюра включается при невозбуждеп-ном его состоянии и близкой к синхронной (лс частоте вращения щр т е. при малом скольжении
s = (<ос - от, )/<»с = (0,03—0,05).	(48 I)
После гут же включаемого сигнальным контактом выключателя возбуждении renepaiop самостоятельно и быстро входит (втягивается) в синхронизм
В момент включения выключателя в обмотках статора ГГ возникает ток включения /В|С1С, ограниченный суммой сверхпереходпого сопротивления генератора xj > х" > х“ в зависимости от положения ротора и эквивалентного с (учетом параллельно работающих генераторов) сопрошвлеппя связи хсв эк с источником эквивалентной ЭДС /:’с ЭЭС:
7вклс = £с/(Аг +лсвэк)- (482)
Ток /В|О1С вызывает динамическое воздействие на обмотки и обусловливает возникновение ударного вращающего момента А/вкл с па валу гидроагрегата Вращающий момент асинхронный, его значение зависит от скольжения л н угла
21-760
642
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Рам, 41
включения 6ВКЛ между продольной осью ротора и магнитной осью вращающегося магнитного поля статора и имеет максимум при угле 8ВКЛ равном или кратном л /4 (48.1].
Однако укачанные воздействия на синхронный генератор менее интенсивны, чем при трехфазном коротком замыкании (КЗ) на его выводах, поскольку ток КЗ ограничивается только сверхпереходным сопротивлением xj, с учетом которого генератор рассчитывается по условиям механической прочности при его проектировании Поэтому самосинхронизация практически всегда допустима
Асинхронный вращающий момент создается трехфазпой системой токов частотой скольжения ыч = со. о»,, наведенных в проводящих частях ротора - магннтопроводе и успокоительных обмотках. Однофазный индуцированный гок в обмотке возбуждения ротора, замкнутой через специальный (гасительный) резистор для предотвращения разрушения изоляции обмотки, наводимой относительно высокой ЭДС, создает пульсирующий магнитный иоюк, который нс влияет па результирующий процесс самосинхронизации генератора. Направление зависящего от скольжения асинхронного вращающего момента Л/ас всегда уменьшает скольжение генератора при <иг < оэс момент Л/ас разгоняет генератор, а при <и, > wc отрицательный Л/ас снижает частоту его вращения. Поэтому асинхронный вращающий .момеиг быстро приближает частоту вращения (и к синхронной Установившееся скольжение .s'v определяется равенством Мас небольшому механическому моменту Л/м на валу генератора, развиваемому турбиной
Па вал генератора воздействует и реактивный вращающий момент Л/р, обусловленный явпопо-люсностыо ротора и напряжением б/шна шинах ГЭС и изменяющийся с двойной частотой скольжения
Л/ =	- sin2wv' (48-3)
₽	2XdXtl
В связи с малым механическим моментом Мм в течение периода скольжения турбины реактивный момент может дважды с равной вероятностью снизить частоту скольжения до со, = 0 и зафиксировать положение ротора — втянуть генератор в синхронизм при углах 6j ~ 0 или 82 ~ л. Второе из указанных положений ротора неустойчиво: при углах 8> л отрицательный синхронный электромагнитный момент Л/с, появляющийся после включения возбуждения генератора, ударно вытолкнет ротор на одно полюсное деление, что является дополнительным механическим воздействием иа вал энергоагрегата. 11оэтому возбуждение генератора включается (автоматом гашения поля) немедленно после его подклю
чения к шинам электростанции вспомогателышм (сигнальным) конт актом выключателя. После включения возбуждения генератор под воздействием нарастающего синхронного вращающего момента А/, втягивается в синхронизм при угле 8 = 0.
В относительно простых релейио-контактиш автоматических устройствах самосиихронизаша гидрогенераторов [48.1,48 2] используется измерительное реле разности частот (в последней микросхемной модификации серии РГР-11 (48 43]),функционирующее при остаточной ЭДС певозбуждев-ного генератора
ТОЧНАЯ АВТОМАТИЧЕСКАЯ СИНХРОНИЗАЦИЯ ГЕНЕРАТОРОВ
При точной синхронизации генератор включается в возбужденном состоянии при ЭДСхолостого хода Ег Спокойное (без динамических воздействий на обмотки и вал) и успешное включение синхронного генератора на параллельную работу обеспечивается при следующих условиях точной сив-хронпзацпи
равенство амплитуд ЭДС Ег и напряжения  па шинах электростанции (вторичных папряжевв! измерительных трансформаторов напряжения,установленных на выводах генератора и шинах электростанции);
близкая к синхронной шс час юга вращения генератора <ог,
совпадение по фазе ЭДС Et и напряжения (/ в момент включения (соединения контактов) bi-ключателя Q синхронного генератора.
Первое условие очевидно, и его выполнением вызывает затруднений. Второе ич них связаносве-нзбежпым при подготовке генератора к включению отличием частоты его вращения от синхронной, обусловливающим относительное вращение векторов Et х и (7Ш с разностью частота,. Третье условие строго не выполняется. Включен* генератора на параллельную работу практически всегда происходит при некотором угле сдвига фи 8ВКЛ между ЭДС Ег и напряжением Ц Даже» временные достаточно совершенные автоматические устройства точной синхронизации полнеем не исключают его. Поэтому синхронный генерии подвергается более или менее интенсивным дива мическнм воздействиям и при точной автомат™ ской синхронизации.
Напряжение Д(7, обусловленное углом81Ик равное при Ег = (7Ш = Е
&U= 2£sin(8BKJ1/2),
S48I]
АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПУСКОМ И ВКЛЮЧЕНИЕМ
643
вызывае! начальный периодический ток включения генератора
2Еsin(8 /2)
эк) = —------------' (48 4)
BhJl	Ст VI> JB*	V I v
r d + -TCB ЭК
Как и при самосинхронизации, ток /" оказывает динамическое воздействие на обмотки статора синхронного генератора. При этом возникает ударный электромагнитный синхронный вращающий момент на валу генератора, пропорциональный мощности, создаваемой активной составляющей 1ша тока включения.
Л/с ~ £'вкла = ^a^W2) =
»
=	-----s,,1(i>BKJi/2)cos(6iiEJI/2) =
Л/ + *св
/.2
= — sin8BKii-	(48.5)
ЛХ
Свободные апериодические токи в обмотках статора, создавая неподвижное в пространстве магнитное поле, взаимодействующее с магнитным полем вращающегося ротора, создают свободную затухающую составляющую электромагнитного момента, изменяющуюся в функции, в частности, косинуса угла вращения неявнополюспого турбогенератора 8Г = со,./, пропорциональную при неучете затухания
A/cb~-|(2£2s1h(6b1o]/2))/x"| х
х cos(corz + (5Blcq/2)).	(48.6)
Опасным для генератора является максимальный результирующий вращающий момент Мв п = = М. + Л/__т„, наступающий при угле включения 8.„. = 2л/3 и о). /= п - (8„кп/2) [48.1] Поэтому он ограничивается максимально допустимым значением _ maY . Соответственно максимально до-пустимым значением ограничивается при расчете параметров настройки автоматических синхроии-иторов и ток включения I” .
Максимально допустимый угол включения 611и|д определяется разностью угла 8р поворота вектора Е{ за время от момента подачи управляющего воздействия УВ (рис 48 2) на включение выключателя Q да момента замыкания его контактов и угла опережения 80П —угла сдвига фаз между Ег и (7 в момент выдачи У В	=6_ -8,,.,. При относи-
HKJl Ji р Oil 1
тельных (по отношению к поминальному) значениях £г, = Е", = E^t = I согласно [48 6 и 48 1,
/в'кп л “ бвкл л/(АД + хсв ж) =
= ЛЛ„ах;/2 = О.55/(х';,7л/).	(48.7)
где Аду— коэффициент запаса по электромагнитному моменту.
Рекомендуется [48 || .тля генераторов с x'j > > 0,275 принимать к^ = 2, которому соответствует 1	= 0,275 /х", < 1 , а для генераторов с
BKJ1 Д	Ci
0,275 принимать /вклд = I Допустимые углы ошибки синхронизации соответственно равны
8BKnA = °.275<<; + \-B ,к)/</;
(48 8)
8вкл л *' d + Лсв ж.
Допустимая час ю га скольжения <о,|Пачд ограничивается или техническими возможностями автоматического устройства точной синхронизации (АУТС) или условием усгойчивостн синхронизации, т.е. сохранением синхронною вращения генератора после его включения.
АВТОМАТИЧЕСКИЕ УС ( РОЙС I ВА ТОЧКОЙ СИНХРОНИЗАЦИИ
Указанные три условия точной синхронизации обеспечиваются тремя частями АУ ГС, называемыми соответственно: устройством уравнивания амплитуд напряжений УУА устройством управления частотой скольжения УУЧС и автоматическим синхронизатором АС (см рис. 48.2).
Рис. 48.2. Функциональная схема авюмагячсско-го устройства iочной синхронизации
644
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 41
§48.1]
Автоматический синхронизатор обеспечивает выполнение наиболее ответственной операции точной синхронизации по обеспечению практического совпадения по фазе ЭДС генератора и напряжения на шипах электростанции в момент включения выключателя генератора. Он выдает управляющее воздействие на включение привода выключателя с опережением момента времени совпадения находящихся в относительном вращении векторов Ег п (7Ш,
т.е. при наличии между ними уменьшающегося угла сдвига по фазе — угла 8О|| опережения.
Появившиеся исторически первыми автоматические синхронизаторы определяли заданный неизменный угол опережения и назывались автоматическими синхронизаторами с постоянным углом <5ОП опережения (СПУО). Однако угол опережения 81Ш = zBKJ1 при постоянном времени включения выключателя Z должен быть переменным, зависящим от o>s
Более совершенные автоматические синхронизаторы с постоянным временем опережения входят в состав широко распространенных на электрических станциях автоматических устройств точной синхронизации типов АСТ-4 и УБАС [48.1]
Однако они имеют ограниченный условием tg(80n /2) ~ 60п /2 максимально допустимый угол опережения 8„n„,„v „ < л/3 и соответственно ог-рапичинную частоту скольжения соппахд < < бов max д/ 'вкл > в частности при ZB1OI = 0,5 с не превышающую Щд тах д - 2 рад/с.
Современные автоматические синхронизаторы представляют собой специализированные аналоговое и цифровые вычислительные устройства, определяющие необходимый отменяющийся угол опережения 8оп(о\) в предположении равноускоренного или равиозамедлеппого вращения синхронного генератора, т е при постоянном ускорении ст, ротора генератора:
боп =w.v0'on +"s('on/2)-	(48.9)
Общее условие срабатывания синхронизаторов
8 + 80п=2л	(48.10)
или с учетом (48 9)
•>	2 2
8 + (d8/d Z)ZO|| + | (d“8/dr )Zon/2| = 2л. (48.11)
Автоматические синхронизаторы содержат: измерительный орган угла опережения ИОУО, вычисляющий угол опережения согласно (48.9) и формирующий дискретный потенциальный сигнал (7В на включение выключателя О синхронного генератора; измерительные органы скольжения ИОС —
разности частот и ИОА — разности амплитуд генератора £, и напряжения (7Ш па шинах электростанции, формирующие сигналы информации о скольжении и о разности амплитуд Ц и Um
Важной особенностью таких синхронизатор»' является ограничение угловой скорости сколь» ния максимально допустимой о»1Д в момент включения выключателя Для этого контролируете!) максимально допустимый угол опережения,вычисляемый по угловой скорости скольжения в монет срабатывания синхронизатора <oxq и ускорен» вращения генератора
%д = <W>0 + "s'oJ-
^опд — ^д'оп-'М'о/2)'
(4812)
Рис.
В измерительном органе амплитуд ИОАабсолютное значение |Д(7,„| разности амплитуд фор-мируется па выходе аналогового или цифровою элемента сравнения релейный компаратор сралн» ваег его с установленным (± Д(7шу).
Дискретные 11О1снцпальныс сигналы 1/т,(/,в (7В поступают в логическую часть ЛЧ синхронию-торов, которая разрешает или запрещает формирование управляющего воздействия УВ на включай выключателя.
Устройство уравнивания амплитуд УУА воздействует па элемент изменения предписанного и-пряжения генератора — уставки ЭИУ его автомат» ческого регулятора возбуждения АРВ.
Устройство управления частотой сколыкенм УУЧС (для подгонки частоты вращения и сколь» ния генератора до некоторого установленногозн» чення | ± о\ | у А 0), воздействует на АРЧВтурбины через его задающий элемент — механизм изменения частоты вращения МИЧ.
АНАЛОГОВЫЙ АВТОМАТИЧЕСКИЙ СИНХРОНИЗАТОР С ВЫЧИСЛЯЕМЫМ УГЛОМ ОПЕРЕЖЕНИЯ
Автоматический синхронизатор с вычислимым углом опережения типа CA-I выполняется и интегральных микросхемах и состоит из нескольких конструктивных блоков, соответствующих от-1 дельным платам печатного монтажа его функциональных частей. Полные принципиальные схеыы блоков приведены в [48.6].
Измерительный оряаи угла опережевп ИОУО содержит времяимпульспый измерительный преобразователь ВИП (рнс. 48 3) углабсда га фаз между напряжениями (/ на шинах эле»
Рис.
§48.1]
АВТОМА ТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПУСКОМ И ВКЛЮЧЕНИЕМ
645
Рис. 48.3. Функциональная схема аналогового ав-Т0МЯ1 нческого cinixpoinriaiopa
тростанции и U синхронного генератора в постоянную составляющую напряжения (7g, пропорциональную углу 5, два дифференциатора DADI и DAD2\ сумматора DAIVI и компаратор DAE1. Формируются прямоугольные импульсы напряжения (/ф (рис. 48 4. а) длительностью, равной времени несовпадения по знаку мгновенных напряжений Тф = /11СП, из которых ФПЧ выделяет постоянную составляющую (7g
Минимальное напряжение (при углах 5= 2 пл ) (/go = 0,5 В, а максимальное (при углах 5 = пл) — 10.5 В
Активный дифференциатор DAD1 па интегральном операционном усили|еле (ИОУ) при инвертирующем включении формирует стлал в виде напряжения (/g = -Т} dll§/dt, моделнруюше|о
Рис.48.4. Графики, иллюстрирующие формирование сигнала по углу сдвига фат (я) и других сигналов {б) измерительным органом угла опережения
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
646
производную угла 5 сдвига фаз — частоту скольжения синхронного генератора со, Напряжение на выходе второго аналогичного активного дифференциатора DAD2 отображает ускорение я, вращения
2	2
гидро-или турбогенератора (7 g = Т^с/ U^/dt
Компаратор DAE сравнивает напряжение на выходе сумматора
U6 + [d2 (76/d t1)] Г, Г2 + L(d L/6 / dr)] 7, с напряжением (7g0 согласно общему условию (48 11) срабатывания синхронизатора
В момент их равенства он выдает дискретный (единичный) сигнал UB (см. рис. 48 4, б), по которому при удовлетворении всех условий точной синхронизации формируется управляющее воздействие на включение привода выключателя с опережением момента времени его включения (соединения силовых контактов) с вычисленным углом опережения 8О[|
Измерительный орган содержит активный выпрямитель напряжения (7g, выходное напряжение (7tl) которого отображает абсолютное значение угловой частоты скольжения |±со, |
Измерительный орган разности амплитуд ИОЛ содержит диодный элемент сравнения амплитуд напряжений (7Ш и Ur в виде двух выпрямителей I'Sl, 2, (см рис. 48 3) простейшие ЛС-частот-пые филыры, выделяющие постоянные составляющие выпрямленных напряжений и их разности + EUm Реленность действия измерительного органа обеспечивается двумя компараторами DAE3.4. выполненными на ИОУ (при инвертирующем п дифференциальном включениях), которые сравнивают возможные разнополярные напряжения ± Д(7т, пропорциональные разностям амплитуд Д(7т = Umul - Umr,c установленным значением их разности Д(7„,у [48 7].
Измерительный орган скольжении НОС. На его входы поступают сигналы с выхода измерительного органа угла опережения в виде напряжений f/g, (7Ш и (7 g (рис 48.4, а)
Компаратор DAE2 (см рис 48.3) сравнивает напряжение на выходе сумматора DAIV2 с установленным напряжением (7 - (7g	, моделирую-
ori max д
щнм максимально допустимый угол опережения, и реализует соотношения (48.12). те контролирует максимально допустимое скольжение в момент включения выключателя
Логическая часть синхронизатора обеспечивает его действие па включение выключателя генератора (сшпал (7В) при наличии разрешающего спг-
[Разл 41
нала (7, и отсутствии запрещающих сигналов Кж i (7gnp, ограничивающего угол опережения = 2п/3 (см. рис. 48.3 и 48 4,6).
Логическая часть выполняет функции дали стики автоматического синхронизатора и индикации ее результатов [48.6].
Автоматическое устройство управлеии частотой скольжении яеиератора (УУЧС) под-держпвает частоту скольжения ш, в некоторой диапазоне между установленной и донустимойчк-тотами скольжения и производит ее подгонку установленному значению о»1у Оно представляет собой по существу автоматический реяуляторчастоты скольжения [48 6]
В связи с инерционностью процесса изменения частоты вращения турбины устройствови-действует на изменения впуска в нее энерготюсД ля кратковременно в начале каждого периода скольжения и лишь при конечной разности |Ati),|* = 10)v -со,у|, те является регулятором импульсного действия (см § 48 2) с зоной нечувствительности | До, 111Ч
МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ АВТОМАТИЧЕСКИЕ СИНХРОНИЗАТОРЫ
Разработанные [48 8, 48 9] цифровые автомата-ческие синхронизаторы типа АС-М и «Спринт»и-полняют все три основные функции АУТС с выдачей через дисплей (АС-М) или алфавитно-цфт-j вой индикатор («Спринг») информации о состоя-пии автоматического устройства н синхроиизтЛ мото генератора и производят контроль и диагно-1 стику исправности его элементов и анализ достоверности выдаваемой информации, что является нт важным достоинством
Функциональные схемы. Основная —вычислительная функциональная часть ВЧ синхронна-торов реализована на одной (поскольку онирабоп-ют эпизодически и кратковременно) микроЭВМ у АС-М — на однокристальной ОЭВМ стактояшц генератором частотой II МГц, стабилизируемо» внешним кварцевым резонатором КР, и регистр! ми адреса РА и данных РД (рис 48 5,а), а у синхронизатора «Спринт» — на микронроцессореШ с контроллером прерывания КП, таймером Т я оперативным ОЗУ и постоянным ПЗУ заломит» щимн устройствами (рис 48 5.6) Вычислишь-ная часть выполняет цифровое измерителытоевро образование амплитуд и частот напряжения генератора (7, и напряжения (7 па птицах злепро-i станции (см рис 48 2), утла 5 сдвига фаз между ними и вычисляет их разности н угол 80п опере» ния синхронизатора по уравнению (48.9) вран»
$48 I]
АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПУСКОМ И ВКЛЮЧЕНИЕМ
647
6)
Рис.48.5. Укрупненные функциональные схемы цифровых синхронизаторов АС М (л) зз «6 принт» (б)
ния генератора при его подготовке к включению на параллельную работу
Управление микроЭВМ производится измерительно-преобразовательной частью ИПЧ, выполняющей предварительную обработку аналоговых входных сигналов — вторичных (па выходах TV2, ТУЗ) напряжения генератора (7Г и напряжения (/ш пашинах электростанции с изменяющимися информационными параметрами' амплитудой, частотой и фазой ИПЧ содержит вторичные аналоговые измерительные преобразователи ИПН амплитуд 1/г и 1/ш в непрерывные сигналы, аналого-дискретные преобразователи АДП формирующие сигналы прерываний, аналого-цифровой интегральный преобра
зователь АЦП с коммутатором входных аналоговых сигналов — мульгизз зсксор от МПЛ, регистр РДС входных дискретных (лот ззческих) сш налов, задающие элементы ЗЭ настройки синхронизаторов, формирователи тестового сигнала ФТС и элемент начальной установки ЭПУ синхронизатора
В исполнительную часть ИЧ синхронизаторов входят комплект электромагнитных выходных реле КВР на герконах и логический элемент DX (ЗАПРЕТ) для недопущения включения зеззератора при 50п > 2л/3 ззлзз > 5 Гн (см рис. 48 5,«) К ней относятся зз элемезз гы отображения информации. цифроаналоговый преобразователз> ЦАП, ал-
648
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 41
фавиню-цифровой индикатора ЦИ угла 5 сдвига фаз между U и (7Ш , табло светодиодных индикаторов СИ, дисплеи АД, осциллограф О, и клавиатура КЛ диалогового режима (см рнс. 48.5, б).
Измерительно-преобразовательная и исполнительная части связаны с вычислительной частью ВЧ шипами адреса IIIА и данных ШД и содержат обязательные для микропроцессорных устройств тлементы их гальванического отделения (развязки) ЭГР от вычислительной части Такими элементами в цепях дискретных сигналов служат герконы, подключаемые к отдельному источнику питания
В цепях аналоговых сит налов применяются или он гот ран знсгорпые усилители с он тропными парами (излучающим и фотодиодом), или оптоэлектронные тлементы па двух интегральных операционных усилителях
Действие синхронизаторов. Как указывалось, вычислительная часть синхронизатора функционирует па основе времянмпульсиою преобразования угла сдвша фаз В синхронизаторе «Спринт» применяется ВИП, апало! нчиын используемому в аналоговом CA-I [48.6], с выходным напряжением (7ф (см рис 48 4, я) В АС-М применяется цифровой ВИП на вычитающем (сканируемом) счетчике импульсов тактовой частоты (таймере микроЭВМ), который периодически после каждого его обнуления полностью заполняется Длительности периодов напряжений генератора н па шинах элек|ро-станцпи. необходимые для вычисления их частот и частоты скольжения, и время несовпадения их мгновенных значений по знаку, пропорциональное углу 6 сдвига фаз. фиксируются считыванием кодов таймера в моменты переходов и напряженийиг и нш через нулевые мгновенные значения. Считывание производится воздействием па входы прерывания INTO и INTI (см рис. 48.5. а) микроЭВМ прямоугольных импульсов (7КГ и (7К1|| (рис. 48 6), формируемых аналого-дискретными преобразователями напряжений ттг и uf|l соответственно
Текущие коды Nr и фиксируются в моменты времени исчезновения напряжений Ск г и (7К ш Их разнос 1ь А, -Л'ш определяет код Л'б угла сдвига фаз 5, а числа, обратно пропорциональные разностям кодов, зафиксированных в текущем и предыдущем периодах, — частоты ЭДС генератора Кшг и напряжения электростанции Квш Очевидно, что разнос1ь указанных чисел отображает часюгу скольжения генератора в виде двоичного кода КШЛ.
В зависимости от результатов вычислений синхронизаторы формируют времяпмпульспые управляющие воздействия па задающие элементы автоматических регуляторов возбуждения (АС-М) АРВ и частоты вращения АРЧВ генератора (оба синхрони-
Рпс. 48.6. Временные з рафики, пллюсгрируюик дейезвие измерзне-льиой чаезн цифрового синхро пи затора
затора). Если разности амплшуди частот большею-пуешмых |± Д(7„, | > Д(/,ид и |± оз, | > (о1Д, то видаются первые импульсы воздействия ограниченном установленной длительности д|я соответствующего изменения амплитуды и частоты ЭДС синхронного renepaiopa По мере уменьшений Д(7/н и оз, вычислительной частью рассчитывают уменьшающиеся длительности 7И импульсов воздействий по линейной зависимости 7„ от разноси ист инной и установленной час гот скольжения пре постоянной длительности Тп паузы между нимви заданном козффицненте пропорциональное^ (подстройки изменения частоты)
В синхронизаторах принята установленная (оптимальная) частота скольжения |оэ1у | = |ш5ГМ(т + 4mm I 72 11 Ч max75 = Чmm IIocJle УИаноЛ пня to, =со,у nbUm < Д(7И|Д управляющие воздействия прекращаются и синхронизатор переходи к программе вычисления угла опережения по» коиу (48 9) п при удовлетворении условия (4811) формирует импульсное управляющее воздействие, достаточное для включения выключателя} синхронного генератора
§ 48 2] АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ 649
СИНХРОННЫХ ГЕЙЕРА ТОРОВ
Микропроцессорные синхронизаторы производят самодиагностику и выполняют сервисные функции
выводят на жран АЦИ параметры настройки, результаты измерительного преобразования и значения угла опережения, а на экран осциллографа, подключенного через ЦАП, — графики процессов измерений разностей амплитуд и частот, угла сдвига фаз, управляющих воздействий на АРВ и АРВЧ и выходного управляющего воздействия.
Особенности синхронизатора «Спринт». Синхронизатор управляется четырьмя клавишами КЛ(рис 48.5,6), устанавливающими режимы
УСТАВКИ, в котором производится настройка синхронизатора;
КОНТРОЛЬ — все сигналы, поступающие па вход синхронизатора, отображаются на алфавитно-цифровом индикаторе АЦП;
РАБОТА — проводится синхронизация генератора,
ПРОСМОТР, позволяющий просмотреть зафиксированные в памяти микропроцессора результаты 10 последних выполненных процессов синхронизации
48.2. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ И АКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
НАЗНАЧЕНИЕ, ОСОБЕННОСТИ И АЛГОРИТМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
Частота вращения гидравлической или тепловой турбины определяет частоту синусоидального напряжения синхронного генератора как важнейший показатель качества вырабатываемой им электрической энергии. По требованиям ГОСТ на нормы качества электроэнергии частота должна быть высокостабилыюй: допустимые ее отклонения от номинальной промышленной /ном = 50 Гц не должны превышать ±0,1 Гц. Автоматическое управление частотой напряжения генератора осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения гидравлических и паровых турбин
Основная задача автоматического управления активной мощностью — обеспечить выработку и передачу электроэнергии при наименьшем удельном расходе воды или топлива. Опа решается оптимизацией режимов работы гидро- и турбогенераторов и электрических станции по акт йеной мощности
Изменения нагрузки ЭЭС нарушают оптимальные технико-экономические показатели режима работы параллельно и синхронно работающих нагруженных генераторов Полому необходимо автоматическое управление их нагрузкой с помощью автоматических регуляторов активной мощности (АРАМ) АРЧВ турбин и АРАМ синхронных гене
раторов функционируют совместно, образуя с гидро- или турбоагрегазамн автоматические системы регулирования частоты и мощности (АСРЧМ) энергоагрегата Обычно АРАМ воздействует на задающий (установочный) элемент АРЧВ
Взаимодействие АРЧВ с АРАМ гидравлических и паровых турбин существенно различно, ввиду подвижности (мобильности) первых и чрезвычайной инерционности, обусловленной технологией подготовки пара, вторых ['luipoarpei агы могут изменять свою нагрузку быст ро и в полном диапазоне от холостого хода до номинальной Нагружение теплового энергоагрегата происходит дзжтелыю и при автоматическом управлении; снижение мощности паровой турбины ограш1чпвае1ся технологическим минимумом производительности парогенератора Дискретное уменьшение акц|виой нагрузки синхронного генератора безболезненно для пщрав-лическпх и весьма опасно для паровых турбин
Поэтому особенностью АСРЧМ эпергоатрегата является функционирование в одном из двух режимов
автоматическою редуцирования часготы вращения ГНДрО|урб|Ш С ДОНОЛНИТСЛЬпЫМ ВОЗДСПС1ВИ-ем па мощность гидрогенераторов,
автоматического регулирования активной мощности турбогенераторов с дополнительным воздействием на частоту вращения паровых турбин
Особенпос1И алгоршмов АСРЧМ в этих двух режимах обусловливаются различным поведением турбины синхронного генератора как регулируемого объекта при механическом переходном процессе пуска турбина описывается передаючной функцией интегрирующею звена, а при электромеханическом переходном процессе в нагруженных гидро- или турбогенераторе — передаточной функцией апериодического звена [48.1]
Алгоритм регулирования и формирование управляющего воздейшвия завися! о г динамических свойств исполни гельного элемента (механизма) регулятора. В АРЧВ применяются исполнительный механизм с i идравлическим (масляным) двнгагелем или с гидравлическим усилителем, который воздействует на турбину непрерывно
Исполнительным элементом АРАМ являегея электрический двигатель установочного элемента АРЧВ. Особенностью элекгродвшателыюго исполнительного механизма является постоянная скорость его движения, при которой практическая реализация алгоритмов авгоматпческого регулирования возможна только при дискретном времяим-пульсном воздействии иа злекэродвигате >ь — его периодическом включении на время, уменьшающееся по мерс приближения мощности синхронного генератора к предписанной
При гидравлическом усилителе, замещаемом апериодическим структурным звеном с /э-переда-
650
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд. 41
точной функцией Н(р)~ 1 /(рТа+ 1), реализуем любой и г алгоритмов непрерывного регулирования [48.1,48 10]. Гидравлический двигатель, движение которого описывается передаточной функцией интегрирующего звена Н(р) ~ 1 /рТп , ограничивает регулирование только пропорционально-интегральным (ПИ) или пропорциопально-интеграль-но-дифференциальным (ПИД) алгоритмами непрерывною регулирования
Указанными (ПИ и ПИД) алгоритмами ограничивается и функционирование автоматических регуляторов дискретного действия (позиционных) с хлектродвнгагельным исполнительным механизмом Устойчивое функционирование позиционного регулятора возможно только при динамических свойствах релейного усилителя-преобразователя. характерных для типового интегрирующего структурного звена Достаточное для практики приближение к передаточной функции интегрирующего звена достигается охватом релейного усилителя-преобразователя функциональной отрицательной обратной связью, реализуемой апериодическим звеном [48.10].
Алгоритм автоматического регулирования формируется двумя способами параллельным и последовательным соединением структурных звеньев в цепи прямой связи [48.1 ], охватом последовательно соединенных звеньев функциональной, т.е содержащей одно из типовых структурных звеньев, местной отрицательной обратной связью [48.10].
Однако оказывается, что при интегрирующем исполни тельном механизме структурная схема АСРЧМ, формируемая по первому способу, получается с двумя последовательно соединенными интегрирующими звеньями, что означает ее структурную неустойчивость |48 1] Поэтому алгориз мы автоматического регулирования частоты вращения турбин и мощности синхронных генераторов при интегрирующих исполнительных механизмах формируются исключительно по второму способ), ге охватом функциональной образной связью исполнительного н других последова1сльно с ним соединенных элементов автоматических регуляторов При этом динамические свойства исполнительного элемента не влияют иа алгоритм автоматического регулирования' второй способ формирования алгоритма и синтеза структурной схемы автоматической системы регулирования частоты вращения (АСРЧВ) универсален Если функциональная отрицательная обратная связь охватывает практически весь регулятор с передаточной функцией /7р(р), то алгоритм автоматического регулирования — передаточная функция Н3(р) в замкнутом состоянии при обычно достаточно высоком коэффициенте усиления сигналов регулятором определяется пе
редаточной функцией Woc(p) структурногозвеи, реализующего обратную связь [48 7, 48 10]
ПЛр)	1
Н(р) = ------------— = ——(48.13)
3	1+/7р(р)//ос(р) НОС(Р)
Если функциональная обратная связь жестки Нхос(.р) = ^ос- то получается алгоритм пропорционального регулирования, а регулятор — статический пропорционального действия (П-регулятор).
При гибкой функциональной обратной связи, реализуемой реальным дифференцирующим звеном с передаточной функцией //ос(р) =
РТос' (РТос + 1 > согласно |48 13] и с учетом коэффициента передачи Аи п и постоянной времени Ти п измерительного преобразователя частоты ни мощности получается астатп теский (мнимостатический) ПИ-рсгулягор с передаточной функцией
При переходном процессе регулятор функционирует аналогично статическому, но установи-шийся режим наступает после полного восстановления частоты или наступлению равенства мощности ее заданному (предписанному) значению.
АВТОМАТИЧ1 СКИ1 РЕГУЛЯТОРЫ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ
В связи с указанными различными режимам» работы и участием гидро- и турбогенератороввав-тематическом регулировании частоты и активной мощности АРЧВ гидрогенераторов функционируют как астатические ПИ-регуляторы, а турбогенераторов — как статические П-регулягоры Автоматические регуляторы частоты вращения гидравлических турбин выполняются как ыектрогидраш-ческие (с гидравлическим исполнительным механизмом) На тепловых турбинах применяются исключительно гидродинамические АРЧВ
АРЧВ турбогенераторов. Гидробинамичеаш АРЧВ паровых турбин ТЭС выпускается для турбогенераторов мощностью от 200 до 1200 МВт Он выполнен гга унифицированных гидродинамических функциональных элементах' центробежном измерительном преобразователе частоты врашеии в давление масла, гидромеханическом элеменп сравнения давлений, усилителе в виде гидравличе-i ского двигателя двустороннего действия, охваченного местной жесткой отрицательной обратной связью, >г наименее инерционном исполнительном механизме в виде гидравлического усилителя одно
§ 48 21 АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ 651
СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
стороннего действия. Динамические свойства таких элементов описываются передаточными функциями апериодических звеньев, различающихся только постоянными времени Автоматический рс-г)лятор статический пропорционального действия
Регулятор имеет так называемый механизм управления турбиной (МУТ) - задающий элемент установки предписанной частоты вращения Его электродвигатель является исполнительным механизмом автоматического регулятора мощности
Гидродинамический АРЧВ паровых турбин ЛЭС обладает особенностями, связанными с работой турбины на насыщенном (влажном) паре Применяется более динамичный измерительный преобразователь частоты вращения, в частности, лучше приспособленный к изменяющейся по временной программе частоте вращения при пуске турбогенератора Повышено быстродействие гидродинамических элементов АРЧВ из-за значительной инерционности турбины, обусловленной аккумулируемой влажным паром тепловой энергией, способной быстро разгонять турбину при скачкообразных уменьшениях (сбросах) ее мощности. Упрощенная схема гидродинамического АРЧВ турбоге
нератора мощностью 500 МВт АЭС |48 2] содержит измерительный преобразователь частоты вращения в виде центробежного масляного насоса, расположенного па валу турбины развиваемое им давление масла определяется частотой вращения
Элементом сравнения служит т идродинампче-ское поршневое устройство одностороннего действия с пружиной с изменяемым натяжением Снижение инерционности гидравлического усилителя достигнуто применением дроссельных золотников
Разработай и совершенствуется элекгрогндрав-лический АРЧВ [48 2|, который органически входит в состав АСУ турбогенератором АЭС
Регуляторы час го ты вращения гидрогенераторов. Электрогидравлпческис АРЧВ состоят из двух частей электрического регулятора частоты и гидравлической исполнительной части, связанной с регулятором электрогидравлическим преобразователем (ЭГП) его выходного гока в механическое воздейст вне на т идротурбину
Совместно с регулируемой турбиной I регуляторы образуют замкнутую главной отрицательной обратной связью Г'ООС автоматическую систему регулирования частоты вращения (рис 48 7)
гоос
Рис. 48.7. Структурные схемы АСРЧВ с ПИ и ПИД электрогидравлнческимн регуляторами (а и б соответственно)
548.2] А.
652 АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ[Разд «
По алгоритмам функционирования, способам формирования и техническому исполнению различаются два основных вида элекгрогидравлических регуляторов (ЭГР) частоты:
ПИ-регулятор (рис. 48.7,а) с функциональной обратной связью ФОС, выполняемый на магнитных ЭГР-М или транзисторных ЭГР-IT усилителях,
ПИД-регулятор с формированием алгоритма электрической частью ЭГР, выполняемый на интегральных микросхемах типа ЭГР-2И.
Структурная схема АСРЧВ с ПИ-регулятором содержит
апериодические звенья, замещающие измерительный орган частоты ПОЧ, усилитель У, электро-гидравлический преобразователь ЭГП, задающий (установочный) элемент активной мощности Р — механизм изменения мощности МИМ и турбину Т в нагрузочном режиме;
интегрирующие звенья, описывающие динамические свойства исполнительного гидравлического механизма ИМ и турбины при холостом ходе.
безынерционные звенья измерительного генератора ИГ и жесткой функциональной отрицательной обратной связи;
реальное дифференцирующее звено гибкой функциональной обратной связи с обозначенными на рис. 48 7, а передаточными функциями.
Структурная схема АСРЧВ (рис. 48.7,б) с регулятором ЭГР-2И содержит схему собственно автоматического регулятора АР и схему электро гидравлической исполнительной части (установки) ГИУ, представляющей собой, благодаря главной (для нее) жесткой отрицательной обратной связи ГООСГ, замкнутое автоматическое следящее за выходным током /р(р) регулятора на входе ЭГП устройство: ток /р(р) задает предписанное для следящего устройства значение регулирующего воздействия.
ПИ-составляющая алгоритма регулирования формируется функциональной отрицательной обратной связью, охватывающей только электронный интегрирующий усилитель ЭИ У. Обратная связь переключаемая (см контакты KI, К2 на рис 48.7,ц). при гибкой связи, реализуемой реальным дифференцирующим звеном <рТос !(рТос+ 1)), регулятор астатический; при жесткой, реализуемой безынерционным звеном А'ос, — статический, а при комбинированной обратной связи регулятор функционирует как статический с интенсивным затуханием переходного процесса.
Про1юрциалыю-иитегрально-дифференциаль-иый алгоритм автоматического регулирования в целом обеспечивается параллельным подключением электронного дифференциатора ЭД на входе электрического регулятора.
Указанные два вида автоматических регуж ров с ПИ- н ПИД-алгоритмамн различаются иэли-трическими измерительными преобразователи! частоты ИПЧ напряжения гидрогенератора[481|
ПИД-электрогидрав.дическии регулятор чайоты вращения гидрогенераторов на ин егральнш микросхемах типа ЭГР-2И (рнс. 48.8) содержит-тегрируюпшй измерительный преобразовали частоты напряжения генератора Ur = ty в электрический сигнал в виде изменяющегося напряжена постоянного тока [48.13]. Он выполнен на двум-теграторах DAJI, DAJ2, управляемых парафазия»! напряжениями (7у1, (7у2 с прямоугольной формой кривой па выходах аналого-дискретного преобра-зонагеля синусоидального напряжения синхронно-го генератора АДП [48.7]. Постоянное напряжение Uq ипгегрируе гея в течение каждого из пилуперио-дов напряжения Uj. Например, в положительна! период, в течение которого напряжение Jy\ надо-жнтслыю. a Uyi 01рица1слыю, работает интор!-тор DAJI: транзистор ГТ1 закрыт, а 472 открыт,ц 01ршипельный полупериод — интегратор М! Напряжение на выходе ИПЧ линейно нарасп-ei с нуля в каждый полунернод, и его постолнна составляющая пропорциональна длительное™ периода промышленной частоты, т е. обратно пропорциональна час готе.
Элемент сравнения непрерывного действия ЭСНД, выполняющий и функцию фильтра нижи частот, выделяет постоянную составляющую нт пряжения и сопоставляет ее с установлении напряжением U^y, поступающим oi МИЧ. Выходное напряжение (70и измерительного органа частоты ИОЧ изменяется по абсолютному значениюипо знаку в зависимости от снижения пли повышена относительно предписанной частоты напряжени синхронного генератора Су, т е частоты вращенш гидрогенератора.
Элемент задания уставки регулятора по частоте МИЧ выполнен в виде сиециалцзированит элемента длительной аналоговой намята, показ» ного условно в виде шггеграгора DAJ3 управляющего сигнала Uy ,, и запоминающего конденсатор! С. Реально применяется типоной uniei рирующи) электро двигательный задающий элемент с нн-пульсным управлением, входящий в состав агреп-тированного комплекса электрических средств регулирования (АКЭСР-2) в микросхемном исполнении (см. рис. 48.9) [48.10]
В измерительную часть ЭГР-2И входит, ни указывалось, активный (близкий к идеальному) дифференциатор ИД выходного напряжения Ц,
О
Гр с S
5
§ 48 2] АВТО МА ГПЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ И АКТИВНОЙ МОЩПО< ТИ	653
СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
Рис. 48.8. Функциональная схема роулятора ЭГР-2И
654
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд. 4!
измерительного органа частоты, формирующий дифференциальную составляющую алгоритма автоматического регулирования. Его выходной сигнал, отображающий производную частоты, как н сигнал ИОЧ, поступает на суммирующий интегрирующий усилитель СИУ. На другие его входы приходят сигналы функциональной обратной связи, жесткой ЖОС п гибкой ГОС, выполненной в виде реального дифференциатора РД Функциональная обратная связь охватывает юлько указанный усилитель СИУ и определяет ПИ-составляющую алгоритма автоматического регулирования. Взаимодействующие описанные функциональные элементы и образуют электрический собственно автоматический регулятор частоты.
Элсктрогидравлическое исполнительное устройство ГПУ состоит из усилителя УС, суммирующего регулирующее воздействие АР — юк /р и воздействия в виде юков /м, 1О с от МИМ и ог цепи главной (для ГИУ) отрицательной обратной связи ГООСГ Источником сигнала обратной связи служит поворотный трансформатор ПТ, установленный на выходе гидравлического исполнительного механизма ИМ, и сочлененный с валом направляющего аппарата турбины. Переменное напряжение трансформатора, изменяющееся по абсолютному значению в функции угла поворота направляющего аппарата, выпрямителем VD преобразуется в постоянное напряжение, возбуждающее зок /ос. Элекгрогидравлический преобразователь ЭГП, как указывалось, связывает электрическую и гидравлическую части регулятора.
Электрогидравлические регуляторы имеют независимые устройства изменения установленных частоты и мощности с входными напряжениями Uy ч и Uy м — механизмы изменения частоты МИЧ и мощности МИМ.
В регуляторе ЭГР-2И воздействие /м на изменение мощности вводится непосредственно в ЭГП, обеспечивающий быстродействующую его реализацию.
АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Автоматические регуляторы активной мощности (АРАМ) синхронных генераторов являются электрическими регуляторами, следящими за изменяющейся предписанной общест акционной АСРЧМ мощностью Они функционируют по интегральному алгоритму обеспечивают астатиче-ское регулирование и воздействуют на АРЧВ через
задающие их элементы — механизмы управлени турбиной МУТ или изменения мощности МИМ.
Поскольку изменение состояний МУТ и МИМ производи гея электродвигателями — исполя-тельными механизмами с постоянной скоро™ движения, то АРАМ выполпяююя как позиции-ные (импульсные) регуляторы. Как указывала, только при времяимпульспом воздействии иазтег тродвигазель и только при охвате релейного усилителя регулятора функциональной обратнойсм-зыо, реализуемой апериодическим элементом, обеспечивается формирование интегральногоы-горитма регулирования.
Автоматическое управление мощностью пиро- и турбогенераторов осуществляется по-разио-му, поскольку гидрогенераторы имеют астатиче-. ские АРЧВ и, как правило, одинаковы потехпию-экономическим показателям, а турбогенератора имеют статические АРЧВ п обычно различишь рактерпстики относигелыюго прироста расхоти условного топлива Но астатические АРЧВ принципиально не могут обеспечить распределением-грузки электростанции между параллельно работающими синхронными генераторами. Поэтому автоматическое управление мощностью гидрогенераторов с астатическими АРЧВ сводится к равномерной их загрузке и реализуйся автоматическими устройствами распределения активно! мощности УРАМ [48 1]
На турбогенераторах устанавливаются индаи-дуальпые автоматические регуляторы мощности, обеспечивающие их загрузку предписанной мощностью, задаваемой общее ганционпой АСРЧМ
Особенностью управления мощностью турбогенераторов является ее кратковременное (им-иульсное) снижение в аварийных режимах в цени предотвращения нарушения динамической устойчивости параллельной работы электростанцииt ЭЭС Поэтому современные мощные турбогенераторы оборудуются двумя ав соматическими регуляторами: — АРАМ, функционирующим в нормальных режимах, и быстродействующим регуляторе^ мощности БАРМ, функционирующим кратковро-1 менпо в аварийных режимах и осуществляющим! длительное, ограниченное технологическими особенностями тепловых энерюблоков снижением-работки ими электроэнергии для предотнратенш нарушения статической устойчивости в послеам-рийпы.х режимах.
Автоматическое управление мощности гидрогенераторов. Простейшее автоматически управление мощностью гндрси операторов с устройством уравнивания УРАМ представляет собо! многоконтурную автоматическую систему, замь
§ 48.2] АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ	655
СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
нутую по цепи главной обратной связи, передающей информацию о суммарной нагрузке ГЭС Источниками информации являются или непосредственные измерительные преобразователи мощности синхронных гепераюров, или косвенные — датчики открытия направляющих аппаратов гидротурбин (обычно сельсины) Предписанная активная мощность ГЭС фиксируется интегрирующим задающим элементом мощности, управляемым от АСРЧМ электроэнергетической системы
В устройстве уравнивания обычно используется схема параллельно™ соединения ветвей с источниками ЭДС (схема многолучевой звезды) [48.1, 48.2]
Известно несколько модификаций технической реализации общей схемы автоматического управления мощностью синхронных генераторов ГЭС [48.13, 48 1 4] Среди них есть варианты без схемы уравнивания с индивидуальными заданиями нагрузки каждого гидрогенератора Сигнал равнодолевой предписанной мощности формируется делением выходного напряжения интегрирующего задающего элемента мощности электростанции на число и параллельно работающих синхронных генераторов В современном выполнении он представляет собой ишегральный операционный усилитель с набором параллельно соединяемых резисторов /?ос отрицательной обратной связи, определяющих коэффициент его передачи как известно, при постоянном сопротивлении Rвх резистора на обычно инвертирующем входе интегрального операционного усилителя (см. например, схему УС на рис 48.8) коэффициент передачи равен отношению эквивалентного сопротивления Л‘о с /« и 7?вх [48.7] Такую схему группового управления активной мощностью называют схемой с радиальным распределением нагрузки ГЭС между гидрогенераторами. Она применяется совместно с электрогидрав-лпческпмн АРЧВ типа ЭГР-2И
Автоматическое управление мощностью гурбогеперат оров. Типовой автоматический регулятор активной мощности АРАМ турбогенераторов (рис 48 9) содержит достаточно сложную измерительную часть ИЧ, обеспечивающую необходимое его функционирование не только в нормальных режимах, по и при пуске и синхронизации генератора, а также взаимодействие с автоматическими регуляторами парогенератора АРПГ
Выполнение основной задачи — оптимизация режимов работы турбогенераторов по активной мощности — достигается двумя главными функциональными элемептами тгзмерителыгой части АРАМ интегрирующим задающим элементом мощности ИЗЭМ, управляемым от АСРЧМ электростанции и устанавливающим предписанную нагрузку син-
хронного генератора сигналом в виде гока /., , и ' пр
измерительным преобразователем ИПМ активной мощности генератора с выходным током (сигналом) 1? . Сигналы сопоставляются активным микросхемным элементом сравнения непрерывною действия ЭС11Д путем вычитания токов на входах интегрального операционного усилителя ИОУ АЗ
На один из входов элемента сравнения ЭСНД поступает и сигнал /л^ о г измерительного органа частоты ИОЧ, особенностью которого является нечувствительность к малым, как указывалось, ее отклонениям А/ич> |±0,1 | Гц Измерительный орган содержит измерительный, в чао нос in интегрирующий преобразователь частоты ИПЧ п два интегрирующих задающих элемента частоты (на рис. 48 9 показан один ИЗЭЧ), аналогичных ИЗЭМ, и активный элемент сравнения ент налов о предписанной и истинной частотах (выполнен гта ИОУ .1/).
Один из них используется в пусковом режиме и управляется от автомата пуска турбины АПТ Второй работает при подготовке генератора к синхронизации' на пего воздействует устройство подгонки частоты скольжения автоматического синхронизатора АС Он же задает предшгеагггтуго частоту в нормальных режимах работы синхронного генератора
В измерительную часть ИЧ входит и измерительный оргагг давления свежего пара перед турбиной ИОД11, содержащий измерительный преобразователь И11Д11, задающий элемент давления пара ЭЗД11 и элемент сравнения тгх сигналов (выполнен на ИОУ А2) В зависимости от режима работы турбины он следит за постоянным пли скользящим давлением пара (воздействие о г АРПГ) В частности, при сто падении АРАМ снижает нагрузку синхронного генератора (сш пал )
Выходной сигнал элемента сравнения ЭСПД измерительной части АРАМ после усилителя непрерывного действия УС (на ИОУ А4) поступает на усилитель—преобразователь релейного действия УП, состоящий из двух бесконтактных реле, выполненных па ИОУ А5 и А6, охваченных положительными обратными евя гямтг [48 7[ Отит формируют положительное (для увеличения мощности) и отрицательное (для уменьшения мощности) дискретные напряжения (7р|, t/p7
Импульсный режим работы релейною у енлпгеля, необходимый, как указывалось, для формирования И-алгорнтма регулирования мощности, обеспечивается функциональной обратной связью ФОС, реализуемой активным фильтром ZF3 нижних частит (ФПЧ), являющимся апериодическим
656
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд «
изэм
§48 2]
структур по с ле до" лейный
Имп полните в управл МУТ ту] ее АРЧВ
В ав" повые 4 кого ком ния в ми Спепиф» элемент] дающего использ< управляв ВЫМ СЧ( АСРЧМ мещает i образова ническо! Выпрямв разуется ток 1р пр ности rei
Изме мощност на схеме множите венных !
ТОКОВ /ф ПоСТОЯН! ний сумв про порш ного ген< выполне] множите пряжен И1 ВЫХОДНО1
Дейс1 грузки ср тання то!
станции, снижения щим обр; вере ном I ложнтель /*. на нн выходе У (Уус, КОТ!
5 48.2] АКТОМ. ПИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ	657
СИНХ РОНПЫХ ГЕН ЕРА ГОРОВ
структурным звеном, обратная связь охватывает последовательно соединенные непрерывный и релейный усилители
Импульсные сигналы УГ1 транзисторным исполнительным усилителем ИУ превращаются в управляющие воздействия на электродвигатель МУТ турбины, являющийся задающим элементом ее АРЧВ
В автоматическом регуляторе применяются типовые функциональные элементы агрет агирован-ного комплекса электрических средств регулирования в микросхемном исполнении АКЭСР-2 [48 10J Специфичными являются интегральные задающие элементы Как видно из схемы интегрирующего задающего элемента мощности ИЗЭМ, он выполнен с использованием шагового электродвигателя ШЭД, управляемого । оператором импульсов ГИ и кольцевым счетчиком КС. запускаемых сигналом от АСРЧМ электростанции Электродвигатель перемещает якорь индукционного измерительного преобразователя ИИП (датчика) угла поворота механического редуктора в ЭДС повышенной частоты Выпрямителем I S и активным Ф114 ZJT она преобразуется в постоянное напряжение, возбуждающее ток , пропорциональный предписанной мощ-"Р
кости генератора
Измерительный преобразователь активной мощности ИПМ синхронного генератора показан на схеме (рис 48 9) как трехфазный с двумя пере-множителями DAXI, DAX2 соответствующих мгно-векпых междуфазных напряжений ымф и фазных токов/ф, включенными по схеме двух ваттметров Постоянные составляющие их выходных напряжений суммируются и выделяются ФНЧ ZF2 в виде пропорциональною активной мощности синхронного генератора постоянного тока 1Возможно
выполнение ИПМ и как однофазного с двумя пере-множителями ортогональных составляющих напряжения и тока одноименных фаз, не требующего выходного частотного фильтра [48.7]
Действие АРАМ, например, па увеличение нагрузки синхронного генератора вследствие возрастания тока /., .ге по заданию АСРЧМ элсктро-"р
станции, или на появление тока вследствие снижения частоты А/> Д/нч происходит следующим образом Один из указанных токов на неинверсном входе ИОУ АЗ приводит к появлению положительных напряжения (7ЭС на его выходе и тока ( на инверсном входе ИОУ А4 В результате на выходе УС появляется отрицательное напряжение L'yC, которое, если оно превышает напряжение
срабатывания реле на ИОУ .15 переключает реле До переключения напряжение па входе репе создавалось неючпиком пигаипя + fc на ею инверсном входе и удерживало реле в исходном состоянии, при котором на его выходе напряжение (7р1 было отрицательным (ipainiiciop I'll закрыт) Под воздействием положительною (после переключения реле) напряжения U । открывается транзистор ГТ1 и запускает электродвигатель МУГ в сторону увеличения нагрузки тсиерагора Под воздействием напряжения (7р| начинает экс ионепциально нарастать гок тое отри нательной ФОС, уменьшающий напряжение Uyc па выходе усилителя А4 В резульппе реле па ИОУ .45 возвращается и воздействие па МУ Г прекращается Ток / экспоненциально уменьшаемся, напряжение (7VC возрастает, и реле снова срабатывает н запускает электродвигатель При этом тлителыюсть каждого последующего импульса напряжения (/ , и следовательно, время вращения электро-двшаюля МУТ у менынаю1ся Именно благодаря 1акому импульсному режиму работы регулятора и обеспечивается устойчивое, без авгоколебаний, последовательное приближение МУ I к новому установившемуся сосгоянпю
Механизм управления турбиной МУ'1 увеличивает мощность турбогенератора путем повышения предписанной частоты вращения статического АРЧВ, при этом статическая характерце гика автоматического peiулирования частозы оэ-/(/’) перемещается параллельно самой себе вверх [48 1,48 2]
Аналогично регулятор дейезвует на снижение мощности срабатывает реле на ИОУ Аб и открывается трап изотер 1'1’2
Быстродействующий автоматический ре< у,чя тор мощности БАРМ предназначается для безынерционного и интенсивного воздействия па турбину при возникновении опасности нарушения динамической (в аварийном режиме) пли статической (в послеаварийпом режиме) устойчивости синхронной работы тепловой элек1росгапции с э ick-троэнергетической сноемой Для сохранения динамической усгойчивосю, например при коротком замыкании па одной из линий двухцепион электропередачи, производится интенсивное кратковременное снижение мощное 1 и турбины, алия предотвращения выпадения из синхронизма lypooi операторов из-за уменьшающейся (после отключения поврежденной цепи линии) пропускной способности электропередачи длительное уменьшение генерируемой мощности
Быстродействующий АРМ воздействует непосредственно на элекгротндравлический преобрази-
658
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 48
нагель ЭГ11, связывающий электрическую часть автоматической системы регулирования мощности с гидравлической исполнительной частью АРЧВ турбины (см рис 48 8), или на электромагниты закрытия ее регулирующих и стопорных клапанов Он вытюлняе г и защитные функции, предотвращая разгон турбины при отключении синхронного генератора, и существенно повышает ее динамические свойства при переходных процессах, а именно приемистость — способность турбины быстро изменять развиваемую мощность
БАРМ функционирует как пропорционально-дифференциальный ПД-регулятор и использует обширную информацию как об электрических, так и о тепловых и механических режимных параметрах Полому его измерительная часть состоит из нескольких измерительных преобразователей, нелинейных функциональных преобразователей и специфических формирователей сигналов, определяющих дотированные но интенсивности и длительности иротивоаварийные управляющие воздействия па турбин)
В БАРМ применяются быстродействующие измерительные преобразователи активной мощности и частоты напряжения синхронного генератора [48 71, измерительный преобразователь вращающего момента (мощности) турбины и датчики давления свежего и перегретого пара турбины
В [48 15. 48 161 БАРМ обычно называется электрической частью системы регулирования (ЭЧСР) турбоагрегата
МИКРОГ1РО1 (ECCOPI1Ы1 УСТРОЙСТВА УПРАВЛЕНИЯ МОЩНОСТЬЮ ТУРБОАГРЕГАТА
Совершеисз вование элекз рической части автоматизированной системы управления режимами работы турбогенераторов большой мощности, включающей АРАМ и БАРМ, обусловило создание ЭЧСР-М I на микроЭВМ [48 15], микропроцессорной ЭЧСР-М2 [48 16]. затем унифицированной ЭЧСР-М [48 321
ЭЧСР-М формирует управляющие воздействия на турбину ио медленнодействующему (через МУ 1) контуру управления МКУ при ее пуске, останове, синхронизации генератора, нагружении и в нормальных режимах его работы, г е выполняет функции АРАМ, и по быстро действующему (через ЭГП) контуру противоаварийного управлению БКУ при аварийных ситуациях в ЭЭС, те. выполняют фмткцтш БАРМ Устройство обеспечивает диагностику состояния шергоблока и системы управления Выполнение ЭЧСР-М на микропроцессорных средствах вычислительной техники рас
ширило ее функции и повысило быстродейстав формирования управляющих воздействий в пред-варнйных и послеаварнйных режимах электроэнф-готической системы, придало ее свойство самом-стройки. Программное обеспечение позволяете-менять алгоритмы управления и функционалам назначение ЭЧСР
Функциональная схема ЭЧСР-М (рис. 4810) обеспечивает выполнение всех требований,прит-являемых к автоматической системе регулирования частоты и мощноеги энергоблока и реализует ряд функций, выполнявшихся рапсе отдельным! устройствами от раниченпе темна задания ОТ) мощности по технолог ическнм условиям, контроль за температурными напряжениями при прогреве роктров |урбпн, определение допустимого по тепловому состоянию диапазона изменении нагрузки знергоблока, начальную коррекцию иераз-номерное пт HK1I сгаптзма характеристики регулирования турбины при переходных процессах (по давлению пара па выходе промежуточного^-ретревателя рп п)
Медленнодействующий контур автоматам-ского управления реализует один из алгоритма регулирования [48. |6[
при работе турбины с постоянным (номинал-пым) давлениемп свежего пара
М^тпр-Л) + х7>Супр-Рсп) ^А<о = 0, (4815)
ирн работе на сколь зящем давлении при определенном предписанном положении /1^ клалани турбины
х7‘ (Л пр - /’г > * П1ах (кРкН
- kf Aw = 0,	(48.151)
где кр, kfJ, кр кн — коэффициенты передачи соответствующих элементов мощности, давления,но-готы и положения клапанов турбины
В цифровом виде максимальный из двух гиг» лов по отклонению давления пара и положению клапана турбины, формируемых сумматорап DIV2 и DIV3, выделяется макси-селекторомМАХ
Скорость изменения предписанной энерго!® ку мощности Рпр, сигналы о ко т орой поступают обшестанпионной АСРЧМ (Тг||р) или от проги»] аварийной автоматики (7’гпл>- определяется программным ограничителем в зависимости оперт» ческих напряжений в металле турбины Сипш информации о мощности Р частоте го и ее оя,я пенни с зоной нему вс, вителыюепт Дшнч формируются измерительными преобразователями акт» пой мощности ИПМ, частоты ИПЧ и цифром сумматором DIVI
§ 48.2] АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВ АНИЕ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ 659
СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
Рве.48.10. Функциональная схема микропроцессорного устройства автоматическою управления мощностью турбогенераторов
При неполадках в работе технологического оборудования энергоблока пли появлении технологических ограничений гибкая функциональная структура ЭЧСР-М перестраивается. Например, при снижении давления свежего пара включается защитный контур регулирования давления по сиг-WAipmin через миниселекгор M1N а при отключении автоматического регулятора парогенератора
АРПГ устройство переходи। в режим регулирования давления свежего пара.
Устройство ЭЧСР-М совместно с электродвигателем постоянною юка Л/\"Г ocynieci вляет ПИ-алгорптм ре|улировапия благодаря времяимпульс-пому преобразователю погенпиалыюго регулирующего воздействия в импульсы с уменьшающейся длительностью ВШИ Сумма сигналов и
660
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд
Доз через сумматор DIVA воздействует и на авюма-тический регулятор парогенератора АРИГ.
Быстродействующий контур автоматического управления БКУ действует на турбину через элекгрогидравлический преобразователь ЭГП
Программным модулем дифференцирования (дифференциатор Д и суммирования DW5) формируется сигнал о мощности турбины
РТ = РТ + У^7,	(4816)
т т d t
где J— момент инерции турбины.
Модулями АИР — аварийной импульсной разгрузки, ОМТ — быстродействующего ограничения мощности турбины и НКН— начальной коррекции неравномерности формируются цифровые сигналы прозпвоаварийного управления энергоагрегатом оз противоаварийноГз автоматики УНА: о необходимом приращении ДРТ мощности турбины, о кратковременной (импульсной) разгрузке ДРир(/) при аварийной ситуации и о длительном ограничении мощности (разгрузке) А Ро м турбоагрегата в но-слеаварийном режиме до мощности РгПА.
Сигнал начальной коррекции неравномерности формируется с учетом мощности Р, генератора.
Программный модуль ОМТ выполняется по замкнутой схеме регулирования механической
мощности /'т турбины,
а АИР обеспечиваетформи

рование дозированного по длительности и интт сивности (см § 48 6) импульсною воздействия регулиругощие клапаны турбины
На функциональной схеме показан элемент фир мировання защитного сигнала релейной форсирона РФ. действующий на стопорный клапан турбин (электромагнит ЭМ) при отключении выключил генератора ВТ Предусмот ренные в ЭЧСР-М2 иш (сумматоры DIV6, DIV7) управляют (через ВИП21 ВНИЗ) электродвигателями (ЭД) регулятора дат ния перезретого пара />пг1 и регулятора положена поворотной диафрагмы теплофикационной лурба ны Цени диагностики и контроля прогрева ротор турбины на схеме не отражены
Более
производи тельная микропроцессора!
ЭЧСР-М обеспечивает выполнение, как указыва
лось. дополнительных функций и повышение информативности диагностики состояния турбиныц каналов автоматического управления Информаши анализируется и передается в ПЭВМ
В cooiBeicTBim с требованиями безотказной! функционирования в ЭЧСР-М (рис 48 II) предусмотрены по два взаиморезервируемых комплекта микроЭВМ (ЭВМ1 и ЭВМ2) или микропроцессорного комплекта МПК один рабочий (ведущий),!
Рис. 48.11. Функциональная структура ЭЧСР-М
§ 48.3]	АВ1ОМАТИЧЕ1 'КОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОМ МОЩНО! III
661
второй резервный (ведомый) Они связаны между собой устройством (блоком) контроля БК, обрабатывающим сигналы информации об исправности вычислительных средств
Устройство связи с объектом содержит прежде всего элементы гальванического отделения источников сигналов и выходных воздействий ог микро-ЭВМ или микропроцессоров В пенях дискретных сигналов используются миниатюрные электромагнитные реле с герметизированными контактами — герконы, образующие устройства приема коитак-тов УПК. Мультиплексоры ввода дискретной информации МВ1 обеспечивают рациональное использование входною парил тельного интерфейса микроЭВМ пли МПК
Непрерывные аналоговые сигналы, в частности от измерительного преобразователя активной мощности ИПМ передаются черет изолирующие оптоэлектронные интегральные усилители, входящие в элемент гальванической развязки ЭГР Они преобразуют унифицированные токовые (±5 мА) сит налы ИПМ и индукционных измерительных преобразователей давлений в электрические сигналы (датчиков давлений) во входные (+ 5 В) напряжения АЦП
Вывод основных дискретных сигналов информации ДС производится выходным параллельным интерфейсом н мультиплексорами МВ2 по схеме ИЛИ через преобразователи 1UIC дискретных потенциальных логических сигналов микроЭВМ или МПК. Аналоговые сигналы с выходов ЦАП через аналоговый коммутатор АК поступают в стройные ЭГР на ВИП усилители УВ, формирующие времянмнульсное и непрерывное управляющие воздействия на МУЗ и ЭГП соответственно
Аналоговые мультиплексоры AM, связывающие выход ЦАП с микроЭВМ или МПК, мультиплексоры МК и блок БК, являются элементами диагностики и контроля исправности устройства ЭЧСР-М Программное обеспечение ЭЧСР-М представляет собой организованные в определенную структуру иерархически построенные программы различного функционального назначения Программы верхнего уровня определяют и координируют функционирование программ нижнего уровня [48.16] Используется библиотека стандартных программ Указанная структура программ обеспечивает циклическое функционирование ЭЧСР-М с обновлением управляющего воздействия на выходе к ЭГП через каждые 10 мс (половину периода промышленной частоты), а на выходе к М УТ — через 100 мс.
48.3. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ И PEAKillBIIOii мощное III
НАЗНАЧЕНИЕ, ЗАДАЧИ Н ВИДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ
Техническая необходимость и экономическая целесообразность автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности обусловливаются специфическими особенностями процесса производства, передачи и распределения электроэнергии Напряжение различно по абсолютному значению и по фазе в каждом из электрических узлов ЭЭС
Различие напряжений ио фазе необходимо для передачи активной мощности, а различие абсолютных значений напряжений определяется сопровождающими передачу электроэнергии потоками реактивной мощности
От абсолютного значения н фазы напряжения в начале электропередачи зависит статическая устойчивость ЭЭС
При внезапном снижении напряжения во время КЗ предотвращение нарушения динамической устойчивости ЭЭС зависит от скорости восстановления напряжения в процессе и после отключения КЗ
В случае наступления асинхронного режима автоматическое управление напряжением способствует успешности восстановления синхронной работы
Поэтому автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности имеет важное значение для обеспечения статической, динамической и результирующей устойчивости
Конечной целью выработки и передачи электроэнергии является электроснабжение потребителя, напряжение у которого должно быть нрактиче ски номинальным независимо от случайных изменений ситуации в электроэнергетической системе или количества потребляемой электроэнергии напряжение — один из показателей качества элекгро-энерт ни
Указанные назначение и задачи автоматического регулирования напряжения п реактивной мощности обеспечиваются автоматическим регулированием
возбуждения синхронных генераторов электростанций,
возбуждения синхронных компенсаторов н электродвигателей,
реактивной мощное пт управляемых статических ее источников.
ко гффицнентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов
662
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
(Разд 4!
ЛИ СОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ВОЗБУЖДЕНИЯ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
Наиболее важное значение для решения указанных задач автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности нмеез автоматическое регулирование возбуждения синхронных генераторов
При пропорциональном (II) регулировании, обеспечивающем неизменное!ь потокосцепления обмотки возбуждения, т.е. практическое постоянство переходной ЭДС генератора, предельная передаваемая мощность возрастает и ограничивается углом S„pn >п/2.
Наибольшая предельная передаваемая мощное! ь достигается при пропорционально-дифференциальном (ПД) автоматическом регулировании возбуждения, обеспечивающем практическую неизменность напряжения генератора. Онаограннчи-ваегоя узлом 811р||Д>5|1|,п.
Повышение динамической устойчивости досыпается быезрым увеличением тока возбуждения до его предельно допустимого значения — форсировкой возбуждения синхронною генератора. Для обеспечения результирующей устойчивости путем ресинхронизации генератора, а также и в друз их случаях прозтзводззтея его развозбужде-ззззе (гашение ноля).
Прзз I (-регулировании управлязозцее воздсйст-вззе определяется отклонением напряжения от предписанного значения, а в простейзпем случае зоком нагрузки генератора и коэффициентом его мощноеззз |48 I] Для регулирующего воздействия при 11Д-регулззровазпз11 «сильного» действия (СД) используются производные (первая и вторая) напряжения зз других режимных параметров электропередачи
Паззрззмер прзз ззеззользованззи только первой ззрозззводззоз') напряжения еннхрознзого генератора рез улззрузонзес воздействие, обусловленное откло-ззеззззем дейс вуюпзего зззачеззззя ззапряжеззия в начальный момент измеззеззия напряжения, еще отсутствует, тогда как воздействие, обусловленззое скоростью измеззеззия напряжения, максимальззо зз тем больше, чем большим могло бы оказаться от-клензеззззе напряжения прзз отсутствнзз регулирования возбуждеззззя. Поэтому в одних зз тех же условиях наззбользпее отклонение напряжения прзз авто-матззчсском регулирование! «сильного» действия значззгельззо меззьше ззаибольшего отклоззенпя прзз пропорзпзоззальззом регулировании.
Проззесс восетаззовления напряжеззия протека-ез быезрее зз более качествсзпзо, г.е при менее выраженных явлеззззях перерез у пирования зз более зпз-теззеззвззом затухании обычнозо колебательного переходное о ззроцесса
П-регулззрование осузцсствляется прзз злеь тромашззнных возбудителях сш1хронных генераторов [48.1 ].
ПД-резулззровазнзе реализуется только при нракзнчеекзз безынершзонных зприеторных возбудителях современных мощных синхронных генерал оров
Сзагнческззе авгоматичеекззе регуляторы на-пряжения синхронных геззераторов обеспечивают определенззое, обратно пропорциональное статому [48 1, 48.2] распределение реактивной мощности электростазнзизз между параллельно работаю-пзззмзз генераторами. Прзз астатическом регулвро-ванзиз применяются устройства раеззределенияреактивной мощности (УРРМ), функционирующие аналогично УРАМ между однотипным!! гтздрогенс-раторамзз (см § 48 2)
Алгори I м ПД-pei улировапия ззозбуждсиия.В соответствие! с назначением автома!ическогорегу-лнрованпя возбуждения сильного действия естественным было бы формирование регулирующего воздействия но основному парамевру, от которого зависит статическая, динамическая и результирующая устойчивое!!. ЭЭС — ею углу 5 сдвига фат между ЭДС Еу reeiepaiopa и напряжением на шиш системной нодстаншш С/ Однако для получения соответствузощззх сигналов необходима передан информации о векторе б/ с нриемззо1'о на передающий конец линии, чзо сложно ее иедостаточнонадежно. Поэтому в алгоритм автоматического регулировавши возбуждения сильного действия входя отклонение амплитуды или действующего значения напряжения С, о г заданного (предписанного) значения напряжения (/,	,
про!ззводная напряжения
U’ =dU, /dr;
изменение Д'/ = d5 / d / и первая производная [• 9	9
= d/7dr - d б/dr” частоты f ie производная топ возбуждения генератора/ь' = d/B/dr
Отклонение Д(7Г напряжения необходимо ди обеспечения нрактичеекзз (с точностью до статической погрешности регулирования) постоянногонз-пряжения (/, прзз измеввеипях тока нагрузки синхронного генератора идее напряжения в началеля-низе электрогзередачзз
|	| = | С’г- jlГХТ | = const,
формируемого на выходе рстулятора моделирои-1 нием падения напряжения у/ Л г на сонротиие-1 нии Хт трансз|>орматора блока генератор—транс-1 форматор [48.1].
}48.3)	АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОС ТИ
663
Как следует из [48 I], использование сигнала по производной регулируемой величины представляет собой способ обеспечения устойчивости функционирования замкнутой автоматической системы регулирования, прежде всего при холостом ходе генератора.
Сигналы, отображающие изменения и производную частоты, совместно с сшналами ио производным напряжения и тока возбуждения, т е. ЭДС генератора, обеспечивают повышение устойчивости функционирования замкнутой автоматнческой системы регулирования, включающей нагруженную линию электропередачи, и в результате статическую и динамическую устойчивость Э )С
Таким образом, алгоритм автоматического регулирования возбуждения сильного действия представляется в виде
Uver=kll&U+k’uU'+klb’f +
rk;f'+kil'R	(48.17)
мн в ^-операторной форме
1/рег(р ) =	+	(р ) + [(kjpTHpT + 1) +
+ k]p\Ef( р ) + kjpEB (р ),	(48.17а)
где Л/—отклонение частоты /[.напряжения генератора от синхронной /
А/ = /с - /,. = 2 л Дю.
Из операторного выражения (48.17а) видно, что сигнал но изменению частоты Д'/ формируется реальным дифференцирующим звеном с относительнобольшой постоянной! времени Г; он существует только при переходном процессе изменения частоты В установившемся режиме при наличии отклонения частоты Д/ сигнал Д'/ отсутствует
Структурная схема ПД-регулятора. Как указывалось (§ 48.2), структура автоматического регулятора при известном алгоритме может формиро
ваться двумя способами В сот вставим с алгоритмом (48.17а) однозначно определяется способ параллельного соединения соответствующих структурных звеньев в цепи прямой связи схемы
Идеализированная с!рук|урная схема ИД-рс-гулятора ДР возбуждения (рис 48.12) содержит безынерционное звено с коэффициенюм усиления kt/, идеальные дифференцирующие звенья с передаточными функциями рк'ц, рк], pkj н реальное дифференцирующее звено е передаточной функцией \рТНрТ + 1)14/, безынерционный сум маюр и апериодическое звено с нередаючной функцией I/(p7’v + I), отображающее исполнительный усилитель ав|ома1ическою регулятора
Регулируемый объект РО синхронный i оператор с возбудтелем в структурной схеме автоматической системы регулирования возбуждения сильного действия представляв1ся двумя последовательно соединенными апериодическими звеньями I ЦрТе + I) с постоянным временем возбудителя Те < 0,1 с и синхронного leoeparopa T'tG = = ТМХ'<1 /xd ~ 1 с-
АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ СИНХРОННЫХ I ЕНЕРА ГОРОВ
Функциональна}! схема автома1нческою регулятора. Аппаратный автоматческий регулятор состоит из двух, а программный микропроцессорный — из грех основных функциональных частей измерительно-преобразовательной ИПЧ, вычпе ш-тельной (на рис. 48.13 не показана) и исполни1ель-иой ИЧ. Особенностью автоматического регулирования возбуждения «сильного» действия (АРВ-СД) является наличие в нем лоз нческой функциональной части ЛЧ, координирующей использование сигналов по производным режимных параметров
664
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 48
В соответствии с алгоритмом функционировг-ния (48.17а) ИПЧ регу ля гора со держит три основных измерительных органа (ИО) напряжения ИОН, изменения частоты ИОИЧ и тока возбуждения ИО ГВ Измерительный орган напряжения формирует сигналы по отклонению ДО и скорости измерения О' = dU/dt действующего значения напряжения синхронного генератора, а ИОИЧ — сигналы по изменению Д'/ и производной /' = df/d t частоты.
Измерительный орган тока возбуждения кроме сигнала, отображающего, как указывалось, скорость изменения ЭДС синхронного генератора dEy/dt ~ dIB/dt, формирует сигналы по отклонению гока возбуждения от номинальною Д/в и по интегральной функции, необходимые для поддер
жания тока возбуждения на неизменном уровне в режиме выбега синхронных генеразоров АЭС(ло технологическим условиям останова турбоагрегата) и для разгрузки синхронного генератора по генерируемой реактивной мощности соответственно.
На рис 48 13 показаны дополнительные измерительные органы реактивного и активного тон» ИОРиАТ, угла сдвига фаз ИОУФ между ЭДС генератора t’r (перед его синхронизацией) и напряже-
нием U на тинах электростанции и элемент} менения уставки регулятора ЭИУ под воздейспв-ем автоматическою синхронизатора АС и центрального регулятора напряжения на шинах злев тростанции ЦРН
} 48.3] АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ It РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
665
Формируемые ими сигналы используются для предотвращения нарушения синхронной статической устойчивости в режиме потребления реактивной мощности синхронным генератором и для его автоматической точной синхронизации
Измерительно-преобразовательная часть ИПЧ содержит активный сумматор DAW сигналов. Сумма сигналов превращается в регулирующее воздействие в виде напряжения {/рсг ИЧ с одним или двумя усилителями Al, А2 (при двух тиристорных преобразователях) на устройство фазоимпульсно-го управления ФИУ.
Техническое исполнение АРВ-СД. На многих электростанциях находится в эксплуатации электромагнитный АРВ-СД [48.1], выполненный на магнитных усилителях. До последних лет АО «Электросила» поставлялся аналоговый микросхемный (полупроводниковый) АРВ-СДГ1, выполненный на интегральных операционных усилителях [48.17].
В настоящее время находятся в эксплуатации аналого-цифровой и микропроцессорный АРВ-СДМ [48.18] В ВЭИ совместно с АО «Электросила» разработан новый микропроцессорный АРВ-М [48.19]. Впервой его разработке использовался 8-разряд-ный микропроцессор серии К580. В более совершенной его модификации применяется высокопроизводительный 16-разрядный микропроцессор.
Функциональные программы на языке Ассемблер обеспечивает их действие в соответствии с алгоритмом (48.17) и формирование сигналов, необходимых для указанных других функций АРВ-СД для управления возбуждением синхронного генератора Регулятор АРВ-СДМ содержит выходной ЦАП и выдает регулирующее воздействие в виде указанного напряжения С'ре| постоянного тока, изменяющееся но абсолютному значению и по знаку, а регулятор АРВ-М выдает цифровое регулирующее воздействие.
АНАЛОГО-ЦИФРОВОЙ АВТОМАТИЧЕСКИЙ РЕГУЛЯТОР БЕСЩЕТОЧНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ
Эффективность функционирования аналого-цифрового АРВ-СД синхронных генераторов с инерционным бесщеточным возбуждением достигается дополнением ПД-регулятора (рис. 48.14,а) пропорциональным регулятором П-АР тока возбуждения /в в электромашннной части возбудителя — обращенного генератора, питающего через вращающийся диодный выпрями гель обмотку ротора синхронного генератора Жесткая (главная для П-регулятора) отрицательная обратная связь с коэффициентом Л" преобразования тока возбуждения
Рис. 48.14. Функциональная схема аналого-цифрового регулятора
666
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд. 48
/„ в существенно снижает постоянную времени Тв цепи возбуждения обращенного генератора [48.1]
Функциональная схема аналоговой измерительной части регулятора состоиз из необходимых для формирования сигналов ПД- и П-регуляторов измерительных органов напряжения ИОН, изменения частоты ИОИЧ, реактивного и активного токов ИОРиАТ и измерительного преобразователя тока возбуждения обращенного генератора ИП ГВ.
Измерительный орган напряжения ИОН содержит простейший выпрямительный измерительный преобразователь DAI' действующего значения вторичного напряжения генератора в пропорциональное постоянное напряжение (/Ог; элемент его сравнения (вычитатель DAH!) с предписанным значением (/ устанавливаемым задающим элементом изменения уставки ЭИУ, и дифференциатор DADI, формирующие сигналы АО н U' ИОН имеет бес-контак|пый релейный выход двустороннего действия (на схеме не показан) с дискретными сигналами о максимальном н минимальном допустимых значениях напряжения генератора, используемыми для нротивоаварнйных воздействий на его снижение или повышение (форсировку возбуждения).
В аналого-цифровом ЭИУ запоминание предписанного напряжения генератора (уставки регулятора) производится 10-разрядным счетчиком единичных импульсов высокой (озносительно промышленной) частоты от микроэлектронного генератора G I (ифровой выходной сигнал счетчика преобразуется в пропорциональное постоянное напряжение (/ цифроаналоговым преобразователем Записанный в счетчике двоичный код изменяется сигналами местного или дистанционного управления уставкой оператором ДУ, времяпм-нульспым сигналом от автоматического синхронизатора АС при подготовке генератора к включению на параллельную работу или в режиме слежения PC за напряжением генератора при ручном управлении током возбуждения, что необходимо для «безударного» включения автоматического регулятора в работу
Измерительный орган изменения частоты ИОИЧ сравнивает импульс постоянного напряжения (/у длительностью, равной изменяющемуся при переходных процессах иолунериоду Тп/2 промышленной частоты, с эталонным импульсом О’у постоянной длительности, равной половине номинальною периода Г|1ОМ/2 = 10 мс. Сравниваемые импульсы формируются счетчиками DCI и DC2 единичных импульсов от стабилизированного электронного генератора (7 (вход Г). Счетчик DC2 управляется (запускается и останавливается) анализ о-дис крез ным преобразователем синусоидального напряжения wI с изменяющейся промышленной частотой: его релейный компаратор DAE фор
мирует импульсы (7К, управляющие счетчиков (входы S, R), который определяет длительность импульса (/у
Импульсы (/у и (/у. сопоставляются логическим элементом сравнения ЛЭС [48.7], длительность выходного импульса которого, равная разно-
Т -Г
стн А/ = ---------, и отображает осклонениечас-
тоты от поминальной. Импульс разностной длительности Сду- превращается активным управляемым интегратором DAJв напряжение Дду,пропорциональное отклонению частоты
Активные дифференциаторы близкий к идеальному (с малой постоянной времени) DAD2 и реальный (с относительно большой постоянной времени) DAD3 — формируют сигналы и Дд-у, отображающие производную чаего|Ы f (вторую производную угла 5) и изменение частоты Д'/ — производную угла 5. Сигнал f/ду об отклоненни частоты используется для снижения напряжения генератора при значениях частоты /< 47 Гц для предотвращения насыщения магинтонровода трансформатора.
Измерительный орган реактивного и активного токов (на рис. 48.14, а не показан) выполвениа управляемых выпрямителях напряжений, пропорциональных одному из фазных токов, а именно^, которые переключаются напряжениями с прямоугольной формой кривой, сформированными компараторами из напряжений uia и ну, синхронного генератора соответственно Выбор указанных напряжений определяется косинусной характеристикой управляемых выпрямителей [48.7] В симметричном режиме работы постоянные составляющие выпрямленных напряжении на их выводах пропорциональны реактивному /гр и активному/га токам генератора:
и()~ 1Т sin зрг =/гр;	cos<pr = /ra.
Сумма напряжений + kL/f, сопоставляется элементом сравнения с напряжением, моделирующим допустимую потребляемую i оператором реактивную мощность Q при его активной нагрузке f Она определяется функциональным преобразователем в соответствии с характеристикой допустимых по условию статической уезончззвоезн соотношению (коэффициент А) мощностей [48 1|
Измерительный преобразователь тока возбуждения ИПТВ представляет собой или трехфазный выпрямитель вторичных токов трансформатора тока в цепи тиристорного преобразователя сФНЧ, или микросхемный измерительный преобразователь постоянного тока в напряжение Свв, пропорциональное току возбуждения /в в Оно поступает по цепям главной для П-регулятора П-АРотрии-
} 48 3]	АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
667
тельной обратной святи Л'ос на вход элемента его сравнения — вычитателя DAH2 с суммой напряжения Ut в х, устанавливающего ток возбуждения обращенного генератора при холостом ходе и напряжения ПД-регулятора Ц)С| па выходе сумматора сигналов DAH' изменяющего усгавку П-регуля гора Через усилитель А и устройс гво фазонмпульс-ного управления ФИУ регулятор воздействует па тиристорный преобразователь TS возбудителя
Цифровая часть ЦЧ (рис 48 14, б) осуществляет контроль функций автоматического управления бесщеточным возбуждением синхронного генератора Она выполнена на микропроцессоре МП, снабженном жидкокристаллическим дисплеем Дн клавиатурой КЛ Предусмотрены стандартные ратъемы для подключения ПЭВМ и волоконно-оптической линии связи ВОЛС с АСУТП электростанции
Связь микропроцессора с источниками информации ИИ черет элементы гальванической развязки цепей ЭГР, мультиплексор МПЛ п аналого-цифровой преобразователь АЦП, с пснолтппелытымн элементами ИЭ автоматическою рез-улязора зз эле-ментамзз отображения информации (дисплей Д и светодиодные зпздикаторы СДИ) осуществляется развитым интерфейсом ввода-вывода ввод параметров настройки клавиатурой зз управление отображением информацззи на экране дззеплея производятся через ззззтерфейс операзора.
Цифровая часть аппарагззо-ззрограммньзмзз средствамзз осуществляет контроль исправное!и зз диагностику оборудования бесщеточного возбуждения, тестирование зз самодиагностику, реализуя следующие функции
контроль состояззззя бесщегочззого возбуждения зз отображение его резулыавов зз текущих значений напряженней зз гоков в ценях возбуждения,
определение работоспособтюсти (проводимости, управляемости) з ирис торов,
контроль исправности канала ручззого (местззо-го вши дистанционного) управления тиристорным выпрямителем,
диагностика функционирования элементов аналогового автоматическозо регулятора возбуждения,
контроль исззравностзз автоматической защиты цепей возбуждения,
фиксирование состояния выключателей в цепях питания бесщеточного возбуждения,
формирование цифровых сигналов о состояззизз возбудителя,
формирование и храиенззе в памяти текстовых сообщений о неисправностях и срабатываниях автоматической защиты возбудителя зз генератора,
переключение каналов ручного и автоматического регулировавши
Оценка состояззия зз коззгроль исправноеззз оборудовапия ззрозраммззо осунзесгвляегся па основе анализа аззалоговых зз дискретных еззз палов от измерительззых преобразователей режимных параметров, сигнал!.пых контактов выключателей, элементов контроля проводимости и управляемости тиристоров, датчиков тепловых и механических параметров
Исправность аналогового АРВ определяется но сигналам его измерительных органов При выходе из строя сто функциональных элементов производится автоматическое переключение па ручное управление возбуждением
МИКРОПРОЦ1 ССОРПЫЕ АВ1ОМА1ИЧЕСКИ1 РЕГУЛЯ ГОРЫ ГИРИС IOPI ЮГ О ВОЗБУЖДЕНИЯ
ХГ’В-СДМ
Функциопальнаи схема в у прошенном ви зе приведена в [48 20| с использованием заводского технзгческото описания (зз и о говн гель АО < Электросила») Как обычно, в цифровых устройствах иа ЭВМ н микропроцессорах пзмсри т с лыто-преобра-тователытая и исполните гьная функциональные часттз объединены под общим названием УСО устройство связи с управляемым объектом
Взаимодействующие функциональные элементы объединены и называются блоками, например блоками измерительных преобразователей напряжения БИН и гока БИТ, а отдельные элементы субблоками фильтрации напряжения п тока, му ль-тнплексированпя каналов (СМК), входных сигналов (СВС), аналоговой рагвязкн электрических не пей ИПЧ и вычислительной части (САР) тг выходных субблоков управления (СВУ) рабочим и фор-сировочным I ирис горными преобразователями возбудителя синхронного генератора В состав УСО входят субблок автоматической синхронизации (САС), формирующий времяимпульсное управляющее воздействие на АРЧВ и дискретное на включение выключаю гя генератора, субблоки выходных реле СВР, контроля и епт пали гании (СКС), субблок обратной связи (СОС) и блок электрического разделения пеней рстулятора и испей напряжения UB возбуждения генератора (БРИ)
Блок измерительных преобразователей напряжения и его фильтрации формирует сипит ты в виде синусоидальных напряжении генератора (после пассивных входных ФПЧ). выпрямленных и отфильтрованных постоянных напряжении и сигналов управления микроЭВМ Они состоят иг вторичных измерительных трансформаторов и резистивных делителей напряжения, грехфаптых выпрямителей с активными ФПЧ и аналого-дискретного преобразователя (АДП), формирующею сигналы запуска программ
668
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 41
Блок измерительных преобразователей и фильтраций токов формирует сигналы в виде: синусоидальных напряжений, пропорциональных фазным юкам статора генераюра и снимаемых с резисторов (шунтов), подключенных к первичным измерительным трансформаторам гока в цени статора. выеерямлеенюго п сглаженззоз'о (активнымзз ФПЧ) наззряженпя. пропорционального току возбуждения синхронного генератора и сигнала, отображающего его производную, формируемозю аналоговым активным дифференциатором. Блок выполняет и измерительное преобразование суммарного тока генераторов, работающих параллельно, необходимое для распределения между ними реактивной нагрузки злектростаншнз
Аналоговые сигналы поступаеот через мультиплексор устройств аналогового ввода-вывода (АВВО) в ззх АЦ11, формирующие цифровые коды входных сигналов вычислительной чаете! регулятора.
Вычислительная часть представлена двумя микросистемами основной (МСО) и резервной (МСР), состоязззимз! ззз одноплатных микроЭВМ и специализированных микропроцессоров
Микросистемы программно рсализузот (|>}Пк-цзнз зззмерззгельззых органов регулятора (см рис 48 13)
Измерительные орзапы регу.’зягора. Измерительный орган напряжения обеспечивает эффективное функционирование АРВ-СДМ. Быстродействие достигается фиксированием положзггсльиых ампли гудших мгззовенных значений зтаззряжениз“| т рсх фа з. 11рои зводзгзея вычислезнзе среднего значения амеелптуды, которое сравнивается (путем вычитания) с заданным (предписанными) значением — определяется ее отклонение. На основе числетптого дифференцирования вычисляется производная ам-плшуды. Указанные операции производятся за время, гзе превышающее одной третьей части дли-тельности периода промышленной частоты.
Амплитуда фиксируется путем управления соответствующим каналом мультиплексора АЦП, включаемого импульсным напряжением зза ие-сколько микросекунд практически в момент прохождения фазным напряжением геттератора через положительное амплитудное мгновенное значение.
Включентзе канала мультззззлексора нроизво-дззтея вычитающим счетчиком тактовых импульсов Л(л7т) (частотой I /= 2 МГц), в который в момечп прохождения мгновенным фазным напряжением через нуль записывается число Л’у /4 , рав-ззое количеству тактовых имзтульсов, размещазозце-муся на интервале времени в четверть периода про-мыенленной частоты. Запись числа производится импульсом, формируемым АД11 в момент изменения знака с отрицательного на положительный (по
ложительного перехода через нуль) мгновении» фазным напряжением [48.21
Измерительный орган изменения частот программен) формирует сие налы еео измеееепвюЛ'/ ее производной f час готы на основе вычислен»# текущее"! длительное!!! периода изменений ееалрз-жения генератора. В иемернтельееом органе испеиь зуется вычитающий счетчик тактовых импульса в которые"! периодически после каждого считшь ния до пул» вновь записывается чеесло импульса К’а ~ ^епах >:> г /I Поэтому за время, равное ' п
длительное не периода промышленной частоту число импульсов в счетчике уменьшается на небольшую часть /V|nax.
Разность числа импульсов АЛ'а = N'g -X’, фиксируемых импульсными напряжениями, соот-ветствуницимее положительным переходам через нуль мгновенным иаееряженнсм одееое"е фазы, получается пропорциональной истинной длитезьносл периода промышленное! частоты Поданнымерн таких измерений вычисляется средееяя длишь ность 7П периода ее часеоеа /п - 1/Гп напряжем синхронного генератора
Измерительный орган реактивного иаютяЛ го тока ИОРнАТ (см реес 48 13) запоминает мгновенные токи генератора в моменты прохожден»! напряжения через ееулевое ее амплитудное значе-еееея — рсакенвнын / = Im sen ер ее активный/,5 /и, cos <р токее соответственно Онее используют для вычееслсеиея максимально допустимой потребляемой гсееератором реактивное"! моеешости и мина-мальеео допустимого (ею условию статической устойчивости) тока возбуждения синхронного генератора Сумма цифровых сигналов вычислительно! части еереобразуегся ILA.11 в аееалоеовое регулирующее воздействие /4ре1. на ФИУ ееерпсторееымипреобразователями возбудителя генераюра
АРВ-М
Автоматический регулятор АРВ-М функций!»-руст ееа быстродействующем микропроцессор SAB-CI67CR-LR фирмы Siemens ее обеспечивает эффект еквееуео реализацию как ПД-а.иторизма, та» нетрадиционного для регулеероваеееея возбуждена ПИД-алгоритма [48 19, 48 12]
Регуля еор выполняет целый ряд функций огра-почетнее режимных параметров (генерируемой н,I особенно, потребляемой, реактивное"! мощности» др); текстологические (управление начальным во? буждеееееем и гашение поля е еееератора); автомат»-ческой защиты управляемых тиристорных преоб-разователсе"! возбудепеля. Исполнительная чат регулятора осуществляет цеефровое фазонмпулк-ное управление тиристорами возбудителя синхрон-1 ееого генератора.
} 48 3]	АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
669
В измерительных органах напряжения, изменения частоты, реактивного и активного тока и тока возбуждения синхронного генератора применены вторичные измерительные трансформаторы напряжения и тока типа LEM, использующие гальваномагнитный генератор ЭДС Холла (холло-трон) в цепи отрицательной обратной связи интегрального операционного усилителя [48.12].
Измерительные органы регулятора. Измерительные органы напряжения и изменения частоты (рис. 48.15, а) содержат общую аналоговую аппаратную часть, состоящую:
из двух активных измерительных трансформаторов напряжения —трансформаторов токаА7АЕ/, ATAL2, подключенных к двум междуфазным напряжениям и ь и uhc генератора через балластные ре-
зисторы значительного сопротивления, преобразующие источники ЭДС, какими являются первичные измерительные трансформаторы напряжений uafj, uhc (на схеме не показаны), в источники гоков /	/ и нагруженных резисторами Дн;
пассивных малопнерционных ДС-фильтров нижних частот F (постоянная времени т = 0,5 мс), задерживающих гармоники повышенной частоты напряжений генератора и импульсные помехи;
согласующих активных повторителей напряжений DA U.
Программный измерительный преобразователь напряжения (ИПН) содержит ниiегральные аналого-цифровые преобразователи AIJIU, АЦП2 с ип-
Рис.48.15. Схемы цепей аналоговой (а), программной (б) частей измерительною органа иапрнжеиин и измерительного органа изменения частоты (в)
670
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Раи 41
гервалом тискрегизацип Г = Г„/24 (рис. 48 15, б). Он формирует (операция суммирования SMI) дискретные мгновенные значения междуфазтюго напряжения иС11(пГ), выполняет функцию цифрового выпрямителя ярехфазной системы напряжений генератора операция выделения постоянной составляющей Hq(hT) суммы SM2 абсолютных АВ5 дискретных мгновенных значений грех напряжений нерекурсивным фильтром ZF
Фильтр Z.F представляет собой программный интегратор—сумматор указанных абсолютных дискретных мгновенных значений SM2 в течение времени Тп!2. Особенность фильтра — импульсная характеристика в виде последовательности однополярных 6-функций, следующих через каждый интервал дискретизации Т, что обеспечивает выдачу информации о начале процесса изменения действующего значения напряжения генератора уже через один интервал Т = 0,83 мс. Дискретное изменение действующего значения напряжения генератора отображается переходной характеристикой, напоминающей дискретизованную экспоненту длительностью Ти!2
Измерительный орган напряжения, программно формирующий цифровые сигналы информации об отклонении действующего значения напряжения or iipe iHiicaiHioro Ы:(пТ ). содержи! элемент сравнения сумматор SM3 в режиме вычитания двоичного числа (/0 (пТ) па выходе ИПН и числа, отображающего предписанное напряжение (устаику регулятора) Uup(nT). ИОН выполняет и программную функцию численного дифференцирования DZ и интегрирования DJ.
Измерительный орган тока возбуждения функционирует аналогично В нем используются активные измерительные трансформаторы токов Iа и 1С в цепи переменного тока тиристорного преобразователя, нагруженные резисторами для преобразования токов в напряжения
При автоматической диагностике измерительных органов проверяется наличие напряжений, чередование их фаз, иесимметрия грехфазной системы напряжений.
Измерительный орган изменения частоты по своему действию аналогичен ранее применявшемуся в AI’B-СДМ. Его аппаратная часть содержит (рис. 48.15, в):
аналоговый активный сумматор DAIP, формирующий напряжение и а;
три аналого-дискретных преобразователя АДП, формирующих импульсные сит налы иИа -иИС в моменты перехода напряжений и^—и. через
нулевые (от отрицательных к положительны^ мгновенные значения [48.2].
В программной части используется счетчиквС микропроцессора лакговых импульсовК(пТу)чх-тотой 1,25 МГц, управляемый указанными импульсными сигналами По фиксируемым числи импульсов - N' и N " X" 3 раза за периол определяется его длительное гь 7П, вычисляли (операция деления 1/Гп ) обратное число, отобря-жаютцес частоту f(nT) напряжения генератора, вычисляется (сумматор SM в режиме вычитания) отклонение Xf(nT) частоты от номинально! /нОМ(л7'), производится численное дифференцирование сигнала Д f(nT) — формирование сигила по производной частоты f'(nT) и полученная последовательность чисел, пропускаемая черет программное апериодическое звено — рекурсия-пый ФПЧ ZF 1-го порядка, формирует сигни и изменентио частоты Д' [ (пТ)
Измерительный орган реактивного иактить го токов содержит программные измерительные преобразователи, в которых используется агента-пый измерительный трансформатор тока фазывят его АЦП (на рисунке нс показан).
Программно выполняется формирование сигналов информации о реактивном и активном тот и о их соотношении с использованием програмн-пых операций перемножения дискрептых мгновенных значений тока фазы В па функции sin три cos, соответственно. Для их генерирования вычисляется угол тр сдвига фаз между напряжением и токи одноименных фаз. В симметричном режиме результаты перемножений содержат постоянные составляющие, отображающие реактивную и активную мощности соответственно [48.21].
Они выделяются программными нерекурсивными частотными фильтрами, аналогичными применяемым в измерительном органе напряжения с конечной длительностью импульсной характеристив (фиксированным временем собственного переходного процесса), равными 7п/2, исключающими в результатов перемножений дискретизованные гармонические составляющие удвоенной частоты.
Алгоритм функционирования и структурная схема автоматического регулятора. Как увязывалось, АРВ-М функционирует по ПД-илиоя ПИД-алгоритму автоматического регулирования ।
Интегральная составляющая ПИД-алгоримя обеспечивается вводом в цепь отклонения напряжения ДО' интегратора с р-передаточной функцией ИИ(р) = \/рТн. При этом для сохранения пропорциональной составляющей интегратор охватывается функциональной гибкой отрицательной обратной связью, осуществляемой реальным
§ 48 3] АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
671
дифференциатором с /э-цсредаточпой функцией
W =
РТ^+ 1
Цепь, эквивалентная замкнутому указанной обратной связью интегратору, представляет собой параллельное соединение апериодического звена (П-канал> и интегратора с увеличенной постоянной времени Тизк, последовательно соединенного с апериодическим звеном (И-капал) с передаточной функцией
_ fW________________________i/pT„
Нэк(Р} ~ I + /7И(Р)/7ОС(Р) " । +(>/РЛ,)Р
///ос + 1
В соответствии с известным |48 71 соотношением между р- и s-операгорамн
(I - -	7 = (--I)/г7	(48 18а)
г-пере заточная функция цифрового ПИД-ретулягора согласно (48 17а) и произведением р-иередаточ-ттых функций в (48 18) представляется в виде
"ре.^) = *Г/
1 -- + / >
+____________7-2/| Гизд(7ач- 7)|__________
-’2^/t 7а+ Л - -- 11 (2 Га+ Л/( Га+ /) I + I
X ДЦ(г) т 1	- /ЛО) Г
® 7„,к = Л, + Гос- 7а = Ги ГОС/(Г„ +
‘а = 7ос'(7ос + Лтэк> = '/С + Лое»
Согласно (48 18) коэффициент передачи апериодического звена Аа < I, поэтому происходит уменьшение ко тффиииенга усиления сигнала по отклонению напряжения ПИД-регулятора kll}K -kfiks и возрастание статизма при переходных процессах, что означает повышение устойчивости автоматической системы регулирования
Динамические свойства структурных звеньев цифрового автоматического ретулягора описываются г-передаточными функциями 7/( -)
11/(1 + 777,)|(1 -с ')
+ kf--------—!-------------- v (:-) +
1-- /(1 + 777д)
+ k't ' у  А/(Д) + к, —у— /п(г) (48 186) тде 7л — /(,с.
Операторному выражению (48 186) соотвстст вует структурная схема программной нзмеритслыю-преобразователыюй и вычислительной частей цифрового ПИД-регулятора, приведенная иа рис 48 16
Временные процессы в цифровом регуляторе описываются разностным уравнением, которое
672
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Раи 41
§48
в соответствии с г-псредаточпой функцией (48.186) выглядит как
^("Г) =
ки

2 Г + Т
х Д(/(и7)- --—-у Д1/|(л- 1)7'| +-
Та
+ т^-у. Д(_/|(т;-2)7| + а +
,, Д(/(п 7’) - Д(/| (и - 1)7'|
+ к1)	т	+
Д/(»Г)-Д/|(»- 1)7’| _ А'/|(»- I )Г| +
/ д	т+ Та	I + Г/ Г
, ,, Д/(пГ)-Д/1(«- 1)^1 .
+ * , --------V---------- +
где Д' /[(и - Г)7] —дискретное значение выходного сигнала реального цифрового дифференциатора в предшествующем интервале дискретизации
Кроме АРВ-СДМ и АРВ-М синхронных генераторов разработаны аналоговый и цифровой [48.22] двухкаиалытые автоматические регуляторы возбуждения аспп.хронн зированных генераторов с двумя обмотками возбуждения [48.2].
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ СИНХРОННЫХ
KOMI IEIICAТОРОВ
Синхронный компенсатор (СК) — традиционный генератор реактивной мощности — используется в современных ЭЭС и как ее управляемый потребитель Режим генерирования (выдачи) или потребления определяется его возбуждением:
при поминальном возбуждении /„ „„„ СК выла-ci реактивную мощность
С?СК ном = Еч ном^ч ном - 1 ш )/лс/-	(48.19)
при отсутствии возбуждения 1В =0 — потребляет реактивную мощность
|Н2СКо| = ^Х = °-5<2скном (48-20>
Наибольшая возможная нагрузка потребляемой реактивной мощности достигается или при ограниченном условием устойчивости синхронного режима граничном отрицательном токе возбуждения -7В 1р [48.1 ], или при отсутствии возбуждения /в = 0 и внутреннем угле компенсатора
5 = л/2, те. при расположении ротора по поперечной оси, при которых
|-<2скгр| =	= °-75 <?ск „ом («)
Искусственная устойчивость работы СК при расположении розора по поперечной оси обеспечивается быстродействующим зпакоперемениитт автоматическим регулированием реверсивного возбуждения СК по отклонениям угла Д8 от граничного значения 8|р	л/2. Возникающие про
этом положительный пли отрицательный синхронизирующие вращающие моменты замедлякиил ускоряют движение ротора, который, вибрируя, удерживается в динамически равновесном положении ио поперечной оси [48 I].
Обмотка возбуждения СК при этом выпилит-ет роль только удержания poiopa в указанном положении 1 акую же роль удержания ротора в положении но продольной оси те при угле 8 = 0 и отрицательном возбуждении, можетш-поднять вторая удерживающая обмотка возбуждения EG 2 (рис. 48 17), расположенная по поперечной оси ротора
Такие СК с двумя обмотками возбуждение основной продольной и удерживающей попереч-' пой — могут загружаться любой, ограниченно! лишь термической стойкостью обмозок статорам-требляемой реактивной мощностью при угле положения ротора 8 = 0
Режим значительного потребления реактивно! мощности возможен только при автоматическом! знаконеременном регулировании тока возбуждения 7 поперечной обмотки Потребляемая peai-I тинная мощность определяется зоком возбуждении lBj в основной (продольной) 7,6'/ обмотке ротора I
Таким образом, автоматическое регулировав! возбуждения СК с поперечной обмоткой роторе I осуществляется двумя отдельными регуляторам! Источниками токов возбуждения /В(/, /в? СК служат два реверсивных тиристорных возбудится I управляемых двумя автоматическими регуляторами AI’B-т/ и АРВ-т/.
Алгоритмы функционирования автоматических регуляторов определяются их иазначеннеи | Регулятор АРВ-</ обеспечивает поддержание на пряжеппя (7 па шипах путем изменения генерируемой или потребляемой СК реактивной мощно-1 сти. На него возлагается и задача демпфирования качаний синхронных генераторов злектростаишт! путем создания принужденных колебаний налрт-жения на шинах с частотой колебаний ротормзвге-ператоров и фазой, обеспечивающей эффективное их затухание
Эго достигается использованием сит нала пою- < мепепиям активной мощности ДЕ в линии электро! передачи, формируемого реальным дифферента-
22-761
Г. О - Г2 "3
2 О Н х о

2
2
Т5 О
О
я
J3
*
S
22
5
О
Рис. 48.17. Функциональная схема автоматической системы регулирования возбуждения СК с поперечной обмоткой ротора
674
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
| Раи 41
pvioLuiiM звеном. Регулирующее воздействие Ц,еГ(/ определяется суммой сш налов, отображающих отклонение напряжения АС = <7лр - Нш, производной напряжения и изменения Л'Р мощности.
В операторной форме алгоритм автоматического регулирования
СреГ(/(р )=	) + k'pMJ(p ) +
+ *,./>(₽ )рТа/(\ + рГд)]/(1 +pTd). (48.21)
Сигнал, формируемый по производной напряжения, является, как указывалось, стабилизирующим АСРВ по продольной оси, т е. предотвращающим ее переход в неустойчивый автоколебательный режим нз-за обычно весьма высоких значений коэффициента кц усиления сигнала по отклонению напряжения (klt > 100).
Алгоритм автоматического регулирования возбуждения АРВ-с/ по поперечной оси обеспечивает удержание роюра в положении по продольной осп, т е. при угле 5 = 0. в режиме потребления реактивной мощности при отрицательном токе возбуждения -/bJ в продольной обмотке возбуждения LGI и демпфирование колебаний ротора в этом режиме искусственной устойчивости СК. Поэтому регулятором АРВ-</ используются сигналы по отклонению угла А5 оз 8 = 0, его производной и отклонению (появлению) электромагнитного момента — активной мощности на валу СК. В операторном виде алгоритм автоматического регулирования
f/per</P) =
АД8(р) + А'рДб(р) + АгДГск(р)
=--------------:---z----1---—----	(48.22)
1+р7(/
Автоматические регуляторы APB-d и АРВ-с/ содержат соответствующие алгоритмам (48.21) и (48.22) измерительные органы (рис. 48.17): напряжения 14011 с дифференциатором DADI, активной мощности липин ИОАМ с реальным дифференциатором DAD2, угла положения ротора ИОУ с дифференциатором DAD3 и электромагнитного момента ПОЭМ; измерительные преобразователи мощности линии ИПАМI и синхронного компенсатора ППАМ2; задающие элементы ЗЭ1, ЗЭ2, отображающие установленную передаваемую мощность полиции и мощность СК, определяемую главным образом его вентиляционным охлаждением.
Измерительные органы регуляторов выполняются иа интегральных микросхемах: ИОН с использованием управляемых интеграторов DAJ. Измерительный орган угла ИОУ запоминает мгновенное значение синусоидального напряжения, например фазы А стаюра иа путем заряда конденсатора в момеззз появления импульса % от индукционного измерительного преобразователя (датчика)
угла И1 |У [48 I ]. ИОУ состоит из постоянного магнита с обмоткой, расположенного на статоре СКу торца вала ротора Иа торне вала размещена иль стина из магнитного материала, перекрывают» зазор между полюсами постоянного магпитаамо-менты времени, изменяющиеся в функции угла! синхронного компенсатора, отпосительномомента перехода через нуль мгновенного значения налра-жения иа. В момент перекрытия зазора между полюсами постоянного магнита в обмотке индуцируется импульс напряжения ии, смещающийсяпоосм времени при изменении угла 8. Соответственно 1 раз за период изменяет ся напряжение нвза-поминающем конденсаторе.
После суммирования сигналов измерительных органов интегральными сумматорами DfiJHl, DAIV2 исполнительными усилителями Al, А2они преобразуются в pei улпрующие воздейстии Срс[(/. Uperq |1а устройства фазоимпульсного управления ФИУ1—ФИУ4 тиристорами возбудителей через разделительные диоды разнопошр-ные напряжения Uper(/, Uperi/ воздействуют ив разные тиристорные выпрямители возбудителей I'SI, VS2 синхронного компенсатора GC.
АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ СТАТИЧЕСКИМИ KOMI 1ЕНСАТ0РАМИ
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Возможность непрерывного управления ионностью реакторов и дискретного изменения мощности конденсаторных установок мощными тиристорными управляемыми устройствами и тиристорными выключателями соответственно обусловила разработку статических тиристорных! управляемых компенсаторов (СТК) реверсивного! действия, более падежных, быстродействующих! менее дорогих, чем вращающиеся синхронным компенсаторы. В связи с выявившимися особенностями коммутации секционированных конденсаторных установок оказалось целесообразных выполнять СТК, состоящими из непреры не управляемой реакторной части и постоянно включенной или только включаемой и отключаемой в целом конденсаторной уезановки Поскольку! непрерывно управляемые реакторные СТК в режимах малой загрузки потребляемой реактивной мощностью (при больших углах включения тиристоров л/2 < а < 2л/3) генерируют гармониче-1 ские составляющие напряжения и тока, пришлой I их секционировать и осуществлять дискретно-и-1 прерывное управление их мощностью, т е. производить включение и отключение отдельных рейтеров с непрерывно изменяемой мощностью ках-дого из них тиристорными преобразователями,
§48 3]
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
675
Рис. 48.18. Схема управляемого статического компенсатора (о) и структурная схема автоматическою регулятора (б)
работающими с малыми л/6 < а < л/2 углами включения тиристоров. По пому определились два типа СТК, оба состоят из отдельных секций (модулей), но одни с постоянно подключенной конденсаторной установкой, а второй с периодически коммутируемой.
Первый тип СТК является частично, а второй полностью реверсивным. Например, СТК одной из электропередач напряжением 1150 кВ состоит из 14 реакторных непрерывно управляемых модулей, потребляющих реактивную мощность до -1100 Мвар, и конденсаторной установки мощностью 300 Мвар [48.23] Реверсивный СТК мощностью 55 Мвар содержит непрерывно управляемую тиристорным преобразователем VS (рис. 48.18) реакторную часть LR и дискретно управляемую иесекционированную, те. включаемую или отключаемую конденсаторную установку СВ напряжением 10 или 20 кВ [48.23]
Автоматический регулятор реактивной мощности реверсивного СТК разработан как устройство дискретно-непрерывного действия Непрерывная его часть функционирует по алгоритму [48.23]
Урег<Р) =	Д^(Р) + k^pBUCp) +
+	) + крВРп (р)рТд/(\ +РТД)\/
/(рТу+\)2.	(48.23)
Составляющая (48.23), пропорциональная отклонению напряжения BU, определяет загрузку СТК генерируемой или потребляемой реактивной мощностью Сигналы ио первой и второй производной напряжения стабилизируют автоматическую систему регулирования, работающую, как указывалось, при высоких коэффициентах усиления сигнала по отклонению напряжения Сигнал, отображающий изменения активной мощности линии электропередачи, формируемый реальным дифференцирующим звеном ио ее отклонению ВРП, обеспечивает затухание злектромехаииче-ских переходных процессов в электропередаче. Из условия наиболее эффективного их демпфирования и выбирается постоянная времени 7Д реального дифференциат ора
Функциональная схема непрерывной части автоматического регулятора реактивной мощности (см. рис 48.18) состоит
из апериодических звеньев с передаточными функциями Hal(p)\Ha2(p)\ = 1/(рТл + I), замещающими принятые в (48 23) безынерционными измерительные преобразователи напряжения ИПП и активной мощности ИНАМ,
двух идеальных с передаточными функциями ^.(р)]^^)] ~Р 11 одного реального \йдр(р)=рТа/(рТа + 1)| дифференциаторов;
676
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 41
инерционных звеньев с передаточными функциями //у1(р)|//у2(р)1 = 1 /(РТУ + 1) первого порядка, замещающих суммирующий и исполнительный усилители Автоматический регулятор пропорнионально-днфференциальный статический
Функциональная схема автоматического регулятора реактивной мощности С ГК, аналогично схеме регулятора СК (см. рис. 48.17) содержит измерительные органы напряжения ИОН и активной мощности ИОАМ липни, состоящие из свойственных им типовых функциональных элементов измерительных преобразователей напряжения и мощности, задающих элементов ЗЭ, элементов сравнения непрерывного действия ЭСПД и обусловленных алгоритмом регулирования (48.23) активных дифференциаторов.
Суммарный непрерывный сигнал СсУ-(р) на выходе сумматора ОАИ' исполнительным усилителем А превращается в регулирующее воздействие па непрерывно управляемый (через устройство ФИУ) тиристорный преобразователь t’S (рис. 48 18, я), непрерывно изменяющий потребляемую реактивную мощность реактора ER статического компенсатора.
Регулятор, как указывалось, непрерывно-дискретного действия содержит элемент формирования дискретных сигналов — элемент управления ЭУ (рис. 48.18, б), полного открытия тиристоров, их частичного фиксированного открытия и сигналов включения или отключения выключателей (Э1 компенсатора и Q2 его конденсаторной части. Они необходимы для предотвращения периодического включения и отключения выключателя 02 (неустойчивости его коммутации) при воздействии на дискретное изменение мощности СТК путем отключения или включения его конденсаторной части.
Сигналы формируются релейным пуль-индика-тором суммарного сигнала и логической частью элемента управления ЭУ. При изменении знака напряжения + (7cj конденсаторная установка СВ должна включаться или отключаться. Перед ее включением по дискретному сигналу с опережением по времени на один-два периода промышленной частот ы формируется дискретный сигнал U полного открытия тиристоров, т.е. перевода СТК в режим потребления максимальной мощности. Включаемая туг же конденсаторная часть полностью компенсирует потребляемую реактором мощность — это пулевой режим СТК. Затем непрерывным управлением тиристорами мощность реактора уменьшается, обеспечивая нарастание генерируемой мощности С ГК конденсаторной его частью.
По мерс повышения напряжения <7Ш (рис. 48.18, а) па шинах и необходимости сниже
ния генерируемой мощности СТК конденсатор»! его частью, i.e. перевода СТК в режим потреблен! реактивной мощности с опережением на песком периодов по сигналам U отиристоры переводш в состояние частичного открытия, а дискре™ сигналом отключается выключатель Q/ Кондево-тор апериодически разряжаемся на реактор через частично ci крытые тиристоры, потому что при полном их открытии вследствие равенства сопротивлений реакторной и конденсаторной частейпра промышленной частот е имел бы место длительна! слабо затухающий периодический процесс пере» ряда (неустойчивость разряда) конденсатора
Затем в обесточенном состоянии выключатель конденсатора 02 отключается, а 01 снова вклю» ется. Тиристоры непрерывным сигналом переводятся в режим, соответствующий необходимой, определяемой напряжением (7и] потребляемой реактивной мощности
Все элементы регулятора выполняются папа-тегральпых микросхемах с использованием утри-лясмых интеграторов в ИПП, интегральных пере-множителей в ИНАМ и дискретных лошчесш микросхем.
Микропроцессорная авгоматичссквя сипе-ма ко нлексиого управления (и защиты)статическими компенсаторами (САУЗ) выполненанабт-зе микросредств управляющей вычислитель»! техники (МСУВТ) В7 |48.24). Она производит не только автоматическое регулирование напряжем! и реактивной мощности СТК. по и противоавари!й ное управление защиту тиристорных преобразои-телей, ограничение перенапряжений, дискретное повышение предписанного напряжения (устаия по сигналу нрогивоаварийной автоматики
Как обычно, для обеспечения надежиосп функционирования предусматривается две взаимо-резервируемые управляющие микроЭВМ, обязующие вычислительную ВЧ функциональную часть (рис. 48.19). Каждая из них содержит поди микропроцессора МГН. МП2.
Измерит елыто-преобраюва1елызая ИПЧ и исполнительная 11Ч функциональные части, образующие, как указывалось, устройство связи с обьетит । (УСО), выполняют аналоговое измсрительноспреобразование входных сигналов — напряжений в< токов промышленной частоты, формируют фа» импульсное управляющее воздействие па тнрнсто-1 ры СТК и обеспечивают гальваническое разделение (развязку) их цепей и входов вычислители»! части ВЧ. При этом используется, как указывалоец реле дискретных сигналов РДС па герконах и оптоэлектронные усилители в цепях аналоговых сиг» | лов (па схеме не показаны).
Элементы аналогового измерительного преобразования токов ЛИТ и напряжений АИН содерии
§48 3|	АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
677
Рис.48.19. Упрошенная схема микропроцессорной системы комплексно)о управлении и заши n.i СТК'
активные измерительные трансреакторы и трансформаторы [48 7] с унифицированными сигналами в виде переменных напряжений с ограниченной на уровне 5 В амплитудой Опп поступаю г через коммутатор аналоговых сигналов АК (аналоговый мультиплексор) в АЦП
Поскольку напряжения на шинах подстанции и на линии, при работе СТК, генерирующего гармоники, несинусоидальны, то перед аналого-дискретными преобразователями АДП, формирующими импульсы управления микропроцессорами, установлены активные частотные фильтры нижних частот ФПЧ.
Два АДП формируют короткие импульсы, необходимые для цифровых измерительных преобразований вычислительной части в моменты переходов через нулевые значения грехфазных напряжений и напряжения одной из фаз
В связи с несииусоидальностью напряжений производится цифровое измерительное преобразование действующего значения напряжения в сигнал, что является оригинальной особенностью вычислительной части САУЗ Программа такого преобразования предполагает вычисление сумм квадратов дискретных мгновенных значений фазных напряжений через интервалы времени, равные одной четверти периода их изменений, и извлечение квадратного корня. Цифровой сигнал информации о действующем напряжении формируется по среднему за период Тп промышленной частоты их зна
чению Прерывание вычислений производи гея соответствующими )аймерами 77, Т2 микроЭВМ
В цепях напряжений прсдусмозрены и аналоговые выпрямительные измерительные преобразовании средних значений напряжений ВИНН
Оригинальной разработкой является и цифровой способ формирования управляющих воздействий — вычисление двоичною кода угла включения тиристоров СТК и его фазоимпульспос преобразование Запуск программы фазоимпульсного преобразования происходит по прерываниям 12 раз в течение периода промышленной часюты импульсными сигналами, формируемыми АДП при каждом переходе через нулевые мгновенные значения шестифазной системы переменных напряжений, получаемой ог измерительных трансформаторов TV с разными группами соединений первичной и вторичной обмогок На выходе второго микропроцессора МП2 по шести линиям перелаются сигналы информации об углах включения тиристоров грехфазных преобразователей Сигналы усиливаются и распределяются по пкрисюрам в формирователях импульсных токов управления ФИУ исполнительной частью САУЗ В формирователи поступаю г и сигналы установки диодного режима работы зирнсюров.
Микропроцессор МП2 выполняет и функции защиты СТК от токов перегрузки и повреждений тиристорного преобразователя. В исполнигельную часть входит, как указывалось, и комплект выход-
678
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд .41
пых реле КВР дискретных сигналов, поступающих о г их мулыиилексора МПЛ. В микропроцессорной САУЗ предусмотрены сервисные функции — модуль конIроля МК п подключаемый через ЦАП осциллограф демонстрируют операции автоматического управления. Широкий набор сервисных функций, реализуемых программно, обеспечивает удобство контроля и обслуживания САУЗ.
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
Особенное) и аихома) оческою pci ул про нация коэффициента трансформации. Основные особенности автоматического регулирования коэффициента трансформации обусловливаются дискретное гыо его изменения при переключении ответвлений обмоток и относительной сложностью и инерционностью процесса переключения электромеханическими уотройсгвами регулирования под нагрузкой (УРИИ)
При автоматическом регулировании обеспсчи-ваеIся
дискретноегь дейовия регулятора и нечувствительность к изменениям напряжения, меньшим ступени регулирования;
большая выдержка времени для предотвращения переключений при кратковременных изменениях напряжения при пусках и самозапусках электродвигателей. удаленных КЗ и в других случаях;
регулирование напряжения с отрицательным статизмом для поддержания напряжения у потребителя на неизменном уровне при возрастании нагрузки.
Сложность процесса переключения обмоток, необходимое|ь обеспечения согласованного действия ipe.x однофазных УРПП, шести однофазных или трех трехфазиых УРИН при переключениях отвез влепий обмоток параллельно работающих трансформаторов или автотрансформаторов, а также относительно высокая вероятность появления неисправностей в сложных электромеханических устройствах обусловливают еще две особенности автоматического регулирования ко зффициента трансформации, а именно однократность и им-пульспость регулирующего воздействия и необходимость автоматического контроля завершения переключения и исправности авзоматической системы pei улпроваппя в целом
До последнего времени применялся полупроводниковый автоматический регулятор коэффициента трансформации (АРКТ)тппа APT-IH [48 I]
Микропроцессорный автоматический регулятор SPA1341C производится объединенным предприятием «АББ Реле-Чебоксары» [48.2J. Он является интеллектуальным автоматическим уст
ройством, выполняющим кроме функций собственно АРКТ, ряд дополнительных, набор сервисных функций, свойственных современным микропроцессорным техническим устройствам автоматического управления. Регулятор функционирует по программе, содержащейся в ПЗУ микроЭВМ вот-личается высокой точностью функциональных характеристик и показателей.
Четко фиксируемый в цифровой форме коэффициент возврата измерительной части позволяет возможно максимально приблизить зону нечувствительности к дискретному изменению напряжения при переключениях соседних ответвлений обмотки высшего напряжения (ступени регулирования). Вычислительный процесс определения падений напряжения в линиях элекфосцабжения нагрузки обеспечивает их компенсацию, необходимую для поддержания постоянства напряжет электроприемников при изменениях потребляежй ими электроэнергии Расчетное определение выдержки времени действия pci улягора в зависимости от степени отклонения напряжения придал ему свойства адатации и позволяет’ оптимизировать процесс автоматического управления УРПН.
Автоматический регулятор имеет алфавито-цифровой дисплей, отображающий текущую информацию о режиме работы цтансформятора с фиксированием значений напряжений, тока нагрузки, угла сдвига фаз между ними, напряжена компенсации и сигнала о состоянии УРПНсува-запием его положений, т.е. рабочих ответвлеии! обмотки и положений приводного механизмаАв-тематическое тестирование и самодиагностика с выводимой информацией о появляющихся неисправностях обеспечивают надежность функционирования регулятора.
Автоматический регулятор имеет модульное построение. Основным является модуль автоматического регулирования SPCU IDSO Он производит все вычислительные операции н формируя цифровые сигналы, преобразуемые выходными-нулем в управляющие воздействия па УРПН.Вй-ответствии с отклонением Дб/от установленного (предписанного) напряжения, определяемого t учетом рассчитываемого в реальном временина-пряжения компенсации, при выходе изменяющегося напряжения за пределы зоны печувствитиа-пости Аб/ > Д67НЧ модуль регулирования запускает программу вычисления первой выдержки времени, зависящей от Дб//Дб/Н11 - В в соогветствш с соотношением
'репсах'2* 1	(4824)
при фиксированном Гтах ~ 25 е.
Если отклонение напряжения уменьшается и Дб/< 0,75Дб/нч, отсчет времени прекращается пре-гулятор на УРПН не действует.
§48 3|	АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ	ЫУ
После окончания первой выдержки времени тем меньшей, чем согласно ,48 24) больше отклонение напряжения, производится переключение одного ответвления обмотки трансформатора В случае, если одною переключения недостаточно для вхождения напряжения в тону нечувствительности, запускается отсчет второй выдержки времени (рег-)< Tpci । 11 при необходимости производится переключение второго ответвления.
В автоматическом регуляторе предусматривается информационное общение с оператором непосредственно или через ПЭВМ и с более высоким иерархическим уровнем автоматического управления
Как указывалось, он вычисляет напряжение на своем входе — напряжение регулятора (/рС1. по предписанному напряжению (7пр (уставке), пропорциональному' напряжению, которое должно поддерживался па шипах подстанции, вычисляемому падению напряжения Д(/^ в ли,,иях, питающих потребителей электроэнергии, и по снижению ДЦ,р уставки в режиме минимальной нагрузки трансформатора При этом учитывается и реактивный ток /р ц, циркулирующий между параллельно работающими |рапсформаторами, в том числе различной мощное in В относительных единицах (по отношению к номинальным значениям)
^рег=^пр+Д^г±/’рЦ-Д^нр (48 25)
Активная Д(/к и реактивная ДСд- составляющие падения напряжения Д(/г в линиях вычисляются неизвестным их сопротивлениям и токам Возможно определение Д(/7 и с использованием теленн-формацпн о напряжениях на зажимах приемников электроэнергии
Для вычисления относительного тока циркуляции/рц//ном автоматической регулятор каждого из параллельно работающих трансформаторов передает (по волоконно-оптической связи) информацию о векторе тока другим регуляторам (предусмотрена возможность индивидуального автоматического управления тремя трансформаторами) Каждый вычисляет общий ток нагрузки трансформаторов и сравнивает его по амплитуде и фазе с током данного трансформатора. В результате составляющая /»р ц в (48 25) корректирует управляющие воздействия каждого из регуляторов, обеспечивающие минимизацию балластного тока циркуляции, и пропорциональную номинальной мощности трансформатора его загрузку
Предписанное напряжение <7пр и степень его снижения Дб7Пр изменяются оператором дистанционно
Предусматривается ЗАПРЕТ (блокировка) действия регулятора па УР1IH по максимальному и ми
нимальному напряжению 1рапсформаюра, выполняемый микропроцессором
На функциональной схеме авюмашческого регулятора SPAU 34IC (рис 48 20) показаны модуль 01 автоматического pei улнроваппя с микропроцессором О и логическими элементами и модуль 02 ручного управления, KoncipyKinBiio выделенные блок U6 (в фирменном обозначении) вторичных измерительных 1рапсформа1оров юка и напряжения с элементами iальвапнческой развязки и блок питания с входными зажимами Х0, блоки входных герконов 05 с зажимами А/ их обмоток и выходных юрконов со сборкой зажимов А’2 oi их контактов, показан вход под миллиамперметр резистивного да! чика, положения УРПП ТАР POS и оптоэлектронный преобразователь SPA-ZC с разъемом волоконной оптической липни передачи информации
Герконы ТСО фиксирую! процесс переключения УРПН, в течение которого действие регулятора запрещается, a BLOCK выводит ею из работы но внешнему запрещающему сигналу при замыкании контакта одного из них на выходе элемента DIVU (ИЛИ-1 IE) возникает лошческнп нуль поступающий на один из трех входов элеменюв DX3 и DX4, и запрещающий формирование их единичных выходных сигналов, которые определяют управляющие воздействия RAISE (подшив) и LOITER (снизить) напряжение Их формирование происходи! под воздействием единичных ионических сш палов микропроцессора (/при возбуждавшемся герконе АОЮ (аиюмаизческое управление) логическая единица, зафиксированная элементом ее запоминания припером DS) поступает на соответствующие входы элеменюв 15X1, DX2 Эта же единица иа инверсных входах ОХЗ DX6 запрещает формирование воздейсiвин RAISE или LOITER модулем 02 ручного управления или внешними сигналами, г с дистанционно (ключ SA и входные герконы) При возбуждении юркопа MAN па выходе DS появляется логический пуль, запрещающий прохождение единичных логических сигналов через 1>\'Е DX2 и разрешающий формирование управляющих воздейс1вий элементами 0X3, DX4 при ручном дистанционном (входные герконы) или местном (ключ SA) управлении
Расположенные па передней панели регулятора дисплей и светодиодные табло отображают обширную информацию о его настройке и режиме работ ы
Высвечиваю гея значения напряжения и тока нагрузки трансформатора, предписанное напряжение и степень его снижения, сое гавляющие падения напряжения в линии ДС/, зона нечувствительности. вычисленные выдержки времени Светодиодами фиксируются срабашнапне измерительной части па повышение RAISE или снижение LOWER напряжения, действие блокировки по юку или па-
680
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Рам
Рис. 48.20. Функциональная схема автоматического peiy.inTopa напряжения SPAU341C
Разд. 48
j 48 4] АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИИ И ЭЭС 681
пряжению, автоматическое управление параллельно работающими трансформаторами (PARALLEL), автоматическая самодиагностика 1RF: отключение модуля автоматического AUTO регулирования при переходе на ручное управление УРПН оператором MAN На передней панели расположены и кнопки управления программированием, дисплеем, переключениями на параллельную работу или на ручное управление УРПН Миллиамперметром mA фиксируются его положения
48.4	АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ Э. 1ЕКТР11ЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ И ЭЭС
НАЗНАЧЕНИЕ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЕЙ
Электрическая станция как главная производственная единица ЭЭС в связи с особенностями процесса производства и передачи электрической терпит должна управляться полностью автоматически, т е бет непосредственного участия человека (оператора) Однако в настоящее время практически используются автоматизированные системы управления (АСУ), предполагающие эпизодическое вмешательство в их функционирование дежурного оператора электростанции Сложность тепловых процессов на ТЭС и АЭС обусловливает наименование систем управления ими как автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП)
Автоматизированное управление режимами работы ЭЭС осуществляется АСУ ЭЭС, ОЭС и АСУ ЕЭС Их техническая реализация стала возможной лишь с появлением цифровой вычисли
тельной техники Назначением АСУ является обеспечение надежного, технически рационального и оптимального по технико-экономическим показателям функционирования электрических станций и ЭЭС
Разработаны АСУ ГЭС и АСУ ТП тепловых и атомных электростанций, функционирующие на основе созданных в ВЭИ ззнзез рззровапных двухуровневых иерархических н распределенных микропроцессорных средств тля автомазизазшзз электроэнергетических комплексов (МС АЭК) [48 26 [ Верхний уровень— общест анционпая часть, нижний — ai регатпая (блочная) час i ь
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ АСУ ГЭС
ГЭС играют важную роль в обеспечении падежного и оптимального режима рабои.1 ЕЭС Они покрывают переменную, случайно изменяющуюся часть графика паз ручки ЕЭС и тем самым обеспечивают равномерную работу мощных элекзроэперге-зическнх блоков ТЭС и АЭС Именно на ГЭС сосредоточен оперативный резерв мощности, вводимый в действие в течение десязков секуззд Маззев-реиность ГЭС широко пспользуезся в аварийных сизуацпях для быезрозо восстановления баланса (равенства требуемой потреби гелем зз производимой) электроэнергии с целью предотвращения пару шензтя устойчивости параллельной работы электрических станций зз восстановления нормального режима работы ЭЭС
В настоящее время создана микропроцессорная иззтегрированная АСУ ГЭС и ГАЭС [48 4], функциональная структура которой иллюстрируется схемой па рис 48 21 Как указывалось, АСУ явля-
Рис. 48.21. Функциональная структура микропроцессорной АО I ЭС
682
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 41
сгся .двухуровневой Нижний агрегатный уровень (агрегатная часть АЧ) содержит устройства:
сбора и первичной обработки информации о состоянии гидрогенератора ГГ, трансформатора Т и схемы его подключения УСИ;
контроля и диагностики КДА гидроагрегатов ГА и комму 1 анионного (еюдстапшюнного) оборудования KI10,
комплексного автоматического управления блоком гидротурбина генератор—трансформатор КАУ;
регистрации аварийных ситуаций РАС на гидроагрегатах и открытых распредустройствах ОРУ I, ОРУ2.
Первая из указанных группа информационных средств поставляет (через концентратор КИ) информацию о технических показателях технологического оборудования
Главную управляющую часть агрегатного уровня КАУ составляет микропроцессорная автоматика гидроагрегата микропроцессорные АС, АРЧМ п АРВ Устройства РАС выдают осциллограммы процессов изменений напряжении и юков при аварийных ситуациях
Верхний общестанцпонный уровень (обще-етапцпоппая часть ОСЧ) АСУ состоит из следующих подсистем
представления п отображения информации ОИ персоналу электростанции о нормальных режимах, регистрации и анализе аварийных режимов,
автомае ического управления нормальными режимами работы электростанции,
прогпвоаварпйпой автоматики ПА,
информационной связи с вышестоящим уровнем управления СВУ п комплексного учета электроэнергии КУЭ
I (одсисгема ОИ строится на базе локальной вычислительной сети совместимых ПЭВМ, установленных на главном щите управления ГЩУ, в элек-тромашиппом зале М3, в помещениях службы автоматики и защиты АЗ, администрации АД, планово-производственного отдела ППО. Основными ее функциями ЯВЛЯЮТСЯ'
отображение информации о текущем состоянии эпергооборудования и электрической схемы ГЭС;
своевременное выявление отклонений режимных параметров технологического процесса и его нарушениях,
регистрация действия автоматических управляющих устройств в нормальных, предаварийных и аварийных режимах,
вычисление технико-экономических показателей, коммерческий учет выработки и расхода электро тиергии и сбор статистической информации.
Подсистема общестапционпого автоматического управления состоит из трех основных частей, осуществляющих автоматическое управление пуском и включением па параллельную работу гидрогеиера-
юров — подсистема 11УСК; обшестапциолноеавто-магическое регулирование частоты и оптимальнее распределение активной нагрузки между пщротеие-раторамп — общестапциоппая подсистема регул-рования частоты и мощност и ()РЧМ и общественно! автоматическое речулпровапие напряжения и pear тивиой мощности — подсистема OPIIM
Микропроцессорная подсистема ОРНМ обеспечивает [48.271'
прогнозирование реактивной нагрузки электро-станции;
учет различий регулировочных характернсти гидрогенераторов и индивидуальных ограничена! по реактивной нагрузке;
анализ перетоков реактивной мощности черт автотрансформаторы связи между шинами различных напряжений при формировании воздейспи на АРКТ;
поагрегатный кош роль выполнения управляющих воздействий и выдача соответствующей информации
Микропроцессорная АСУ осуществляет обмен информацией с диспсе черским пунктом ЭЭС I ЦДУ ЕЭС через общестапцпоппыс информационные автоматические устройства сбора и передач сигналов ОСИН н быстродействующей передач сигналов от нентралпчованпой ЦПА противоаи-риштой авгомаеики БСИА
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ГЭС
Функции АСУ ТП ГЭС существенно сложнее В соответствии с общей концепцией построение АСУ ТП ТЭС и АЭС опа является интегрирован-1 ной, иерархической, двухуровневой и распределенной, функционирующей па основе переработки обширной информации
Основной уровень АСУ ТП - >то ее общее» цнонная часть ОСЧ (рис 48.22). Опа состоит из информационного ИВК и управляющего УВК вычти-лителыеых комплексов Информационное обеспечение АСУ имеет решающее значение для эффея-тивностн ее функционирования. ОСЧ осущеспаг ет обмен информацией по телеавюматическинканалам технических средств сбора и передачи информации ОСПИ с АСУ ЭЭС и ио быстродейп-1 вующим каналам передачи сигналов противови-1 рпйпой автоматики БСПА
Информационно-вычислительный кочппек ИВК собирает информацию от измернтельныхпре-образователей электрических режимных парами-ров турбое операторов и датчиков тепловых,термодинамических и механических режимных парами-ров энергоблоков и оборудования собственная нужд (источников информации ИИ агрегатной час-
$ 48 4] АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХСТАНЦИИ И ЭЭС 683
Рис. 48.22. Функциональная схема АСУ '1’11 тепловой >лек| росlaniiiiii
ти АЧ) и протнодиг ее обрабгоку, прежде всею для оперативного отображения персоналу ООП, диагностики состояния и определения ресурсов основного тепло- и электроэнергетического оборудования ДСЭО, учета выработанной, потребляемой иасобственные нужды п отпущенной электро- и тепловой энергии УЭ) Э, поступающей в устройства отображения и использования информации УО и ИИ. В ИВК производятся расчеты по оптимальному распределению плановой и неплановой мощностей электростанции РОРМ между энергоблоками по рассчитываемым циклически на основе собираемой информации технико-экономическим показателям, формируются данные для передачи в АСУ ЭЭС и ЕЭС, производятся регистрация и анализ аварийных ситуаций РААС и ряд расчетов плановопроизводственно! о характера.
Управляющий вычислительный комплекс состоит из четырех частей управления пуском и остановом включением на параллельную работу и нагружением |урбогснераторов ПУСК, обшестаи-ционного регулирования частоты и мощности ОРЧМ, напряжения и реактивной мощности ОРНМ и противоаварийного управления мощностью ПАУМ Основные отличительные 01 управляющей част АСУ ГЭС (см рис 48 21) особенности УВК определяются сложностью технологических процессов пуска, ощапова и нагружения паровых турбин и задач автоматического управления мощностью в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах, реализуемых микропроцессорной автоматической системой управления мощностью, выполняющей функции ОРЧМ и ПАУМ
Микропроцессорная автоматическая система управления мощностью ТЭС является основной
частью се АСУ 111 [48 25[ В свяш с про|пворечн-востью энергосистемных и вну i рнблочных требований и условий опа отличатся значительной сложностью Для поддержания оптимального режима и устойчивое!и функционирования энерго-объединений особенно важны скорое!ь п точность отработки выдаваемых I )С заданий по мощноегн, тогда как допустимая и реализуемая скорости изменения mohthocih инерционных тепловых энергоблоков ограничены Полому АСУ ТП содержи! специфические элементы ограничения темпа задания мощное in (О 1’3) и безударного ее подключения н включения
Общая функциональная схема микропроцессорной общестапциоппон авгомат нческой системы регулирования частоты и mouthocih ОРЧМ тепловой электростанции содержит (рис. 48 23) программные элементы задания и пановой нагрузки (ее графика) ЗГН и неплановой мощности ЗИМ. ограничения темпа заданий на п!мепепия мощностей ОТЗ и безударного подключения и отключения (безударных операций) ЬО, оптимального по технико-экономическим показателям распределения мощностей ОРМ и задания мощности Р энергоблокам ЗМЬ, пзмери|ечы1ый opian частоты ИОЧ с зоной нечувствительное!и А|± 0,1 | Гц Выходной сумматор их сигналов воздействует на микропроцессорный автома!ический регулятор мощности турбины АРМ-М и аналоговый регулятор парогенератора АРПГ
Плановая предписанная на1рузка Р пл рассчитывается в oGiuejiieprociicieMHOM оперт ивиом ин-формацпонно-управляющпм комплексе АСУ ЭЭС (см ниже) и передается по каналам связи системы сбора и передачи информации па ГЭС заблаговре-
684
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд. 41
Рис. 48.23. Функциональная схема микропроцессорной аитоматческон системы управлении мощностью тепловой электростанции
меццо Задачи, связанные с управлением неплановой предписанной мощности /'1|р НШ1 и протнвоава-рнйным управлением решаются в реальном времени управляющим вычислительным комплексом об-щсэнергетического уровня
Программные функции ЗГН, ЗИМ и 3МБ выполняются но замкнутым схемам следящего автоматического регулирования, поэтому элемент задания неплановой мощности энергоблокам обычно называется регулятором неплановой мощности Программные элементы функционируют по интегральному алгоритму автоматического регулирования и припцппиалыю реализуются как позиционные астатические регуляторы, содержащие, например ЗИМ, элемент сравнения непрерывного действия ЭСНД (рис 48.23). релейный усилитель-преобразователь УП и исполнительный усилитель А, охваченные функциональной гибкой отрицательной обратной связью ФОС с передаточной функцией апериодического звена Их техническая реализация — цифровая по соответствующим программам управления микропроцессорными вычисли тельными средствами, т е. в виде цифровых моделей ас Iэтического следящего регулятора
Программа оптимального распределения мощности обеспечивает вычисление интеграла функций ф, изменений мощности энергоблоков по их технико-экономическим показателям и технологическим ограничениям и определяет приоритет загрузки отдельных энергоблоков или их групп с учетом гехполот пчески допустимых регулировочных диапазонов.
Ограничители темпа задания (их два в каналах мощностей F |1л и ^Г|Р|1ПЛ) также представляют
собой цифровые модели астатических регулятом с интеграторами, посюяппые времени которых и устанавливаю! допустимые ио 1ехпологическии условиям скорош и изменений заданий мощностей, поступающих из АСУ ЭЭС или скорость изменений натрузок эиер! обликов при подключениях и отключениях ввиду или недостоверности информации, или неисправности ОСТМ Программно реализуется п измерительный орган частоты ИОЧ с зоной нечувствительности
Функции, выполняемые ОРМ при управления плановой мощностью, сводя гея в основном к следующим
формирование прогнозируемой части графика нагрузки электростанции;
расчеты предписанной плановой мощности энергоблоков на основе анализа их технико-экономических показателей и с учетом ре ту лироночных диапазонов, допустимой скорости изменения нагрузки турбогенераторов и технологических ограничений! изменения мощности |урбнп,
обеспечение в резулшате онiимального экономически и рационально! о технически распределения предписанной ТЭС графиком нагрузки плановой мощности.
формирование сигналов информации о выполняемом графике нагрузки
Последняя из указанных функций выполняется содержащейся в общестапцнонной микропроцессорной АСУ мощностью информационной функциональной частью — устройством УСИ сбора информации о режимах ТЭС, передаваемой АСУ ЭЭС, о режимах эперюблоков, поступающей н соответствующие элементы микропроцессорнойснс-
s 48 4] АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИИ И ЭЭС 685
темы, в особенности 3МБ и СИЗ Указанное устройство производит теегпрованпе при диагностике автоматической системы и выдает информацию персоналу ТЭС с выводом на дисплеи ПЭВМ режимных параметров эпертоблоков
ЦИФРОВАЯ АВТОМАТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ЧАСТОТОЙ И АКТИВНОЙ мощностью ээс
Автоматическое регулирование частоты н управление активной мощностью является главной задачей автоматизированного диспетчерского управления режимами работы ЭЭС, ОЭС и ЕЭС Соответствующие автоматические устройства образуют централизованную автоматическую систему регулирования частоты и мощности (ЦАРЧМ), функционирующую по ступенчато-иерархическому принципу
Нижним ее уровнем являются АСУ ТП электростанциями Второй уровень образуют автоматические устройства, установленные на диспетчерских пунктах ЭЭС В соответствии с расчетами по прогнозированию графика нагрузки и его оптимальному по технике-экономическим показателям выполнению УВК, используя технические средства передачи информации, выдаю! почасовые графики нагрузок — задания плановой мощности и определяют участие частогорегулпрующи.х электростанций в покрытии изменений внеплановой мощности ЭЭС Новой но сравнению с общсстан-ционлой АСУ ТП функцией АСУ ЭЭС является контроль и ограничение перетоков мощности по линиям электропередачи по условию сохранения статической устойчивости ЭЭС
Указанная задача ограничения перетоков мощностей становится главной для автоматических устройств управления частотой и активной мощностью ОЭС, часто содержащих линии связи между ЭЭС с ограниченной пропускной способностью Они образуют третий (верхний) уровень ЦАРЧМ. Ее высшим (четвертым) уровнем является комплекс автоматических устройств, установленных в центральном диспетчерском управлении (ЦДУ) ЕЭС.
Основными задачами ЦАРЧМ являюгея непрерывное поддержание баланса между генерируемой «требуемой потребляемой мощностями при наиболее экономичном режиме п рациональном использовании энсргорссурсов и обеспечение устойчивости параллельной работы ОЭС и надежности электроснабжения
Особенности автоматического управления на верхнем и высшем уровнях определяются снижением случайных отклонений час юты по мере рос-таустановленпых мощностей ОЭС п ЕЭС в целом и, напротив, возрастанием нерегулярных изменений обменных мощностей между ОЭС Поэтому
в ОЭС и ЕЭС произведшей автоматическое регулирование среднего за некогерое время значения частоты по пптегралыюму критерию, а па первый план выш упасг управление перс токами мощностей и пх ограничение.
Опыт TKCiuiyaiauHH апалотовой ЦАРЧМ, созданной в ОАО «Институт «Эпер!осетьироек1», позволил разработать и внедриы> в ЕЭС цифровую ЦАРЧМ, имеющую расширенные функции п новые свойства [48 28, 48 291
способность прпепосаблива|ься (свойсызо адаптации) к изменениям режимов работы и складывающейся ситуации в ОЭС и ЕЭС,
обеспечение технически рационального совместного использования гидравлических и тепловых электростанций в общем процессе производства и передачи электроэнергии.
реализация сложных взаимосвязей при анализе текущих режимов, выявление их нарушений н определение ошимальпых управляющих воздействий.
повышение работоспособное!и управ 1Я1ошего комплекса в целом и предотвращение неправильных ею действий при неисправностях отельных элементов.
повышение помехоустойчивости за счет большей достоверности используемой информации.
обеспечение диспетчера информацией, достаточной для оценки текущею режима и контроля за его изменениями при действии ЦАРЧМ
В цифровой, как и в аналоговой ЦАРЧМ, регулирующее воздействие иаj-ю электростанцию формируется по иптет рольному соотношению
Ч	'к
U = k)t |A/dz + A/); jA/'dz, (4826)
где Д/, A/J —отклонения частоты от номинальной и перетока мощности от предписанного значения соответственно; к^ коэффициенты долевого участия/-Й электростанции в покрытии изменений мощности, необходимых для восстановления частоты и допустимых по условию статической устойчивости перетока мощности. zHn zK- моменты начала и конца интегрирования
В разработанной ЦАРЧМ регулирование осуществляется лпскреню во времени с никлом 7[( — ( с Интегрирование coi ласпо (48 2о) естествен по заменяется последовательным суммированием При этом выполняется два вида расчетов суммирование приращений А /(7 ), А/ЦТ") за интервал Т дискретизации и накопленных сумм за цикл 7 регулирования Рассчитанное воздействие Ц/ за и-й цикл распределяется между регулирующими электростанциями. В целом ([АРЧМ функционирует по ал-горшму, структурная схема которою в упрощенном виде представлена па рпс 48 24
686
АВТО МА ГИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
|Раи 41
Начало
Рнс. 48.24. Общая структурная схема программы распределения изменений мощности ЭЭС между частоторегулирующнми электростанциями
Высокие требования к надежности функционирования ЦАРЧМ обусловили ее осушествлевиеи двух комплектах цифровых ЭВМ, взаимно контролируемых и резервируемых Для наиболее полиол использования ресурсов ЭВМ принято несимнет-ричпое математическое обеспечение мерная -ЭВМ1 (рис 48.25) ведущая, а вторая — ЭВМ2и-домая, резервирующая ее Первая производит обработку поступающей от телеавтоматических информационных устройств ТАИУ информации  выполняет все расчеты по автоматическому упри-лению по программам вычислений интегральны! отклонений частоты НВОЧ и мощности ПВОМ, управляющих воздействий ВУВ и их распределения по электростанциям РУВЭС Вгорая дублирует расчеты первой, выполняет вспомогательные операции и выдает оперативную (рабочую информацию для се отображения ОИ па пульты управления оператора ПУО управляющего вычислитель ным комплексом УВК, и главного диспетчере ПУГД Реализация результатов расчетов разрешается только при их идентичности па выходах обет исправных ЭВМ Взаимный контроль ЭВМ производи гея периодическим обменом сигналами, ииь тверждающпми их работоспособность При отказе одной из ЭВМ ее функции выполняет другая—аь тематическая система переходит в одномашиииы| режим работы в ко юром производится специальный контроль, выявляющий отказы, остановы ил ложную работу и запрещающий передачу регулирующих воздействий на электростанции
Измерителыю-прсобразоватсльная часть высшего уровня ЦАРЧМ состоит из измерительной преобразоваюля частоты ИПЧ со специальноразрь ботанпым генератором номинальной промышлен-
Рнс. 48.25. Функциональная схема ЦАРМЧМ в ОЭС и ЕЭС
§48 5|	АВТОМАТИКА ПРОТИВОАВАРИЙНЫХПОВТОРНОГО И РЕЗЕРВНОГО ВКЛЮЧЕНИЙ
687
иой частоты, стабилизированным кварцевым резонатором, приемной части телеавтоматических информационных устройств ТХИУ, передающих информацию о режимах работы электрических станций и системообразующих тииий электропередач, нх технико-экономических показателях, перетоках мощностей и информацию об исполнении управляющих воздействий ЦАРЧМ Как н в ранее рассмотренных микропроцессорных сне гемах управления, она содержит элементы согласования выходов ТАИУ со входами оперативной информации ВОН вычислительной части и гальванического их разделения ЭГР
Исполнительную часть образуют телеавтоматические управляющие устройства ТАУУ, передающие информацию в УВК автоматических систем управления ОЭС и ЕЭС и управляющие воздействия на частогорегулпрующтте электростанции. В исполнительную часть входит и весь комплекс отображения и регистрации информации, главным образом дисплеи, установленные па пультах управления оператора УВК и главного диспетчера.
Централизованная цифровая АРЧМ является основной частью АСУ ЕЭС, осуществляемой на основе современной вычислительной техники [48.3].
ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА
Назначением противоавариниой автоматики, функционирующей при интенсивных возмущающих воздействиях, угрожающих развитием аварийной ситуации в ЭЭС, является устранение возмущающего воздействия, предотвращение развития общесистемной аварии и восстановление нормального режима работы [48.30, 48 3 I ]
Эффективность ПА определяется быстродействием н дозированием противоаварийных управляющих воздействий, вырабатываемых на основе обширной информации о предшествующем возмущающему воздейст вию (исходном) режиме и получаемой о переходных процессах в ЭЭС в реальном времени, что является се главной особенностью.
К технике ПА прежде всего относятся технические средства ликвидации основных возмущающих воздействий — коротких замыканий Однако они выделились в отдельную область противоаварий-ного управления — релейную защиту (см. разд. 46)
Собственно ПА образуют бурно развивавшиеся по мере создания ОЭС и ЕЭС специфические технические средства предотвращения развития аварийной ситуации после действия автоматических устройств релейной защиты.
Они могут быть обьединены в следующие основные укрупненные виды протнвоаварийной автоматики:
для ликвидации и снижения тяжести возмущающих воздействий — автоматика повторного или резервного включения;
для предотвращения нарушения синхронной устойчивости ЭЭС;
для ликвидации асинхронного режима (сохранения результирующей устойчивости):
для предо! вращения недопустимых изменений режимных параметров ЭЭС
48.5.	АВТОМАТИКА ПРО 1 ПВОАНЛР11П11ЫХ ПОВТОРНОГО II РЕЗЕРВНОГО ВКЛЮЧЕНИЙ
АВТОМАТИКА ПОВТОРНОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
Главное возмущающее воздействие — короткое замыкание, разрушающее электроэнергетическое оборудование и угрожающее развитием общесистемной аварии, усграпяс1ся автоматическими устройствами релейной защиты (АУРЗ), отдающими при отключении мощных генерагороп и магистральных липни тлск|ропередачи не менее опасные, чем КЗ, возмущаюшие воздействия на ЭЭС, ОЭС и ЕЭС.
Автоматика повторного включения (ЛПВ) отключенных выключателей поврежденных неустойчивыми (электродуговыми) КЗ >лектроэпер|етиче-ских объектов высоко эффективна, поскольку в большинстве случаев ликвидирует возмущающее воздействие, восстанавливает схему и нормальный, хотя нередко вышедший из оптимального, режим работы ЭЭС, ОЭС и ЕЭС в целом.
АПВ, как правило, является трехфазпой (ТАПВ) Однако на линиях сверхвысокого напряжения от 500 кВ с пофазным управлением выключателями, па которых обычно возникают однофазные дуговые КЗ, обусловленные грозовыми перенапряжениями, прпменяс1ся п одноз|>азная авюма-тика (ОАПВ) [48.1 ]. При этом определение поврежденного провода липин возлагается именно па ОАПВ, а отключение выключа1елсп поврежденной фазы с двух сторон линии производится при взаимодействии АУРЗ и специальных избирательных измерительных органов ОАПВ, определяющих поврежденную фазу
Применяются несколько видов ГАПВ магистральных и системообразующих линий электропередачи в зависимости oi конкретных технических возможностей выключателей и установленных АУРЗ. На линиях напряжением 35—220 кВ с масляными выключателями и ступеича! ыми АУРЗ прежде всего проверяется возможность использования несинхронного автоматического повторного включения (HAIIB) Оно допустимо, если ток несинхронного включения /11с (определяется по удвоенному номинальному напряжению — в предположении про1пвофазы напряжений электростанции па конце линий и шипах ЭС пли ПС), распределяясь между синхронными генераторами, не превышает в генераторе с паиболыпезЗ его ча-
6X8
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Рнчд. 41
стыо /нс/тах допустимого относительного значения. а пмеппо в общем случае [48.1 ]
/„™* = ^*pmax^675/xj, (48.27) где Ар1Пач — наибольший коэффициент распределения тока. *р1пах = /нс,тах //ни.
Установленный па основе фундаментальных теоретических исследований электромеханических переходных процессов и проверенный экспериментально критерий допустимости HAIIB (48.27) имеет несколько различные тля разных типов синхронных генераторов значения.
Производится также проверка трансформаторов по динамической стойкости при воздействиях тока /нс [48.1 ]
При НАПВ сначала включается только один выключатель липни при условии полного отсутствия па пей напряжения (ОН), а затем после появления па противоположном ее конце симметричного грехфазного напряжения (его наличия — НС'П) включается второй выключатель без контроля угла сдвига фаз между напряжениями на линии и шинах ЭС пли НС Несинхронное ЛПВ. называемое также ускоренным, с контролем отсутствия или наличия напряжения — УАНВ ОН пли НСН [48.31 J продемонстрировало высокую эффективность: синхронный режим, как правило, восстанавливается.
Оборудование линии высокого напряжения воздушными, а в перспективе вакуумными выключателями и безынерционными высокочастотными ЛУРЗ, мгновенно отключающими оба конца лишит, позволило осуществлять быстродействующее повторное включение (БАПВ) пли ускоренное УАПВ БК (без какого-либо контроля). При этом ЛИВ происходит при весьма ограниченном угле 8 сдвига фаз между напряжениями па шипах передающей и приемной частей ЭЭС, не успевающем за время обесточенного дугогаситсльными камерами выключателей состояния линии заметно увеличиться Правда, рекомендуется при возможных значительных ускорениях вращения синхронных генераторов одной из частей ЭЭС проверять этот угол по вероятным ускорениям разных знаков и времени бсстоковой паузы, создаваемой выключателями [48.1 ].
В случаях недопустимости НАПВ и отсутствии технических условий для БАПВ или его нежелательности АПВ второго выключателя линии (первый включается, как и при НАПВ) дополняется синхронизатором — производится ТАПВС. Практика покатала допустимость применения самого простого по принципу действия из известных автоматического синхронизатора с постоянным углом опережения (см. § 48.1.).
АВТОМАТ И ЧЕСКИ! УС ТРОЙСТВА ГРЕХФАЗНОГО ПОВТОРНОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
Промышленностью длительное время выпускалось типовое релейно-контактное автоматическое устройство—реле повторного включеит РНВ-58 однократного и P1IB-258 двукратного действия. Находятся в эксплуатации релейно-контактные устройства БАНВ и ОАНВ линий напрт-женнем 500 кВ [48 1 ].
В современной АПВ используются микросхетт-пыс реле повторного включения РПВ-01 иРПВ-02, панели комплексных бесконтактных автоматических устройств повторного включения ПДЭ-2004.01 и ПДЭ-2004.02 и разработанные микропроцессорные программные УАНВ |48.2)
В функциональной схеме автоматического устройства РНВ (рнс. 48 26) применяются контактные элементы формирования дискретных потекши пых сигналов, а именно, элементпускаЭП,запрета действия ЗД, разрешения подготовки к новому действию — возврату в исходное состояние РВ,защитного сигнала, предот вращающего ложные действии РНВ при перерывах его питания от псточпикапо-стоятшого напряжения Е — элемент 311, элемент управления ЭУ выходным реле КЕ и элемент информационных сш налов ИС о действии РПВ
Схема РНВ-01 содержит тлементы формирования сигналов включения выключателей без выдержки БАНВ и с выдержкой времени АПВ, элемент однократности действия ЭОД, элемент подготовки к новому действию НД и элемент выдержек времени ЭВ срабатывания (t и подготовки к новому действию (возврату) /и.
Функции названных тлемептов, кроме контактных. выполняются взаимодействующими дискретными ните!ралытыми микросхемами, реализующими различные лот нческне операции
Элемент времени ЭВ выполнен па пассивных ДС-пнтеграторах н активных элементах сравнении
Элемент ЭОД содержит интегральный триггер DS для запоминания сигнала.
Элемент управления ЭУ содержит транзистор СТ, переключаемый в открытое состояние дискретно изменяющимся током, возбуждаемым напряжением на выходе логической интегральной микросхемы DXLРеле КЕ имеет дне обмотки, одна из них удерживающая (токовая) включается последовательно в цепь управляющего воздействия УВ на возбуждение контактора электромагнита включения выключателя Информационный тлемент ИС выполнен па интегральных транзисторных переключателях и светодиодах
На вход поступают дискретные потенциальные сигналы от цепей управления выключателем: сигнал пуска СИ при несоответствии положений клю-
§48 5] АВТОМАТИКА ПРОТИВОАВАРИННЫХ ПОВТОРНОГО И РЕЗЕРВНОГО ВКЛЮЧЕНИИ
689
чауправления выключателем (включено) и состояния выключателя линии (отключен); сигнал па разрешение возврата СРВ к новому действию — от ключа управления; сигналы запрета СЗ действия — от ключа управления п от некоторых уст ройств релейной защиты
При поступлении сигнала пуска ог ЭН возбуждается элемент БАПВ, выходной дискретный сигнал которого проходит через логическую микросхему DXU элемента управления ЭУ благодаря поступлению па ее второй вход сигнала от ЭП. Повышение отрицательного потенциала Е иа выходе DXU до пулевого обусловливает прямой ток эмпт-терпого перехода транзистора, переключающий его в открытое состояние; выходное реле KL срабатывает и возбуждает соответствующую цепь УВ управления воздушным выключателем линии электропередачи, осуществляющим БАПВ.
Элемент БАПВ одновременно переключает триггер DS элемента однократности действия ЭОД сигналом, поступающим (по цепи ИЛИ) на его вход записи 5 Напряжение па выходе, появляющееся с небольшой задержкой /3, убирает выходной сигнал БАПВ. воздействуя па инверсный вход DAV (ЗАПРЕТ)
Если выключатель масляный, то его АПВ производится с выдержкой времени При этом цепь БАПВ выводится из действия накладкой SX. По сигналу ЭП срабатывает элемент' АПВ п запускает элемент ЭВ выдержки времени срабатывания /с.
Сигнал пуска поступает также па один из двух входов элементов DXI и DXU После срабатывания релейного ЭВ с выдержкой времени /с его сигнал поступает па второй вход микросхемы DX! и разрешает прохождение пускового сигнала на вход записи 5 триггера DS элемента ЭОД и второй вход микросхемы DXU, которая, как указывалось, переключается. Транзистор ГТ открывается, реле KL срабатывает Его контакт, соединенный последовательно со второй (удерживающей) обмоткой замыкает цепь возбуждения контактора пени электромагнита и включает масляный выключатель (на схеме не показано).
Выходной сигнал элемента ОХЕ переключает триггер DS элемента ЭОД, выходное напряжение которого с небольшой задержкой /в производит
(через DX2) запрет действия АПВ, обеспечивая однократное повторное включение выключателя.
Как видно из схемы, пусковой сит нал ЭП через элемент подготовки к новому действию ПД запре-
щает запуск (микросхема DX3 ) элемента ЭВ выдержки времени гв возврата схемы в исходное состояние. После исчезновения СП и истечения времени тв (ие менее 10 с) выходным сигналом ЭВ, проходящим через DX2 (благодаря наличию на его входе сигнала от элемента ПД) и поступающим на вход R триггера DS, снимается запрет действия АПВ Схема в целом приходит в исходное состояние
Функциональная схема двукратного РПВ-02 ие содержит БАПВ, по в ее состав входят по два
690
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 4»
элемента АПВ и ЭОД и два элемента запрета дей-С1вия АПВ В РИП-02 входш более сложный элемент выдержки времени.
МИКРОСХЕМНЫЙ КОМПЛЕКС АВТОМАТИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ ПОВТОРНОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
Выпускается [48 431 в виде двух модификаций напели автоматики tuna ПДЭ-2004 для повторною включения линий электропередачи с двусторонним питанием напряжением 330 кВ п выше [48 44] Обычно взаимодействует с установленными авюма-тпчсскимп устройствами зашиты АУЗ (рис. 48 27) быстродействующей высокочастотной фильтровой направленной и дифференциально-фазной ФН ДФ, дистанционной Д и токовой направленной ступенчатой нулевой последовательности ТИП
Отключение одной поврежденной фазы производится избирательными измерительными органами (ИИО), выполненными в виде направленных из
мерительных реле сопротивления KZa — ¥.1, К ним подводятся фазные напряжения —U( и суммы одного m фаптых 1 оков /—/ итокаву-
левой последовательности 1Л(. Характеристик!
срабатывания реле обеспечивают четкое срабам-ванне НПО голько поврежденных фаз линии пр! однофазных и двухфазных КЗ па землю
При указанных КЗ срабатывают пусковые измерительные органы (ПИО) юка КА и комбинированный тока и напряжения КАЕ'пулевой последои-
телыюстн (с торможением от фазных токов /р,
которые, воздействуя на инверсный вход логиче
ского элемента Ш7, запрещаю! отключение указанными АУЗ липни выключателями всех трех фаз
1 (усковой opi ап тока нулевой последовательности КА вводит в дейс!вие ИИО, которые при однофазных КЗ на землю через один из соответствующих логических элементов DX2 DX4 при условии срабатывания одной или всех указанных защит
Рис. 48.27. Панель автоматики для повторного включения линий электропередачи с лвусторонни
питанием
§48 5] АВТОМАТИКА ПРОТИВО413АРИЙНЫХ ПОВТОРНОГО И РЕ1ЕРВНОГО ВКЛЮЧЕНИИ
691
АУЗ формируют управляющие воздействия на электромагнит YAT отключения поврежденной фа-эы линии с двух сторон
При двухфазном КЗ па землю срабатывают два НПО и через один из элементов DX5—DX7 обеспечивают отключение всех трех фаз выключателей двух сторон линии электропередачи
При несоответствии положения ключа управления S.4 выключателем и его состояния (реле KQT) после отключения однофазного КЗ запускается (сигналом пуска СП) автоматическое устройство повторного включения AKS и по цепи однофазного автоматического повторного включения ОАПВ воздействием па электромагнит включения МС производится включение выключателя поврежденной фаты.
При устойчивом однофазном КЗ для надежного и быстрого повторного отключения линии предусматривается кратковременный ввод ИИО для самостоятельного действия на отключение всех трех фаз липни через один из элементов DX8 DXTO и элементы Dll'l и DXH Для эгого на третьи (нижние па схеме) входы элементов D\'8 DXIO, DH’I и второй вход DXH через элемент задержки при возврате DT и элемент DIV2 подводится сигнал 1, па-пример ог реле положения KQI выключазеля oi-ключавшейся фазы.
После отключения трех фаз линии прои тводится трехфазное автоматическое включение линии При двухфазном КЗ па томлю по указанной цепи через одни из элементов DX5 DX7, а при двух- и з рехфаз-ных КЗ непосредственно АУЗ через DX I, на инверсном входе которого 0 — KAV не срабатывает
При условии срабатывания быстродействующей ФНДФ защиты осуществляется ускоренное (без выдержки времени) УТАПВ
быстродействующее обеих сторон линии по цепи БК при наличии сигналов от AKS и ФНДФ;
несинхронное ТАПВ выключателя QI или Q)2 одной стороны линии с контролем полного отсутствия напряжения ОН или с контролем наличия симметричного напряжения НСН на другой стороне линии (выключается (J2 п ит у/).
При отсутствии сигнала 1 на инверсном входе цепи ОН или IICH or DXI2, что имеет место при не-вотбужденны.х измерительных органах КГ! (реле напряжения прямой последовательности ) н KV2 (реле напряжения обратной последовательности (л, ) выполняется условие ОН При возбужденном КVI, но иевозбужденном KV2— выполняется условие НСН при наличии на липни симметричного напряжения К 1’1 возбуждено, на одном входе DXI2 — 1, а на втором — 0 ог певозбужденпого KV2, поэтому на его выходе 0, разрешающий по инверсному входу цепи ОН или НСН включение вы
ключателя липни 1 leciiiixpoiiiioe ГАНВ запрещается при возбужденных KVI, KV2, т е при несимметричном напряжении лизпиз, что может иметь место при неотключепиом несимметричном КЗ
При отключении КЗ на линии нсбысзродейст-вующей защитой, например второй ступенью дистанционной Д или токовой направленной защитой нулевой последовательности ТИП, производится. ТАПВ выключателя с одной стороны линии с выдержкой времени (элемент DT2) и контролем отсутствия напряжения на линии по цепи ГАПВ-ОП— сигнале 0 на втором се входе (К VI пеиозбуждепо)
После успешного ГАНВ одного конца линии выключатель второго ее конца включается устройством AKS с контролем синхронизма напряжения налипни U л и шинах (/|п измерительными органами К0/ зз К02 угла 8 сдвша фат между ними и частоты u)s скольжения но цепи ТА11В-С
Указанный измерительный орган представляет собой простейший автомазпческш! синхронизатор с посзоязпзым узлом опережения АСПУО [48 1] При недопустимых узле сдвига фаз пли частоте скольжения спгиа'з 1 на его выходе через инверсные! вход указанной цепи запрещает АПВ выклю-чателя При наступлении условзп! синхронизма или при допусзимых узле сдвига фэаз и частоте скольжения сигнал 0 на выходе измерительных реле KOI (узла 8К контроля то,) зз реле К02 (угла опережения 8ОГ1 сппхропп зазора) через инверсный вход цепи ТАПВ-С разрешаем включение выключателя Измерительные реле узлов сдвпза фаз функционируют ио нремяззмпульспому способу сравнения фаз [48 7. 48 44J
Микропроцессорная реализация АПВ осуществляется многофункциональными пптез рированны-мп микропроцессорными авзомазпческимп уст-ройствамзт ПА [48.2, 48 201
АВ1ОМА1ИКА РЕЗЕРВНОЮ ВКЛЮЧЕНИЯ
Автоматическое включение резервных источников питания зз ре зервнозо электрооборудования (АВР) обеспечивает надежность элекз роснабже-иня, необходимую ирон зводи зелыюсть собсзвенных нужд ОС и повышают безонасносзь обе зужи-вания АЭС Обязательно!! являемся АВР выключателе!! резервных трансформаторов собственных нужд, а также резервных масло- и пизающих водой парогенераторы насосов, веп тиля торов топок парогенераторов и другого ответственного оборудования, обеспечивающего нормальное функционирование ЭС Естественно, АВР широко применяется в системах электроснабжения, прежде всего для включения секционных выключателей двух трансформаторных 11С
692
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд. 41!
Главное требование к устройствам АВР — быстродействие, особенно при наличии подключенных к секциям шип синхронных электродвигателей, выпадение из синхронизма которых в бсстоко-вую паузу после исчезновения рабочего питания гехполо нчески недопустимо Другими требованиями являются однократность действия; пуск голько при исчезновении напряжения и, как правило, после отключения рабочего выключателя; ускорение действия АУР'З Весьма простые устройства АВР существенно усложняются ит-за требования недействпя при КЗ, после устранения которых напряжение восет анавлпвае i ея.
Различные релейно-контак! ные устройства АВР входят в состав ценен управления выключателями п дополняют их лишь ПОС1ОЯ111Ю возбужденным электромагнитным реле однократного действия, ра возбуждаемым перед включением резервного выключателя и обеспечивающим благодаря задержке но времени его отпускания лишь однократную сборку цепи питания электромагнита включения резервного выключателя [48.1, 48.37]
Обычно применяются пусковые реле минимального напряжения. При наличии синхронных глекгродвш аголей, поддерживающих напряжение па шипах, используются и другие измерительные пусковые реле, угла сдвига фаз. мощности, сопротивления, снижения частоты и даже фильтр-реле напряжения и тока прямой или обратной последовательности [48.2].
МИКРОГП’О!(ЕССОРКАЯ АВТОМАТИКА
Программные функции АПВ и АВР выполняются микропроцессорными интегрированными устройствами ПА, выполняющими прежде всего функции шщптпых отключений электроэнергетического оборудования при КЗ и ненормальных режимах работы
Микропроцессорные устройства защиты и автоматики — терминалы производства предприятия «АБЕ Реле—Чебоксары», как н зарубежных фирм (немецкой Siemens, французской Alslhom п др), содержат программную логическую часть (блок управления), выполняющую функции АПВ магистральных линий э к’ктропередачп высокого и сверхвысокого напряжения и функции АВР.
Разработанные научно-исследовательскими организациями: научно-технической фирмой (НТФ) «Радиус» (г. Москва) и научно-техническим центром (1ТГЦ) «Механотроника» (г. Санкт-Петербург) inirei рпровапиые устройства типов «Сириус», «Орион» п БРМЗ, а 1акже серия цифровых реле SPA-300 и терминалов SPAC 800 предприятия
«АББ Реле—Чебоксары» являю гоя программным устройствами не только токовых защит, отключающих КЗ, но и АПВ линий распределительных электрических сетей и включения резервных выключателей комплектных распределительных устройств [48.20, 48.46, 48 47).
Па рис. 48.28, «, б в качестве примера приведены структурные схемы программной реализации функций трехфазного АПВ липни с односторонне питанием и АВР секционного выключателя микропроцессорным устройством БРМЗ НТЦ «Механо-тропика»
Л в I ома ти ка noBiopiioio включения выключателя запускается как обычно [48 1, при несоответствии положения ключа управ кчшя выключателем п состояния выкчючаголя Пуск производите дискретным сигналом I от токовой защиты ТЗ ши ог реле Р11О <н ключеппого состояния выключатся (операция ОН'/) (рис 48.28. а) и при готовности АПВ к действию — операция ОХ/ (И).
При включенном ключе .S7 релейный формирователь F/ выдает дпекремный импульсный сипаз, который, поступая па вход 5 ipurrepa DSI. запоминается им при отсутствии запрещающего сигналам входе А запрета АПВ (операции OIV2, /М’З) от верной ступени защиты КА/ (ключ S2) при действие устройства резервирования отключения выключателя УРОВ или по сигналам неисправности СН.
Через операцию 0X2 при наличии единичного сигнала I об о тключенном выключателе от РПОза-пускается таймер микропроцессора DTI и, спусти время срабатывания первого никла АПВ1, фор» poitai ель F3 через 011'4 импульсным воздействием повторно включав! выключатель.
При необходимости (когда включен S3) срабатывание АПВ1 запоминается триггером DS2(через F2, 0X3) второго никла АПВ2, если на его входе б отсутствует одни из указанных запрещающих сигналов от ОН'2 или сигнал запрета AIIB2 по напряжению нулевой последовательности 3(70 от DU'S при включенном S4 При пом сигналом формирователя F2, поступающим через 013’3 на вход R, триггер OS/ возвращается в исходное состояние
Через установленное оператором время таймером DT2 при наличии сигнала РИО па входе И'4о новом отключении выключателя формировал» F4 через 013’4 выдает импульсное воздействиеш включение выключателя вгорой раз Формприа-1ель F5 через ОИ’З возвращав! ipinrep DS2 в исходное состояние и через ОН'З подтверждает воз-врат триггера OSI.
Автоматика включения резервного выклю-чаюля обеспечивав! повторное включение рабочего и отключение резервного выключателя после
j 48 5] АВТОМАТИКА ПРОТИВОАВАРИЙНЫХ ПОВТОРНОГО И РЕЗЕРВНОГО ВКЛЮЧЕНИИ
693
восстановления напряжения на рабочем вводе (трансформатор напряжения TV2). Поэтому программно реализуются как традиционный пусковой орган минимального (измерительные реле КГ1— К1'3 на рис. 48.28, <5), так и максимального напряжения (реле KV4- К 1'6)
Второй особенностью является формирование сигнала «Разрешение АВР» (герконом KL3) АВР
не происходит при несимметричном напряжении на рабочем вводе (пеотключенное двухфазное КЗ), контролируемом тремя реле максимального напряжения К 1'4 КТ'6 и элементом DXU (И—НЕ), или при наличии однофазного замыкания на тем-лю, контролируемого измерительным реле напряжения KV7 нулевой последовательности (при включенном S2) через DH'U.
694
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 41
11рп наличии сигналов разрешения АВР пог реле включенного положения РПВ 1 рабочего выключателя, срабатывании всех трех реле КГ1 -КГЗ минимального напряжения и отсутствии сигналов общею запрета ЛВР или его неисправности НС программной операцией DX7 (при включенном Л7) запускается таймер 7)7'7 выдержки времени срабатывания АВР Его дискретный сигнал, поступая на вход 5триггера DSI, запоминается им при отсутствии па входе Л (операция DIVI) запрещающих сигналов При наличии сигнала от реле отключенного положения РПО резервного выключателя через операцию Г)Х2 формирователь FI возбуждает геркон KL7, воздействующий па включение резервного выключателя (Включение АВР).
Сигнал включения запоминается триггером DS2, подготавливающим (операция 0X3) формирование воздействия на отключение резервного выключателя (Отключение АВР) Отключение пропсхо ип после срабатывания одного из реле (Л1'7) максимального напряжения, запускается таймер 1)7'2 и пртт наличии сигнала от реле включенного положения секционного выключателя Р11В2 (операция DX7) в выдержкой времени DT3 импульсным сигналом формирователя F2 возбуждается теркой KL2 Выдаются сигналы информации о пуске (Пуск АВР), включении и отключении резервного выключателя
Гсрмппал дистанционной защиты и ЛИВ линий REL-52I предприятия «АББ Реле—Чебоксары»
является показательным примером программно! реализации любою из видов трехфазного и однофазного АПВ магистральных линии электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения. Терминал содержи т программные избирательные измерительные органы, определяющие поврежденную^ зу при однофазных КЗ на линии электропередачи.
Программная автоматика повторного включения обладает рядом особенностей:
осуществление одной из восьми программ таю-гократ пых ТАИВ, в том числе п ТЛПВ с синхронизацией;
пуск программ в момент выдачи управляющего воздействия на отключение выключателя с проверкой исправност тт его привода, т е проверка готовности к отключению и включению;
БЛПВ при наличии высокочастотного сипм об отключении выключателя на противоположной котте линии и замедленное (с расширенной гщ-той) при ею отсутствии.
невыполнение функции ЛПВ при включеиия выключателя на закороченную линию (при нести-той закорогке) благодаря задержке прохожденит сигнала о его включенном состоянии;
отображение обширной информации о готовности терминала к выполнению функции АПВ,количестве попыток АПВ п его пеуспсчпностп.
Действие программной функции АПВ иллюстрируется типовой упрощенной логической схемо! функций ОАПВ п ТЛИВ (рис. 48.29) Сигналы кп-
Рис. 48.29. Структура программных функций ТЛИВ и ОЛИВ терминала REL521
§48 6|
АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ
695
формации SLTON о включенном сосюянпн п READY о готовности к выполнению функции АПВ формируются функциями
совпадения DX1 внешних дискретных сигналов (логических единиц) включения ON функции АПВ п ГОГОВИОСП1 TR ю'рмииала к функционированию,
запомпиання триггером DS с контролем операцией DXI (ЗАИР! Г) отсутствия внешнею сшна-ла I (ОТЕ), проходящего через DX2, выключения функции АПВ.
разрешения DX2 выио шення функции АПВ при отсутствии входною дискретного сигнала INH запрета на входе инвертора DU1, т е при 1 на его выходе, отсутствии сигнала I (Пуск) на инверсном входе DX2 (после запуска функции АПВ сигнал информации о готовности ее выполнения исчезает) и при наличии сигнала Вотврат восстановления программы функции АПВ возврата в исходное состояние после ее выполнения
Сигнал Пуск формируется воздействием па отключение одной или трех фаз линии, показанным на рис 48 29 входным дискретным сигналом START и логическими операциями DX3, DWI и DX4при условиях
нахождение выключазеля во включенном состоянии в течение времени, превышающею устанавливаемое таймером DTI — сигнал CBCL на среднем (ио расположению на схеме) входе DX3 (условие, необходимое, как указывалось, для отключения выключателя без АПВ при его включении па КЗ).
готовности привода выключа!еля — сигнал CBR иа нижнем входе DX3.
включенной функцип АПВ — сш нал SF.TON па иерхнем входе DX4.
отсутствия сигнала 1NH запрета выполнения функции АПВ — I на выходе инвертора DUI
Сигнал Пуск запоминается по цепи обратной связи, охватывающей UWI и DX4 В зависимости от отключения одной фазы (сш нал 0) или трех фаз (логическая I) в цепи TPTR1P по сигналу Пуск, про-
ходящему через DX3 или DX5, соответственно запускаются таймеры DT2 или D13 задержек формирования сигналов SPTO функции однофазного пли ТРТО функции трехфазного АПВ.
Операцией DW2 выдается сигнал PROGR. опрограммной реализации цикла АПВ
Длительность задержек таймеров DT2, DT3 может быть увеличена при отсутствии уверенности об одновременном отключении линии с двух сторон Если с противоположного конца линии ие поступает высокочастотный сигнал PL CLOST (буквально «потерян» сигнал), то сигналом I на выхо
де инвертора DU2 п сигналом START на входе DX6 и (после DW3) на одном из входов DX7 совместно с сигналом Пуск на июром его входе через 1)11'4 задержка таймеров DT2,1)ГЗ увеличивается Воздействие па таймеры заломи пае 1ся по пени обратной связи, охватывающей DX7 п 1)11'3, поскольку нормально сигнал S IART исчезает после оз ключепия выключателя Задержка АПВ увелззчззвасзся также при «затя| иванпи» процесса шключепия выключи! ел я, а именно если сигнал SIART не исчезает в течение времени задержки таймера /)ТЗ (цепь с операциями DX8 и 011'7)
Воздействие па повюрпое включение выключателя Вкл одной файл формируется операцией DX10 (через DIT5) совпадения сш палов SPЮ од-по<|>а<ного АПВ и oi реле KQP шключенпого со-сюяпия выключателя
Повюрпое включение выключателей ipex фаз происходит при наличии па входах IJX9 сигнала 11’10 зрехфазпого АПВ и одного из дпекршпых сш палов о г iipoi рам мши о зззмерзззелыюго реле KI минимального напряжения, кошролпрующего отсутствие напряжения 1'1 (пли 42) па одном конце линии, или (операция О1Г6) ot проз раммпого устройства KSS копIроля синхронизма напряжений па другом конце линии и па шипах подстанции
Восстановление функции ЛИВ (возврат в исходное состояние) после неоднократных (па рисунке не показано) нопыюк новгорпого включения пропзволшея с выдержкой времени i ail мера DT4 после исчезновения па инверсном входе
DX4 единично! о сш пала о ноздейез вин па включение выключа|еля пли сш па ia PROGR (операция Dli'7) о происходящем цикле АПВ Сш нал Возврат запоминается по цепи обра! пой связи, ох-
ватывающей DT4 и DX 4
Как указывалось, формируются сш палы информации о выполненных циклах АПВ и о неуспешном АПВ
48.6.	АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАРУШЕНИЯ У< ЗОПЧИВОСЗН
НАЗНАЧЕНИЕ И ОСОБЕННОСТИ
При возмущающих воздействиях в ЭЭС возникает интенсивный опасный для синхронной параллельной работы электрических станций электромеханический переходный процесс Не доззуезззгь выпадения из синхронизма элек1ростапций в ЭЭС или несинхронной рабшы ЭЭС в ОЭС и обеспечить синхронную ус1ойчппость ЕЭС в целом и есть назначение противоавариГшой автоматики предотвращения нарушения устойчивости (А1П1У)
696
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 411
Рис. 48.30. Общим функциональная структура АННУ
Сохранение динамическом устойчивости достигает ся форсировкой возбуждения ФВ синхронных генераторов (рнс 48 30) быстродействующим кратковременным снижением мощности турбше-пераюров (импульсной разгруткой паровых турбин ИР I), электрическим торможением ЭТ или отключением OI части гидрогенераторов, быстродействующими дискретными изменениями параметров' индуктивного сопротивления и допустимого угла 8 сдвига фаз эквивалентных ЭДС но концам линий Электропередачи переменного тока, в частности, форсировкой продольной компенсации ФПК и накопителей электроэнергии ФНЭЭ, дискретными изменениями мощности электропередач и вставок постоянного тока
Для предотвращения нарушения статической устойчивости в послеаварийпом режиме производятся дискретные изменения настройки автоматических регуляторов возбуждения сильного действия ИПАРВ, повышение пропускной способности лицин злектропередачи изменениями их параметров, длительные снижения мощности турбогенераторов (дательной разгрузкой турбин ДРТ); отключение ги (рогенераторов ОГ и нагрузки OI 1 соответственно в избыточной и дефицитной частях ЭЭС,
быстродействующая загрузка гидрогенераторов БЗГ, их перевод из режима работы синхрониын компенсатором в генераторный СК—Г и их частотный пуск ЧПГ
Важнейшей особенностью функционировали АННУ является большое количество потенциал-но возможных возмущающих воздействий вЭЭСи соответственно мпоговариаптпость необходима прошвоаварийпых управляющих воздейс вий Она обусловливае! и аакую специфическую особенность АПНУ, как очень обширная апрнорнаяи рабочая (поступающая в реальном времени) используемая информация о состоянии электроэнергетических управляемых объектов, режимах работы электрических станций и ЭЭС и эффективности противоаварийных управляющих воздействий.
Главная же особеиност ь А11НУ — это дозирование противоаварийных управляющих воздействий Их набор, интенсивность н длительность должна соотвеюнонан, виду, 1яжестп и месту возникновения возмущающего воздействия [48 311 Недостаточность или избыточность дозированных против» аварийных управляющих воздействий означает неэффективность функционирования АННУ или утяжеление развивающейся аварийной ситуации
§48.6]
АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ
697
ОБЩЕЙ функциональное построение
Автоматика предотвращения нарушения устойчивости АННУ (см рис 48 30) представляется характерными тля любой автоматической системы [48 7] функциональными частями, основными из которых являются объединенная с вычислительной и логической частями измерительная часть ИВЛЧ, перерабатывающая информацию, получаемую от развитой. как указывалось, функциональной части сбора и передачи информации ЧПИ Исполнительная часть ИЧ по сигналам переработанной ИВЛЧ входной информации формирует и передает па управляемые объекты противоаварнй-ные управляющие воздействия (УВ)
В соответствии с указанными особенностями АПНУ па функциональной ее схеме обозначены специфические функциональные части контроля предшествующего режима (КПР), автоматической дозировки нротпвоаварпйпых УВ (АДВ) и их автоматического запоминания (АЗД) В современной АП11У п\ функции выполняю! цифровые ЭВМ управляющего вычислительного комплекса УВК, входящие в ИВЛЧ Элементы АЗД час го территориально отделены — располагаются в местах реализации У В
В соответствии с указанными возмущающими воздействиями на ЭЭС АПЕ1У можно представить в виде различных автоматических устройств (АУ), объединяемых по рекомендации |48.30, 48.31] в следующие группы разгрузки (измеригсльно-вы-чвелптельные или измерительно-логические части которых обозначены па рис 48.30)
электропередачи при отключении линий РОЛ, трансформаторов РОТ,
при опасности нарушения динамической устойчивости электропередачи РДУ,
при коротких замыканиях РКЗ,
повышения пропускной способности при опасности нарушения статической устойчивости электропередачи РИСУ,
при отключении мощных синхронных генераторов РОГ
В общем случае их действие координируется управляющим вычислительным комплексом УВК, и который nociynaioi сигналы информации о режимных параметрах PII и о схеме электроэнергетической системы СЭС по устройствам телеизмерения УТИ и телесигнализации У ТС и сигналы о возмущающих воздействиях ВВ по каналам быстродействующей передачи сигналов противоаварий-ной автоматики БСПА
Указанные АУ выдаю! соответствующие сигналы о дозированных прогнвоаварийных УВ, показанных на рис 48.30 в составе исполнительной части ИЧ, коюрые передаю 1ся па управляемые элек-троэнергеiические объекты
Авюмагика предотвращения нарушения устойчивости в начальный период своего развшпя выполнялась в виде местных реленно-кошактных [48 37] АУ — была децентрализованной [акой является АПНУ мощной электростанции, например одной из Волжских ГЭС или Рязанской ГРЭС
Современная иерархическая АПНУ функционирует на основе универсальных, мини- и микроЭВМ па всех уровнях, рассредоточенных по ЭЭС ОЭС и ЕЭС в целом [48 33—48 34, 48 38 48 401
Управляющий вычислительный комп текс центральною диспетчерскою пункт ЕЭС координирует их функционирование
Цифровые ЭВМ циклически (каждые песко 1ько секунд) производят расчеты динамической и счант-ческой устойчивости при нсех возможных возмущающих воздействиях с учетом параметров, предшествующих каждому циклу расчетов нормальных режимов работы 11ротивоаварийпые УВ вырабатываются после каждого цикла расчетов и фпкеирузо г-ся устройствами АЗД Их реализация производится немедленно и выборочно ио дискретным сингалам пусковых органов, фиксирующих вшмушаюише воздействия Таким образом досыпается максимально возможное быстродействие АП11У
Цифровые ЭВМ различных уровнен иерархии работают в режиме параллельною сче1а они используют рабочую информацию о протекании переходного процесса и последствиях протипоава-рийпого управления oi АЗД и корректируют при необходимости дозировку нротпвоаварпйпых УВ, особенно необходимых для предотврашепия нарушения статической устойчивости в нос зеаварий-ных режимах
Такой является, например, двухуровневая АПНУ объединенной ЭЭС Поволжья Парне 48 31 приведена схема ее построения [48 331 Верхний ее уровень реализован на мини- и микроЭВМ, установленных в объединенном диспетчерском управлении (ОДУ) Средней Волш На нижнем (станционном) уровне применены микропроцессорные панели противоаварийною управления мощностью ПАА (на схеме обозначены как АДВ) [48 34] Связь между ними осуществляется, ио канатам межмашинною обмена информацией М В miiepaiype [48.31] приведены сведения ио более сложным иерархическим АПНУ Создается многоуровневая АПНУ ЕЭС [48 31]
698
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХСИСТЕМ
[Разд 41
Рис. 48.31. Двухуровневая
АПНУ ОЭЭС Поволжья
ТИПОВАЯ МИКРОСХЕМНАЯ АВТОМАТИКА
Промышленностью выпускались типовые наборы панелей релейпо-котак! нон ПА ппюв ПДЭ2101- -ПДЭ2ЮЗ, 111ДЭ2601 и выпускаются в микросхемном исполнении шкафы ПА типов ШП2701—П1П2703 |48 35, 48 36] и их усовершенствованные серин 11192708 н Ш112707, обеспечивающие КНР, а именно многоступенчатое аналого-дискретное преобратовапне АД11 (фиксацию) мощностей исходных (доаварийпых) режимов, изменений п скорости изменений возрастающей мощности (се пабросов) н снижений мощности (сбросов) при КЗ и отключениях ее генерирующих источников
Панель ПЛ 12702 является, но существу, расширением UIII2701 — шкафа фиксации мощностей исходною режима, а панель 1ПЭ2708 - их усовершенствованной разработкой 11а рис 48 32 приведена упрощенная общая для указанных панелей функциональная схема измерительного АДП (фиксации) мощности исходного (нормального или утяжеленного) режима, текущей мощности послеава-рпйпого (статической перегрузки) режима, ее нарастания и скорости изменения в аварийном режиме (динамической перегрузки)
Для формирования противоаварийных УВ запоминается мощность Р исходного режима, оп-
ределяеюя ее скачкообразное нарастание ДР, скорость изменения мощности d/'/d/ и текуци мощность Р
Схема АДН содержит измерительныйпреоИм зователь активной мощности ИПМ грехфазного симметричного тока, состоящий из трех однофо-пых ИПМ1- -И11МЗ |48 7|, подключенных к соответствующим вторичным фазным напряженка Ua' -h'	11 | (,кам [а. 1/, > 1С измерителыы
трансформаторов напряжения и тока
Сигнал па выходе активного (па ИОУ)суммапь pa DAIVI представляет собой чистое (при симметричных трехфазпых синусоидальных напряженки и токах) постоянное напряжение, значение которм го пропорционально текущей мощностиРт|,азнк соответствует ее направлению
Предусмотрена возможность использовании сигналов информации о юкущей мощности Р^ передаваемых в цифровом виде по одному издзук взаимно резервированных устройств гелевзмерм ния ТИ1, ТИ2 п преобразуемых цифроаналогоан-мп преобразова1елямп ЦА111 или ЦАП2 в nponopi цпоиалыюе напряжение необходимого уровни знака па выходе инвертирующего усилителиМ Выходное напряжение сумматора DAW2 отобря
Рис. 48.32, Функциональная схема типовой микросхемной автоматики контроля предшествующего режима и фиксации статистической и динамической перегрузки электропередачи
700
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Рам48
жаез суммарную текущую мощность Р^ в исходном режиме
Значения мощности Рт2; исходного режима фиксируются максимальными измерительными реле постоянного напряжения с выдержками времени срабатывания TQ и возврата Тл, например KVTI, КГТ2 (всего восемь реле), и запоминаются электромагнитными реле е самоудсржнванием KLT1, KLT2. Максимальное реле, в частности KVTI, состоит из собственно измерительного реле напряжения КГ и элемента ОТ" указанных выдержек времени Измеризелыюе реле КЗ'содержит элемент сравнения (компаратор) DAE напряжения, пропорционального мощности /’ту в исходном режиме, с постоянным установленным (делителем Яд) напряжением ('п у , отображающим заданную (установленную) мощность срабатывания реле Ру. Компаратор выполнен на ИОУ в дифференциальном включении без обратных связей, работающем в режиме переключения, близком к идеальному релейному режиму е коэффициентом отпускания Ко = 1 [48.7]. Поэтому реле /СГ содержит элементы задержек действия DT3 и отпускания DT2, которые совместно с элементом логического перемножения их единичных сигналов DX1 обеспечивают его четкие срабатывание и возврат (предотвращают вибрацию реле) при наличии в напряжении на выходе DAW2 гармонической составляющей удвоенной промышленной частоты (помехи) [48.7], которая появляется в несимметричном режиме электропередачи (несимметричном КЗ, нсиолнофаз-ном кратковременном при ОАПВ или при длительном режиме) [48.2].
Прохождение сигнала срабатывания реле ХТ(па выход KVTI) обеспечивается только при наличии логических единиц на двух входах элемента DXI, чю получается, если уже закончилась задержка Т по еще не закончилась задержка 7() Появляющаяся па выходе логическая единица фиксируется путем ее передачи по цепи обратной связи па вход элемента задержки действий DTI, чем и обеспечивается че1кое и устойчивое срабатывание реле KVTI.
Выдержки времени срабатывания Тс и возврата Тк реле KI 'Т необходимы для его отстройки оз периодических изменений мощности электропередачи при синхронных качаниях пли в асинхронном режиме. Элемент DX2 имеет третий — инверсный вход для выполнения логической операции ЗАПРЕТ дискретным потенциальным сигналом неисправности СН от автоматического устройства контроля АУК — автоматической диагностики.
Для определения прироста мощности А Р вследствие возмущающего воздействия необходимо запоминание значения исходной мощности
Z3,, непосредственно перед се изменением.Кратковременное запоминание осуществляется инерционным с постоянной врсмепит = /?С= Юсэлемеп-том — активным филыром нижних частот первого порядка ZF. Па выходе вычитателя DAH1 сигналов о мощностях Pty и Ри и получается сипи о приращении мощности Д Р.
Сигнал о скорости изменения мощности dAA’/dr формируется дифференцирующим сук-матором DAD, выходной сигнал которого отображает уровень зз интенсивность изменения мощности А Р + dA/Vdr после возникновения возну-тающего воздействия Он характ еритует динаив-ческую перегрузку электропередачи и ступенчата фиксируется несколькими, в частности тремя,бистро действующими максимальными измеритель нымн реле напряжения KVI КГЗ, воздействующими па запоминающие реле KL3 KL5 череззя-менты DX3—DX5 , запрещающими запоминание их срабатывания при указанных синхронных кань пиях электропередачи, при козорых противоам-рийное управление не требуется Операши ЗАПРЕТ выполняется логической единицей,формируемой при наличии периодического процесса снижения -ДР и приращения +ДР мощности, хь райзерных для синхронных качаний
Сигнал о снижении мощности -ДР получается на выходе вычитателя DA112. Необходимее уровни! ДР фиксируются измерительными реле КГ-3 и КГ5 и запоминаются на некоторое времвГ,, элементами памяти DT3 или DT4. В случае более длительного сигнала о приращении мощности^/ от реле KV5 запрещающая единица с инверсных входов элементов DX3 DX5 снимается и реле KLT3 и KLT4 фиксируют динамическую перегрузку электропередачи
Панель про131воаварийио1~1 автомтх ШП2703, фиксирующая сброс активной мощного! прзз КЗ, содержит аналогичное (трехступенчатое)! АДП, выполняемое минимальными измеритель нымзз реле акзпвной moihhociii зз напряженияпрв-мой последовательности. Особенностью АДП п-ляется быстродсйсзвне: дискретизация сигналов I о быстро снижающихся активной мощности инь пряжении прямой последовательности приКЗоро-изводптся пусковым органом, разрешающим дебет вие устройства в течение короткого времена только при КЗ, зз элементом занреза действияпрв повреждениях зз цепях первичных измерительни! транс (форматоров напряжения
В последующем было разработано и приме™ в панелзз 111112703 специальное устройствопуезаз действие измерительного устройства фиксация сброса мощности, более четко отличающееавари!-ный режим КЗ от асинхронного, от синхронных ва-чаний, и отключсппзЗ нагрузки и приспособление
§48,61
АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ
701
к условиям функционирования автоматики предотвращения нарушения устойчивое!и
Необходимая надежность функционирования микросхемных панелей противоаварпйиой автоматики в целом достнгасчея автоматической их диагностикой
МИКРО1IPOI (ЕССОРНАЯ АВТОМ АГИКА ПРЕДОТВРАЩЕ!1ИЯ Н АРУШЕ!1ИЯ УСТОЙЧИВОСТИ
Применение цифровых ЭВМ для автомагичс-ского дозирования противоаварийных управляющих воздействий обеспечипае! необходимое со-ответшвие их ингеисивпос1и возмущающим воздействиям, слсдова!елыю, повышает эффекшв-ность дсйс1вня АННУ и позволяет взаимную координацию между устройствами АДВ иерархических комплексов АПНУ ЭЭС, их объединений и ЕЭС в целом
Проблемой осуществления АДВ и АЗД иа ЭВМ является надежность действия, которая обеспечивается путем мажоритарного их резервирования при недостаточной надежности ЭВМ
Дозированные ирогивоаварийные управляющие воздейс гвия вырабатываю гея в общем случае на основе полиномиальных [48 34] алгоритмов н в соответствии с разработанными методами [48.3] определения возможных облашей устойчивости в координатах режимных параметров и коэффициентов пашройкп автоматических регуляторов, их анализа но критериям устойчивости Производится проверка сохранения устойчивости при реализации выработанных воздействий. Выбор из возможных вариантов наборов и интенсивности управляющих воздействий производится итеративно с последовательным их перебором.
Программа вывода принятого варианта дозированных управляющих воздействий и передачи их в устройства АЗД запускается после каждого из циклов расчетов
Типовой микропроцессорный комплекс проти-воаварийной автоматики тиа (ПАА) разработан вВЭИ [48.34, 48.38, 48.39]. Он состоит из трех необходимых, как указывалось, для надежности функционирования однотипных микропроцессорных комплектов (панелей), устанавливаемых на электростанции — трех комплектов вычислительных средств и пульта управления с элементами ввода н вывода информации (четвертая панель).
Микропроцессорный комплекс ПАА реализует станционный или узловой (противоаварийное управление несколькими электростанциями) уровень иерархической АПНУ
Вычислительная часть ПАА выполнена на микропроцессорном наборе серии К580 и содержит одноплатную микроЭВМ с математическим процес
сором п программируемыми параллельным и последовательным интерфейсами, оперативным н перепрограммируемым постоянным ППЗУ запоминающими устройствами и пультом управления
Собственно измерительной часы! напели ПАА не содержат используимся сигналы информационных устройств телеигмерения и вторичных измери-гельных преобразовщелей [48 7| установленных на синхронных генераторах и линиях этектронере дач Поступающие в виде изменяющихся постоянных токов (±5 мА) входные сигналы нормализуются, преобразуются в пропорциональные напряжения н гальванически отделяются от вычислительной части Гальваническая развязка производится преобразователями тока в напряжение е промежуточной модуляцией постоянного н демодуляцией переменною тока Преобразовательная часть ecie ствеино содержи! входные апалото-цифровые с цифровыми полосовыми частотными фплырами и выходные цпфроапалоювые преобразователи
Ввод дискретных сш палов входной информации и вывод выходных управляющих воздействий производится, как и во всех микропроцессорных автоматческих устройствах, электромагнитными реле с герметизированными магнитно-управляемыми контактами (герконами)
Выполнение функциональных aniopiiiMOB в ПАА достигается соответс|вую|цнм программным обеспечением на языке Ассемблер, общая с i рук гура которого представлена на рис 48 33 [48 38, 48 39] По программе Включение производиюя icc-говый контроль микропроцессорной сДОемы Затем запускаю!ся сервисные программы llpoipaM-матор, обеспечивающая запись информации в ППЗУ; Монитор, предназначенная для подготовки и отладки программного обеспечения с использова-нпем дисплея, Гест, производящая полную проверку вычислительной и преобразующей функциональных частей и системы обеспечения надежности функционирования ПАА. Печать, фиксирующая значения мощностей синхронных генераторов и линий электропередачи, рабочую схему п дозированные протпвоаварийиые управляющие воздейшвия
Программа Начальный пуск выполняет подготовку ПАА к работе в нормальном (доаварийиом) режиме по замкнутым циклам длительноегыо 5 с Программа SPS вводит информацию о режимных параметрах и состояниях синхронных генераторов (их технологических ограничениях) По программе CONTRL обеспечивается надежное!ь функционирования ПАА
Расчет значений режимных параметров и весовых коэффициентов. входящих в полиномиальные зависимости [48 34], для текущего состояния схемы ведется программой UPRDO Мажорнгарная проверка вычисленных upoi ивоаварийпых управляющих воздействий производится программой
702
. 1ВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд
Рис. 48.33. Структура программного обеспечении ПАА
CNTUV1, а программа PGA формирует информацию о ютовносгн каждою управляемого электроэнергетического объекта к противоаварийпому управлению В целях оптимизации вычислений в реальном времени протпвоаварийного управления прщрамма PS производит ранжирование элементе массивов регулировочных диапазонов энерюа! регатов электростанции.
Микропроцессорный комплекс ПАА выполняет и оптимальное распределение случайно изменяющейся составляющей нагрузки в процессе нор
мального автоматического регулирования частот п мощное in по программе PRSH
Микропроцессорный комплекс 11А А запускай) ся в действие для протпвоаварийного управляй дискретными сигналами более высокого (верхни иерархического уровня и пусковых органов о к» иикповении КЗ, изменении схемы сети, небыстро-действующем отключении (затяжке) КЗ Зануда ются соответствующие наборы программ. Вводя-обходимой информации в вычислительную часа ПАА осуществляется по программам WW0D, NOMPO, 1-1КОТ и CNTUV2 соответственно.
1.48
§48 6]
1ВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАРУШЕНИЯ устойчивое ти
703
1СТОТЫ скает-1ЛСПИЯ хнего) о воз-астро-пуска-одне-часть WOD,
От верхнего уровня протпвоаварийного управления ПАА получает задание на разгрузку электростанций, необходимую для предотвращения нарушения динамической и статической устойчивости По сигналам пусковых органов о возникновении КЗ илн изменении схемы сети (отключении линии или синхронного генератора) вводится информация о тяжести возмущающего воздействия Необходимые дозированные прогпвоаварпйпые УВ (функции АДВ) производятся по программам РО1, РО2 н РОЗ соответственно. Результаты вычислений по программе РО2 используются и при затяжных КЗ
Программы RIR распределяют иротивоаварий-ные УВ между управляемыми электроэнергетическими объектами. Но перед этим программы CNTUV2 производят проверку дозированных протп-ноаварннпых УВ, вычисленных каждой из грех панелей ПАА по мажоритарной схеме резервирования
По программам UPIND па основе рабочей информации, поступающей в реальном времени электромагнитных переходных процессов, производится корректировка последующих УВ, необходимость в которых возникает сразу же после реализации предыдущих УВ вследствие прихода сигналов от двух пусковых органов последовательно во времени в интервале одного цикла расчетов Коррекция организуется программой SOD.
Программы RSPR служат для равномерного распределения УВ, необходимых для предотвращения нарушения статической устойчивости в по-слеаварпйных режимах между синхронными генераторами электростанции
Необходимая высокая надежность (частота отказов или излишних срабатываний не более 0.01 в год) программной автоматики дозирования УВ обеспечивается, как указывалось, программами CONTRL и CNTUV1, управляющими индивидуальными (для каждой из трех папе гей) и общими аппаратными средствами контроля и диагностики [48 39]. Обеспечение достоверности информации о дозированных противоаварийиых УВ с резервированием по принципу мажорирования и надежности функционирования в реальном времени по прерываниям связано с необходимостью синхронизации вычислительных процессов и прерываний в трех комплектах (панелях) [48.39].
Временное выравнивание состояний трех ЭВМ достигается путем взаимного обмена результатами расчетов, организуемого специальной подпрограммной в так называемых контрольных точках рабочих функциональных программ.
Программа обеспечивает создание временных интервалов, необходимых для указанного выравнивания состояний, временную синхронизацию и выявление неисправности вычислительной части од
ной из трех панелей и, наконец, производи г мажорирование выходных данных или фиксируег их расхождение
Синхронность прерываний грех комплексов вычислительных среде IB достигается применением программируемого контроллера прерываний
I [адежиость функционирования обеспечивается и автоматической диагностикой собственно вычислительных средств и преобразовательной части (устройств связи с объектом) панелей ПАА Предусматривается также автоматический перезапуск ПАА для сохранения работоспособности вы-чиелнзелыюй части при возникновении сбоев микроЭВМ.
В последнее время в ОАО «Институт «Эиерго-сетьпроект» разработано микропроцессорное устройство АДВ-АЗД станционного и эпергорайошю-го уровней, функционирующее на про1раммно-тех-ническом комплексе (НТК) «Венец», целенаправленно созданном Российским научно-исследовательским институтом космическою приборостроения. Для повышения надежное! и комплекса устройство (ПТК АДВ [48.401) размешается в взапмо-резервпруемых шкафах, комплектуемых из наиболее совершенных и быстро действующих микропроцессорных специализированных больших интегральных микросхем, включая однокристальную микроЭВМ и микропроцессорный многофункциональный измерительный преобразователь режимных параметров ЭЭС (сигнальный процессор TMS32020 фирмы Octagon Systems (США)).
Измерительно-преобразовательная функциональная часть ПТК АДВ (ус1ройство связи с объектом) содержит вторичные измерительные трансформаторы напряжений п токов грех фаз (рис. 48.34) с часто1пыми фильтрами — модули трансформаторов напряжения и юка MTII и МТ Г, связанные с указанным многофункциональным микропроцессорным измерительным преобразователем М11ИП через типовые оптоэлек1роипые элементы гальванической развязки аналоговых cm палов ЭГР Иногда его называют модулем предпро-цессорной обработки сигналов (МПОС) [48.40]. Он формирует цифровые сигналы, отображающие информационные параметры (амплитуду, фазу, частоту) синусоидальных напряжений и токов и симметричных составляющих трехфазных систем, углы сдвига фаз, активную и реактивную мощности прямой, обратной и нулевой последовательностей.
Предусмотрены входы с гальванической развязкой! для унифицированных аналоговых сигналов (модуль аналоговых сигналов МАС) в виде изменяющегося (в пределах + 5 мА) постоянного тока от измерительных преобразова! елей электрических режимных параметров и датчиков сигналов ДС об изменениях иеэлектрических технологических ве-
704
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 41
Рис. 48.34. Функциональная схема npoi раммио-тсхиического комплекса лошронания и запоминания нротнвоаварнйных управляющих воздепспзпн
личин управляемых электроэнергетических объектов [48 40] На функциональной схеме показаны и многочисленные входы приема цифровых сигналов из каналов связи КС оз информационных автоматических устройств телеизмерения У ГИ, телесигнализации УТС и быстродействующей передачи сигналов нротивоаварийной автоматики БСПА, а также дискретных сигналов о г их источников ИДС в виде комплекта 1'ерконовы.х реле — ввод дискретных сигналов ВДС с элементами гальванического отделения их контактов от микропроцессорной вычислительно-логической части ПТК АДВ.
Основными элементами вычислительно-логической части являются микроконтроллер (mikroPC) управления МКУ и управляющая однокристальная микроЭВМ. Микроконтроллер программно и конструктивно совместим с персональными ПЭВМ типа IBM PC и связан с ними через интерфейсы (модули интерфейса) МИ. Через соогветствующпе интерфейсы МКУ двух шкафов обмениваются информацией и воспринимают УВ от высшего иерархического ВУ уровня ЛИПУ Микроконтроллеры производя! сбор н обработку поступающей в ПТК АДВ информации МикроЭВМ выполняет функции дозирования и запоминания протпвоаварийных УВ Важной особенностью процесса дозирования является использование расчетов, выполняемых периферийными персональными микроЭВМ
Исполнительная часть содержит комплект выходных герконовых реле КВР с элементами гальванического разделения ЭГР выходных цепей микроЭВМ и обмоток герконов
В исполниюльиую часть входят и 'злемеин выдачи п|ц|>ормапии о сраба|ываиии устройства или его не|1С11равпос1я.х. коюрая может расшифровываться с помощью фу нкцноиальной клавиатуры управления КУ Вся информация высвечивается на жидкокристаллическом алфавитно-циф-1 ровом дисплее Д.
В доаварийиом (нормальном) режиме работа ЭЭС ПТК АДВ производит циклический (через 2-3 с) прием и проверку достоверности телеаатомапи ческой п месшой информации о режимных параметрах и ее схеме, сравнении их с таблицами «условия—воздействия», введенными в память однокристальной ЭВМ периферийными ПЭВМ. Они рассчитывают дозированные протнвоаварийные УВ для всех возможных аварийных ситуаций, выполи-юг команды по заполнению таблиц дозировании УВ, определяемых верхним уровнем ВУ иерархиче-1 ской АННУ; формируют п записывают в оперши-ную память (функция АЗД) программы их ваши-ния; производят контроль и дпа1 ностику техниче-1 ски.х и программных средс1в и выдают по заказу персонала сообщения о текущих дозированныхУВ
В аварийном режиме по сигналам отпусховш органов НТК АДВ реализует в течение длительны сти одного периода промышленной частоты запомненные дозированные протнвоаварийные воздействия ДПАУВ
В программное обеспечение функционирования ПТК АДВ включается прежде всего так называемый инструментальный комплекс [48 40], предназначенный для персонала служб и подразделе-]
§48 7]
АВТОМАТИКА ПРЕКРАЩЕНИЯ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
705
ний противоаварпйной автоматики ЭЭС Персонал проектных организаций производит па ПЭВМ расчеты динамической и статической устойчивости при всех возможных в электроэнергетическом районе возмущающих воздействиях. В результате формируются таблицы взаимозавнсимостей, имеющие форму прямоугольных матриц, между условиями, которые характеризуют режимы работы, возмущающими воздействиями и необходимыми для предотвращения нарушения устойчивости проти-воаварийнымп УВ
Важнейшим для эффективного функционирования ПТК АДВ является программное обеспечение его действия в реальном времени. Кроме основной задачи — выбора из ОЗУ и реализации проги-воаварийных УВ-комплекс осуществляет опрос и диагностирование входных и выходных элементов, обеспечивает обмен данными между двумя полу-комнлектамп ПТК АДВ, взаимодействие с персоналом через функциональную клавиатуру и выдает информацию о реализации дозированных УВ. Немаловажна и его задача по определению различий между прерываниями: рабочими от контроллеров управления и обусловленных неполадками, особенно нередко нарушаемо}! четкостью размыканий контактов герконов (их залипанием).
Производится проверка работоспособности многофункционального МПИП (МПОС) и однокристальной мнкроЭВМ.
Формирование оптимальных дозированных УВ производится программой автоматизированного выбора границ (набора) дискретных ступеней УВ Главными из них являются ограничение мощности отключением гидрогенераторов пли разгрузкой паровых турбин и отключение нагрузки Программа SET-ADV [48.40] иа языке Турбо-Си обеспечивает наиболее эффективное использование подмножеств сочетаний ступеней УВ и наборов управляемых объектов по критерию минимального гехнпко-зкономического ущерба За один запуск она выполняет дозировку УВ для одного сочетания пускового органа и схемы управляемого энергорайопа и выдает субтаблицу «условия—воздействия» в виде выходного файла Количество исполнительных герконов КВР ограничивает количество ступеней У В десятью на каждый из пяти управляемых объектов.
Программы общения с периферийными ПЭВМ и параллельной работы дублированного комплекса обеспечивают удобство контроля, наглядность управляющего действия и надежность функционирования микропроцессорного ПТК АДВ
Предусмотрен обмен информацией ОИ с верхним уровнем АПНУ по волоконно-оптической линии связи через оптоэлектронный преобразователь ОП.
48.7.	АВТОМАТИКА ПРЕКРАЩЕНИЯ АСИНХРОННО! О РЕЖИМА
ВИДЫ и способы действия АВТОМАТИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ
Несинхронный режим наступает обычно вследствие неполного соответствия дозировки противо-аварийных УВ тяжести возмущения, т е недостаточной эффективности АПНУ или лаже отказов отдельных автоматических устройств противоава-рпйного управления
В зависимости от складывающейся ситуации в ЭЭС ликвидация асинхронного режима соответствующей автоматикой (АДАР) производится или ресинхронизацией путем соответствующих У В на синхронные генераторы, а иногда и нагрузку ЭЭС, или немедленным делением ЭЭС иа несинхронно работающие части
Соответственно устройства АДАР делятся на гри группы
производящие противоаварпйиые УВ при возникновении признаков нарушения синхронизма или в течение первого цикла асинхронного режима (одного проворога роторов генераторов);
осуществляющие ресинхронизацию, обычно после нескольких циклов асинхронного режима, и действующие наделение ЭЭС при асинхронном режиме длительностью более 30 с,
быстродействующие несетсктнвные для деления ЭЭС в начальной фазе нарушения устойчивости
Разработаны и успешно функционируют различные устройства АЛАР [48 31] Они функционируют на основе использования периодических и характерных для асинхронного режима изменений электрических параметров ЭЭС
Наиболее характерным при знаком нарушения усгойчивостзг является нарастание утла 8 сдвига фаз между эквивалентными ЭДС /Д , F^ двух частей ЭЭС, связанных линией электропередачи [48.31, 48 41) После наступления асинхронною режима угол 8 = <uv t = (оз। - о>2)/, период Д его изменений обычно составляет несколько секунд Однако непосредственное сто отслеживание технически сложно
Поэтому в быстродействующих устройствах деления ЭЭС па две несинхронно работающие части путем отключения линии электропередачи применяются измерительные реле максимальною тока, поскольку ток в липни изменяется в функции синуса половины угла 8 [48 41 ]
Напряжение в асинхронном режиме периодически снижается вплоть до нуля (при 8 = л) в электрическом центре качаний (ЭЦК).
53-760
706 АВТО МАШКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ[Рам. 41
8 48.7]
Угол сдвига фаз между напряжениями	,
расположенными по разные стороны от ЭНК, изменяв гея в полном диапазоне - л—л, а при расположении с одной стороны от ЭЦК — в пределах л/2- л/2, т е. векторы напряжений или проворачиваются, или совершают относительные качания соответственно.
В связи с указанными изменениями состояний векторов напряжений и вектора тока их отношения (комплексные сопротивления на зажимах измерительных реле сопротивления) непрерывно и периодически изменяются по абсолютному значению от весьма значительных практически до нуля. Их аргументы могут иметь любые значения в диапазоне от 0 до 2 л.
Основная составляющая активной мощности влипни электропередачи, пропорциональная sin8, дважды за период асинхронного режима меняет направление
Своеобразный характер имеет зависимость от угла 8 ускорения синхронных генераторов, сильно изменяющаяся в течение периода асинхронного режима Поэтому скольжение двух частей ЭЭС, работающих несинхронно, нмеез колебательный характер п затухающее в процессе ресинхронизации среднее значение
Типовые автоматические устройства противо-аварлйного управления обеспечивают выявление асинхронного режима в отличие от синхронных качаний н КЗ и формирование УВ соответственно на торможение или ускорение синхронных генераторов (УВГ и УВу)
По используемой информации различаются устройства АЛАР. фиксирующие [48.31]:
возрастание угла 8 сдвига фаз между напряжениями но концам липин электропередачи;
скорость изменений произведений и отношений комплексных напряжений н токов на зажимах измерительных реле активной мощности и сопротивления соответственно;
циклы асинхронного режима и изменения фазного тока.
Первое in разработанных ОАО «Институт «Энергосетьпроект»» релейно-контактное устройство АЛАР функционирует с использованием информации об изменениях комплексных сопротивлений п активной мощности. Устройство трехступеп-чатое в соответствии с тремя указанными группами АЛАР. Его измерительная часть содержит три комплекта направленных измерительных реле сопротивления и измерительное реле активной мощности двустороннего действия. Функционирование устройства подробно описано в [48 31, 48.37, 48.41].
ПРОМЫШЛЕННАЯ МИКРОСХЕМНАЯ ПАНЕЛЬ АВТОМАТИКИ
Промышленностью выпущена партия типовых микросхемных панелей типа ШДЭ2601,аво ВНИИР разработана усовершенствованная по-нель Н1Э2707 автоматики ликвидации асинхронного режима.
Ее аналого-дискретная измерительно-преобрь зевательная часть выполняет следующие функция:
запоминание угла сдвига фаз 8И в исходной (доаварийиом) нормальном режиме в момент ко-никновения возмущающего воздействия,
ступенчатое формирование дискретных потенциальных сигналов (срабатывание) при превышении абсолютным значением угла 8 установлении допустимых значений |8| > 8удс — статичеси! перегрузки;
срабатывание при установленных допустима значениях скорости изменения угла 8 — скольжения |s | >худ;
определение и фиксирование угла сдвига фа в переходном электромеханическом процессе е учетом исходного угла |8И | + к |д| > 8удд — динамической перегрузки (к — коэффициент).
Логическая часть обеспечивает выявление асинхронного режима и формирование ускоряюще УВу или тормозящих УВТ воздействий и функционирование всех трех ступеней АЛАР в целом.
Надежность функционирования панели обеспечивается автоматической диагностикой (периода ческим автоматическим контролем) исправно измерительной и логической ес частей
11змерителыю-нреобразова1ельная чат. Для выполнения указанных функций измеритель ная часть содержит (рис 48.35) соответствующие функциональные элементы, а именно UV—моделирования напряжений	па противополож-
ных концах линии или их телеизмерения П//в TII2, измерительные преобразователи угла6сдай-га фаз ив и скольжения US, инерционный анвлого-вый активный частотный фильтр первого порто ZF, запоминающий исходные значения угли J,, сумматор ОЛИ7 и вычитатели DAHсигналов,релейные аиалого-дискретные преобразователи АДП входных аналоговых сигналов, измерительна! фильтр-реле напряжения обратной последователь ности Kl'Fl и его приращения Kl'F2 Входящие! состав панели измерительные преобразоватеини-тивной мошност и и другие элементы, аналогичные измерительно-преобразовательной части панеле!. АПНУ, на схеме не показаны
Измерительные преобразователи угла сдвип фаз ив и скольжения US выполнены как цифр»-аналоговые с использованием цифрового способ!
Рис. 48.35. Упрошенная функциональная схема измерительно-преобразовательной части панели АЛЛР типа ШЭ2707
§48 7|____________1ВГОМАТИКА ПРЕКРАЩЕНИЯ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
708
реализации времяимпульсного сравнения фаз и частоты путем заполнения временных интервалов, пропорциональных углу сдвига фаз и длительности периода промышленной часгозы, импульсами эталонного генератора высокой частоты [48 7]. Такой способ позволяет компенсировать частотную погрешность измерительного преобразования угла сдвига фаз и линеаризовать нелинейную зависимость выходного сигнала измерительных преобразователен частоты как обратно пропорциональной длительности периода
Указанные интервалы времени фиксируются кратковременными (длительностью 10 мкс) управляющими импульсами (70| , 7т) и Г-'щ, формируемыми одновибраторами SI. S2 в моменты перехода через пулевые значения мгновенными напряжениями «[ , и2 на выходах UI' в начале (70 и в конце Ur периодов их изменений Для н о го напряжения U| п и2 формирователями Fl, F2 преобразуются в прямоугольные импульсы длительностью в один период промышленной частоты, запускающие одновибраторы фронта (в начале периодов) и спада (в конце периодов).
Измерительный преобразователь угла сдвига фаз. Интервалы времени между импульсами 77О| и (702 (начала периодов напряжений И| и и2) или (70э и f/0| равны времени несовпадения по знаку мгновенных значений напряжений (д , U2 и соответствуют отстающему или опережающему углам |±81 < л сдвига фаз между напряжениями и
77э [48.71 Например, при отстающем по фазе напряжении U2 импульсом (701 от SI, как показано па схеме, ключ SA I закрывается и счетчик DCI устанавливается в начальное (нулевое) положение импульс 77О1 поступает на его вход R Через 10 мкс ключ SA1 01крывается и на вход с счетчика DC1 поступают единичные (счетные) импульсы частотой 100 кГц о г генератора С/ до момента появления импульса Uq-> от 6'2, который снова закрывает ключ SA / и, воздействуя на вход регистра Е циф-роаиалоювого преобразователя ЦАП1, переписывает в него двоичный код счетчика DCI, отображающий угол 8 сдвига фаз Напряжение U§ выходного усилителя DA Uцифроаналогового преобразователя пропорционально абсолютному значению угла 0 < 8 < л При значении 8 = л и его дальнейшем возрастании, т е. при опережающем по фазе напряжении , на входы R счетчика и Е цифроаналогового преобразователя должны воздействовать управляющие импульсы С02 и Цц соответственно или должна переключением изменяться
[Разд 4
на угол л фаза напряжения (на «О* рис 48 35 нс показано)
Однако напряжение 77g, являясь функцией угла 8, при 8 = const увеличивается или уменьшается при снижении или повышении частоты соответственно, поскольку при этом удлиняются или сокращают интервалы времени несовпадения по знаку мгновенных напряжений (7, и U2 И вменения напряв-пня 77 g в зависимости от частоты и есть частотам погрешности измерительного преобразования утл сдвига фаз Их компенсация достигается дискретными изменениями сопротивления балластных резисторов на выходе ЦАП1 (входе усилителя DAU), производимыми разрядными выходам! счетчика DC2, управляющими ключами, например SA4, SA5 (в схеме N ключей), закорачивающимиса-ответствующис резне юры Двоичный выходной кол счетчика DC2 отображает длительностью-риода /у, поскольку на его вход С через ключМ поступают счетные импульсы именно в течем времени /у управляющий импульс 770| устаиаялн-вает счетчик в исходное положение, а управляющий импульс 77т।, закрывая ключ SA3 и поступая на вход Е регистра счетчика DC2, обеспечивает воздействие на ключи SA4—SAN. Например, оря возрастании частоты сопротивление уменьшается, снижая напряжение на входе усилителя DAUhm пряжение 77g на его выходе
Начальное значение 8И яясходного режимам-хранят-вся некоторое время в виде напряжения by на выходе очень инерционного (т = RC= 10 с)исто иного фильтра Z/-' Пряв этом напряжение на выходе вычитателя DAHI напряжений t/g и [у моделирует приращение угла Д8 = 8-8и
Ступенчаюе фиксирование значений исходного и текущего углов сдвига фаз и его изменении производится я руппамп максимальных измерительных реле напряжений KVI KV6 сразличныия установленными значениями 77gy/, 77Ajy и 1уи) Одно из них, например KV2, имеет установленноеI напряжение срабатывания 77gn, соответствующе] максимальному абсолютному углу сдвига фа | + 81 тах = л Оно и производит указанные выше переключения в цепях напряжения (У^, изменяю щие его фазу на угол л, в связи с изменением знав угла 8, т е его переходом от отстающего к опережающему и наоборот.
Измерительный преобразователь сколь»-ния. Скольжение s определяется по разности w тот /| , /2 напряжений 771, ТУ2 элементом сравню! ния абсолютных значений (вычитатель DAH2)Kt
§48 7]
АВТОМАТИКА ПРЕКРАЩЕНИЯ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
709
пряжений Up, (>у2 па выходах двух однотипных измерительных преобразователей частоты UFI, UF2. Они состоят из счетчиков импульсов DC3, DC4 частотой 500 кГц, генератора С2 и цифроаналоговых преобразователей ЦЛП2 и ЦАПЗ соответственно
На счетчики и ключи SA6 SA 7 между их входами С и генератором G2 воздействуют управляющие импульсы 7/0|, С’т| и L'O2, (/т2 Импульсы (70), 1/С2, закрывая ключи, устанавливаю! счетчики в состояния полного заполнения, и в течение периодов^ иТр они функционируют как вычитающие счетные импульсы 1енератора G2 (входы С) Заполнение счетчиков определяется максимальной принятой в измерительных преобразователях длительностью периодов Гтах, соответствующей минимальной частоте /т1п = 45 Гц Максимальная частота /|Пах принята равной 55 Гц; ей и минимальной длительности периодов Гп)1п соо гве гствует наибольшее выходное напряжение Gmax на выходах ЦАП2 и ЦАПЗ Измерительные преобразователи частоты функционируют по соотношению
/- /'	Т	- Т
Uf~ ^max f + f ~ Цпах у _ у (48.-8) 'max -'min	max mm
В конце периодов 7^1 , Тр напряжений (/[, (/2 управляющие импульсы (7Т|, Гт2, воздействуя на входы FI рст негров ЦАП2, ЦАПЗ, переписывают в них в двоичном коде оставшиеся в счет чиках DC3, DC4 числа импульсов, определяющие выходные напряжения Up и Up ЦАП2 п ЦАПЗ Перед преобразованием чисел импульсов в напряжения задержанными (элементы DTI, DT2) управляющими импульсами С/',, Г/'2 их коды переписываются в регистры Е2 При этом регистры Е1 освобождаются для записи двоичных кодов о длительностях следующих периодов изменений напряжений Г/| и Г/2.
Напряжение + (7, на выходе вычитателя DAH2 пропорционально разности часто! напряжений на концах линии электропередачи и отображает их взаимное скольжение Сумматор DAW напряжений l/gH и±Ц/ формирует сигнал информации ±t/g( об углах сдвига фаз при переходном электромеханическом процессе и в исходном режиме и о скольжениях. Непрерывно изменяющиеся напряжения —аналоговые сигналы ±Ц ii + Ggs преобразуются в дискретные потенциальные группой максимальных реле напряжения КГ5 КУ8 с различными их уставками ±С\у, ±(/5%у Положительное (при /|> >/2) и отрицательное (при /| < /2) напряжения
Ugs и 1Ц фикснруимся двумя группами реле КУЗ- КУ8, разделе иных диодами
В измерительную часть входя! и фильтр-реле КУЩ и КУF2 напряжения и приращения напряжения обратной последовательное ги, возникающие при КЗ Они воздействуют по схеме ИЛИ па инверсные входы элементов DXI—DX4 (ЗАПРЕТ) и не дают разрешение на срабатывание измерительных реле КУ при элек1ромагпитпых переходных процессах и при повреждениях, как указывалось, в цепях измерительных |рапсформагоров напряжения На инверсные входы элементов ЗАПРЕТ воздействует и сш нал о не11справ11ос!ях, формируемый автоматическим устройством периодического контроля АУК исправности устройства в целом
Лотическая часть в cooiвегеibhii с дискретными сигналами измерительной части формирует тормозящие (УВГ) или ускоряющие (У13 ) управляющие воздействия безынерционной 1 ступени АЛАР и после нескольких циклон асинхронного режима II и соответственно 111 ступеней (рис 48 36)
Асинхронный режим выявляется I ступенью непосредственно, если 5 > <5К[), а сопровождается ли ой ускорением синхронных генераторов или торможением — по знаку скольжения ±5 Максимальные измерительные реле напряжения КУ1, КУ5, КУ7 или КУб, КУ8, срабатывающие под воздействием напряжений (7g, 1Ц, Ug и б/g, - t/y, s
пропорциональных углу 8, скольжению и сумме угла 8И + к |s|, формируют через лотнче-скис элементы DWI -DW4 (ИЛИ) единичный логический сигнал на средних входах элементов DXI или DX2 в зависимости от знака скольжения Единичный сигнал поступает и на верхний (ио расположению па схеме) и нижний их входы соопзетст-венно от элемента временного запоминания DTI, запускаемого через DW3 одним из указанных измерительных реле Поскольку в исходном состоянии АЛАР триггер DS (расположен в середине нижней половины схемы) выдает па прямом выходе логическую единицу, поступающую па нижний и верхний входы элементов DXI, DX2, то один из них формирует УВГ[ при положительном или УВу, при отрицательном скольжении Указанное временное запоминание сигнала измерительных реле и запоминание (по цепям обратных связей) выходных сигналов DX1 и DX2 (чере з DW3 или DW4) предусмотрено для надежности реализации УВ
При неуспешиости действия I ступени и достижении углом сдвига фаз значения 8	| + л | сраба-
тывают, как указывалось, реле КУ2 и в зависимости
710
А ВТО М.4 ТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИ ЧЕС К ИХ СИСТЕМ| Раи 41
Рис. 48.36. Упрощенная логическая схема панели ЛЛАР типа ШЭ2707
Разд. 48
§48.81 АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НЕДОПУСТИМЫХ ПЗМ ПЕППИ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ!} 1
отускореппя или торможения — реле К 1'7 или К 1'8 соответственно Через один и т элементов DX3, DX4 запускают счетчик DCI или DC2 циклов асинхронного режима. Спустя три цикла единичный сигнал с верхнего выхода DC I или DC 2 через DX7 пли DX8 поступает на средний вход одною из выходных элементов DX5 или DX6 II ступени. Ои проходит па его выход в виде УВт[[ или УВу[[, поскольку па верхнем DX5 или нижнем DX7 входах логическая / единица от инверсного выхода элемента выдержки времени DT2, а па нижних входах — единица от АУК (неисправностей пет). При этом через DIVIO триггер DS переключается: логическим нулем па его прямом выходе запрещается действие 1 ступени, а единицей на инверсном выходе запускается элемент DT2 задержки времени III ступени
Ступень III вступает в действие через 10—20 с и после трех циклов асинхронного хода, отсчитываемых после срабатывания элемента DT2. единицей на его прямом (нижнем) выходе счетчики циклов DCI, DC2 через DIV6 устанавливаются в исходное состояние. 11а вход установки R счетчиков действует элемент DTI, запускаемый через DW9 выходными сигналами счетчиков и контролирующий максимальную установленную длительность циклов асинхронного режима.
Логическим нулем на инверсном выходе, поступающим па входы DX5 и DX6, элемент времени DT2 I прекращает дальнейшее действие II ступени. Логическая единица с прямого выхода DT2, поступая на входы элементов DX7 или DX8, подготавливает условия для прохождения через них дискретных сигналов с 11ИЖШ1Х выходов счетчиков DCI, DC2 после новых, как указывалось, трех циклов асинхронного режима и через DIVII или DIVI2 па средние входы выходных элементов DX9 или DXIO III ступени. При наличии логических единиц па выходе элемента DT3 временного запоминания единичных сигналов от DX7 или DX8 и отсутствии нулевых (запре-I щающих) логических сигналов от АУК на осталь-I ных входах DX9 или DX10 они формируют управляющие воздействия УВт[[[ или УВуш .
Возврат схемы в исходное состояние, в особенности триггера DS, разрешающего действие 1 ступени, происходит через время элемента задержки DT3 по сигналу от DT2 после снятия
с инверсного входа DX единицы — прекращения ее выдачи счетчиками DCI, DC2, т.е. после прекращения асинхронного режима.
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ АВТОМАТИКА
Методы и технические средства обработки информации микропроцессорной вычислительной техникой в реальном времени позволяют произво
дить прямой кош роль указанных основных параметрон — углаб. скольжения s и его производной d.s/d/, применить быс|родейстнующие алгоритмы их вычисления и тем самым существенно повысить техническое совершенство автоматики, особенно эффективность действия ио предотвращению развития асинхронного режима. Микропроцессорная AJIAP разрабатывается в ОАО «Институт «Энерго-сетьпроект» [48.49, 48.50]
48.8.	АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НЕДОПУСТИМЫХ ИЗМЕНЕНИЙ РЕЖИМНЫХ
ПАРАМЕТРОВ
AUTOMАТИКА 111’01 ИНОДНА РИЙ11ЫX ОТКЛЮЧЕНИЙ И ВКЛЮЧЕНИЙ ПО ИЗМЕНЕНИЯМ НАПРЯЖЕНИЯ
Для аварийного режима xapaKiepiio снижение напряжения, а его повышение — но мере уменьшения загрузки магистральных линий элек|ропереда-Ч|1 высокого и особенно сверхвысокого напряжений, передаваемой активной мощностью для утяжеленного режима Авюмагнка oiрапичеиия снижения напряжения в аварийном режиме существенно уменьшает вероятность развития общесистемной аварии вследствие лавины напряжения, а автоматика ограничения его повышения снижает вероятность возникновения КЗ в результате электрического пробоя изоляции.
Автоматика огра  с и ни снижении напряжения (АОСП), происходящего вследствие возникновения дефицита мощности и угрожающего развитием лавины напряжения, выполняется многоступенчатой.
Каждая ступень содержит но два минимальных реле напряжения с близким к единице коэффициентом возврата (1св - 1,03- 1,05), обеспечивающим мелкоступенчато разнесенную настройку измерительной части устройства на установленные напряжения срабатывания в частности трех ступеней
Цср= (0,75; 0,8, О,85)(/ном /А„	(48 29)
Логическая часть содержит реле времени с минимальной выдержкой времени 1 ступени, oicrpo-енпой от времени действия АУРЗ и АПВ или АВР Мелкоступенчатая настройка обеспечивает некоторую адаптацию к степени снижения напряжения производимых AOCII отключений нагрузки и реакторов поперечной компенсации линий электропередачи сверхвысокого напряжения [48 31].
Автоматика ограничений повышений напряжения (AOI11I) обычно двухступенчатая, включает компенсирующие реакторы и отключает линию при недопустимых повышениях напряжения, обусловленных генерированием ею реактивной мощности и резонансными явлениями
Она действует главным образом или при отключенной липин, или во время се включения, т е
712
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Рам 41
при холостом ходе линии (рис 48.37, я) При этом в условиях, близких к резонансу, напряжения б/ и UK на шинах ЭС или ПС и отключенном конце линии могут соответственно в 1,5—2,0 раза превышать номинальные
Между тем повышение напряжения жестко ограничивается по уровню и по длительности в пре
делах от 20 до 0,1 с еоогнетегнепио при кратности напряжения 1,25 и 2,0
Снижение напряжения достигается быстродействующим включением компенсирующих реакторов LR. уменьшающих емкостную провода-мость элек|ропередачи Однако при недостаточной эффективности действия ЛО1IH па их включе
линии нри повышении напряжен»
б)
"ь
8 48.8] АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НЕДОПУСТИМЫХ ИЗМЕНЕНИИ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ!)!
ние, г е. при напряжении (/|П па шинах, остающемся больше номинального, автоматика с выдержкой времени отключает находящеюся на холостом ходе линию.
Выпускается типовая панель АОПН — шкаф противоаварийной автоматики ШП2704. Функциональная схема АОПН (рис. 48.37, о) содержит измерительный (пусковой) и избирательный органы, выполненные трехфазными. Двухступенчатый пусковой орган напряжения состоит из шести КУ1—К16 реле максимальных фазных напряжений с высоким коэффициентом возврата (кК~ 0,95) и разными установленными напряжениями срабатывания. Три максимальных реле КЕ1 КЕЗ 1 ступени отстраиваются от минимального длительно допустимого напряжения (7Ш| = 1,П/1|ОМ, а реле KV4—KE6 — от напряжения, допустимого на определенное время, например Г/ш2 = 1,5(7НОМ , при выдержке времени отключения линии /2 = I с [48.31].
Ступень I включает выключатель Q1 (см. рис 48.37,а) реактора LR, а II ступень предназначена для отключения выключателя Q3 линии и запрет его АПВ (см. рис. 48.37, б). Предусмотрено возможное отключение линии и I ступенью с выдержкой времени 1।» /2. если после включения реактора иш не снижается до напряжения возврата реле KV1—KV3, т.е. остается больше U,,, >1,1 (Л,,,.,. ш	ним
Избирательный орган необходим для выявления линии, отключенной с противоположной стороны (от шин ЭС или ПС обычно отходят несколько линий). Он представляет собой комплекты из грех измерительных реле (для каждой линии) KQI—KQ3 реактивной мощности, включенных на фазные напряжения и токи ipex фаз и срабатывающих при направлении мощности оз линии к шинам, те генерируемой односторонне включенной линией (на рис. 48 37, о показан один их комплект). Для четкости действия установленная реактивная мощность Qy их срабатывания выбирается в 1,5 раза |48 31[ меньше мощности, генерируемой линией при отключении с противоположного конца при напряжении С1Ш, соответствующем установленному напряжению срабатывания I ступени пускового органа напряжения = Uyl. Для селективности их действия Qy не менее чем в 1,25 раза больше (при возможности) максимальной реактивной мощности в нагрузочном режиме, также направленной от линии к шинам (при реверсивной по мощности злектропередаче) Дополнительно предусмотрен контроль тока в линии: при невозможности указанной отстройки реле KQ1—KQ3 от реактивной мощности рабочего режима максимальные измерительные реле фазных токов КА I—КАЗ (с установленными токами срабатывания, превышающими ток от указанной реактивной мощности, генерируемой односторонне включенной линией) запрещают
действие автоматики включения реактора и отключения линии При этом учитывается и опасность неправильного (излишнего) срабатывания реле реактивной мощности в рабочем режиме
Необходимое взаимодейс1вие пускового и избирательного органов обеспечивается логической частью устройства АОПН Элементы DXI—DX3 (И — ЗАПРЕТ) формируют дискретный исполнительный сигнал на включение компенсирующего реактора при повышении напряжения и наличии потока реактивной мощности от линии к шипам, если обусловленный ею гок не превышает установленного тока срабатывания максимальных измерительных реле тока КА1 КАЗ
С выдержкой /| элемента времени DTI через /ЛЕЗ и DX4 1 ступень можег oi ключагь линию и запрещать ее АПВ.
Ступень 11 пускового органа (реле KV4—КУб), формирующая сигпа I I через /2И'2, поступающий на первый (нижний) вход логического элемента DX (И), действует на отключение линии и запрещение ее АПВ (через элементы /)И'3 и Е)1Р4) с выдержкой времени /2 « элемента времени DT2 только при условии срабатывания I ступени (наличие логической единицы на втором (верхнем) входе элемента DX от DW1).
Обнинский приборный завод «Сигнал» производит на интегральных микросхемах повышенной надежности автоматические устройства отключения выключателя при повышении напряжения и повторного его включения при восстановлении Оно входит в состав комплектных электронных устройств (КЭУ) ПА комплексных распредустройств
АВТОМАТИКА ЧАС ТО ГНОЙ РАЗГРУЗКИ
И ЧАСТОТНОГО IIOB ГОР1ЮГО ВКЛЮЧЕНИЯ
Обязательная для всех подстанций автоматика частотной разгрузки (АЧР) наносит ущерб потребителям электроэнергии, поэтому должна обладать свойством адаптации к возникшему недостатку (дефициту) мощности Поскольку АЧР релейного денет вия, то возможно лишь дискретное последовательное приближение к компенсации дефицита отключаемой мощности Поэтому она реализуется многими автоматами трех категорий АЧР1, АЧР11 и АЧР111 Наиболее распространена н эффективна первая из них, состоящая из N = 10— 20 мгновенно действующих (по мере снижения частоты) автоматов, установленных на ПС, с мелкоступенчато (через А/= 0,1—0,2 Гц) разнесенными частотами срабатывания их измерительных реле частоты от уставки автомата 1 категории / ц = = 48,5 до уставки А'-го автомата fy\N - 46,5 Гц. При этом отключаемые ими мощности рассчитываются с учетом уменьшающегося в функции снижения
714
АВТО МАТИКЛ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 41
час тоты и по мерс отключения потребителей дефицита мощности [48 1].
Рели в течение некоторого времени, начиная с / | 5 с, частота не восстанавливается до близкой к поминальной, т е. утяжеленный режим ЭЭС продолжается, то приходят в действие несколько (обычно не более пяти) автоматов АЧРП, имеющих одну установленную частоту срабатывания /v[] = = 49,2 Гц и отключающих потребителей с возрастающими на Д / = 5 с выдержками времени.
Автоматы АЧРП1 устанавливаются на ПС сильно дефпцшных частей ЭЭС, в которых возможно весьма быстрое снижение частоты до опасного уровня (45 Гц) Они функционируют по скорости изменения частоты: производная функции изменения частоты является показателем дефицита мощности и всрояитой глубины снижения частоты (48.11
По мере восстановления частоты с помощью АЧР, полного загружения недогруженных и частотного ускоренного пуска резервных гидрогенераторов и в результате действия автоматики управления нормальными режимами ЭЭС (см § 48.1—48.4) тлектроснабжение отключенных потребителей электроэнергии восстанавливается автоматами час-гогного повюрного включения (ЧАПВ)
В эксплуатации находятся различные разновидности релейно-контактных автоматических устройств частотной разгрузки (АУЧР), нередко комбинированных, выполняющих функции одного комплекта автоматов АЧР1, АЧРП и ЧАПВ. Они описаны в [48.1, 48.37, 48.48]. Основным их элементом является измерительное реле частоты с ав-томац1Ческим переключением установленных час-го1 его срабатывания как при снижении, так и при повышении частоты. В настоящее время выпускается аналого-цифровое измерительное реле частоты типа РСГ-11 [48.43].
Перспективна интегральная микропроцессорная реализация быстродействующего измерительного преобразования часюты. Примерами являются разработанный в научно-техническом центре «Ме-ханотроника» (г. Санкт-Петербург) микропроцессорный многофункциональный комплект (блок) измерительных реле частоты типа БМ МРЧ и поставляемые совместным предприятием «АББ Реле—Чебоксары» реле частоты SPAF-140 и SPAF-340 [48.461 Первый содержит восемь, а вторые по четыре программируемых высокоточных измерительных реле, функционирующих с учетом скорости изменения частоты и снижения (повышения) напряжения Они оецнллографируют аварийные процессы, имеют алфавитно-цифровой дисплей и обладают свойствами адаптации, самодиагностики и другими характерными для цифровых программных устройств сервисными возможностями.
Центральной лаборагорией «Тулэнерго» и обнинским приборным заводом «Сигнал» производятся аналоговые, а ПТЦ «Механотроника» и ОАО «Ритм» (г. Киев) разработаны цифровые микропроцессорные комплексные устройства автомат-окон частотной разгрузки (КУАЧР), выполняют» и функции частотного автоматического повторного включения отключенных АЧР нотребитсий [48.45] Первое из указанных аналоговых КУАЧР содержит три бесконтактных измерительных реле частоты. Поэтому па нем могут быть реализованы но два автомата как быстродействующих АЧР1,та и инерционных АЧРП, комбинированные автомате АЧР1, АЧРП и устройство ЧАПВ
Действие измерительной части БМ МРЧ основано на счете тактовых импульсов в течение изменяющейся (при снижении или повышении частоты) длительности периода. Иснользуе1ся вычитающий счетчик, в который периодически, после каждого считывания заппсывае1ся некоторое количество импульсов, значительно превышающее их число, размещающееся в ннзервале времени, равном номинальной дли тельное i и периода промышленной частоты В течение периода изменения входного напряжения производи гея выннзаннс гакювыхим-пульсов из счетчика Разност ь записанного и оста-шегося к концу периода в счет чике количества импульсов отображает его длительность, обратно пропорциональную частоте
Вычисленное значение часго1ы сопоставляете! с хранящимся в памяти микропроцессора набором установленных ее значений, соответствующим срабатываниям очередей АЧР1. АЧРП или ЧАПВ Цифровым дифференцированием определяете! скорость изменения частоты, двоичный код которой сопоставляется с установленной скоростью, соответствующей срабатыванию АЧР111
Одной из особенностей БМ МРЧ является программирование и хранение двух наборов установленных значений частоты срабатывания АЧР, автоматически переключаемых при изменениях режимов работы собственных нужд электростанции или систем электроснабжения, т е свойство адаптивности к режимам электрической сети.
Контактные выходы БМ МРЧ с соогвегствую-шими обозначениями их назначений показанию схеме внешних подключений исполин елыгойчасти АЧР и ЧАПВ (рис. 48.38, а) Электромагнитные реле KL2—KL9 управляют цепями отключения в включения выключателей, a KLIO KL17 — сигнализацией На схеме показаны также трансформаторы TVL входного напряжения с изменяющейся частотой, блок питания БП н светодиоды I7Jсигнализации состояния устройства.
Функционирование АЧР п ЧАПВ поясняете! схемой программного алгоритма их действия (рис. 48.38, б). Предусмотрено два его вариантаАи
j 48.8] АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НЕДОПУСТИМЫХ ИЗМЕНЕНИЙ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ!\5
АЧР,
716
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 41
Ь, переключаемых ключом .92. По варианту А включение и отключение выключателя предусмотрено двумя разными входными дискретными сигналами ЛЧР и ЧАПВ, а по варианту Б — по появлению и исчезновению одного дискретного сигнала АЧР.
При включенном ключе SI и положении А ключа S2 дискретный сигнал (логическая I) АЧР nociy-naci иа входSтриггера DSI и запоминается нм, если на входе /? отсутствует дискретный сшнал 1 о выполнении ЧАПВ (операция DI17) или от ключей местного управления МУ и о включении (операция DXI) выключателя оператором КВ С выхода триггера DSI сигнал I проходит в цепь АЧРОТКЛ управления отключением выключателя.
Формирователь F дискретного сигнала ограниченной длительности, равной времени разрешения ЧАПВ выключателя, воздействует на вход .V триггера DS2 при условии (операция DX2) наличия дискретного сит нала от реле отключенного положения выключателя PI IO Сш нал формирователя F запоминается триггером DS2 только после прекращения действия частотной разгрузки, те исчезновения сигнала 1 АЧР При этом сит пал О АЧР инверсным входом DWI превращается в I на входе R триггера DS1 и возвращает его в исходное состояние, через Dll'2 поступае т на вход R трип ера DS2 и разрешает запоминание сигнала формирователя F Выходной сигнал I DS2 запускает таймер DTотсчета выдержки времени срабатывания ЧАПВвкл, воздействующею на включение отключенного АЧР выключателя По обратным связям через Dll'2 сигналом I ЧАПВвкп триггер DS2 возвращается в исходное состояние, а через Dli'l дублируется воздействие на возврат триггера DSI
При положении Б ключа S2 сигнал I АЧР проходи г прямо в цепь управления отключением выключателя, а ЧА1 IB с выдержкой DT производится после исчезновения сигнала I от АЧР со входа R трип ера DS2
АВТОМАТИКА УПРАВЛЕНИЯ СИНХРОННЫМИ ГЕНЕРАТОРАМИ ПРИ ИЗМЕНЕНИЯХ ЧАСТОТЫ
Автоматика отключений синхронных генераторов. Для нормального функционирования механизмов, обеспечивающих производительность парогенераторов ТЭС и АЭС при снижениях частоты, практикуется отключение одного или нескольких генераторов от ЭЭС для снабжения только собственных нужд электростанции и наиболее ответственных потребителей. При этом схемы распредели тельных устройств электрической части ТЭС выполняются с учетом возможности такого выделения собственных нужд для их питания от автономно работающего генератора отключением минимального количества (даже только одного) выключателя. На рис 48 39 приведены примеры таких
К ЭЭС
Рис. 48.39. Электрические схемы JC, обеспечивающие выделение синхронных теиераторовдлт питании собственных нужд при аварийном ен-женин частоты
схем [48 48] с условным изображением автоматических устройств указанного отключения, содержащих измерительное реле снижения частоты А? и реле времени КТ
В первой схеме (рнс 48.39, а) при снижении частоты с выдержкой времени отключается шиносоединительный выключатель Q, отделяя вторые (нижние) шипы с присоединенными к ним синхронным генератором GI и собственными нуждамиСН с ответственной нагрузкой Н, от первых (верхних) шин, к которым подключены остальные синхронные генераторы G2 электростанции и трансформаторы Т связи с электроэнергетической системой.
Вторая схема (рис 48.39, б) иллюстрирует полное отделение (отключением реле КЕ выключателей QI, Q2) электростанции ЭС ог ЭЭС, целесообразное при развитии общесисаемной аварии. Отде-тившаяся электростанция исполыуется затем ди восстановления нормального режима работы ЭЭС
8 48 81 АВТОМА ТИК. I ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НЕДОПУСТИМЫХ ИЗМЕНЕНИИ РЕЖПМПЫ V ПАРАМЕТРОВ 717
Рис. 48.40. Схема размещении устройств АОПЧ
На схеме условно показала и автоматика частотой разгрузки ЛЧР, необходимая для ликвидации недостатка активной мощности, который может возникнуть после такого отделения
На схеме рис. 48 40 условно показана автоматика отключений синхронных генераторов ГЭС при повышении частоты, опасном для турбогенераторов ТЭС [48.48] Необходимость в автоматике отключений । парогенераторов обусловлена гем, что при отключениях одной цепи первого (1) или второю (II) участков линии электропередачи возникает опасность нарушения статической устойчивости параллельной работы ГЭС н ТЭС с ЭЭС ввиду снижения пропускной способности электропередачи возникает избыток генерируемой мощности и синхронные генераторы разгоняются. Хотя быстродействующие автоматические регуляторы мощности (см § 48 2) турбогенераюров прикрывают регулирующие клапаны, обычно относительно медленно действующие (через АРЧВ) автоматические регуляторы мощности гидрогенераторов и инерционные направляющие аппараты гидротурбин не успевают предотврашть разгон гидроагрегатов Увеличение частоты вращения гидро-генераюров приводит и к соответствующему опасному для паровых турбин возрастанию частоты вращения и турбогенераторов
Поэтому и предусматривается обычно двухступенчатая автоматика ограничения повышения частоты (АОПЧ), действующая иа отделение ТЭС с нагрузкой, соотве1сгвующей их мощности На схеме показано но два быстродействующих автоматических устройства АУ1 и АУ2, расположенных по
концам линий связи ТЭС и ГЭС с разными установленными частотами срабшывания 52,5 и 53,5 Гц соответственно. Автома1ическое устройство ЛУЗ ограничения повышения частоты, установленное на ГЭС, с частотой срабатывания 51,5 Гц отключае! часть гидро!енераторов ГЭС, не допуская отделения ТЭС от электроэнергетической системы
Промышленное 1ью вынускае1ся панель (шкаф) тина ШДЭ 2602 [48 43] АОПЧ Она позволяет осуществить три ступени управляющих воздействий по повышению частоты и скорости се изменения Панель выполнена на интегральных микросхемах с применением аналого-цифрового и цифроаналогового преобразования сигналов
Автоматика пастозного пуска и загрузки Iндрозоператоров. Авюматика частотою ускоренного пуска и загрузки выдающих неполную мощность или работающих в режиме синхронного компенсатора (СК) гидрогенераторов эффективно способствует прекращению снижения и последующему восстановлению часюгы При ее действии отключение потребителей элекзроэиерзин авюма-тикой АЧР11 обычно нс производпзея
Функциональная схема (рие 48 41) авюмати-ки ускоренного пуска и загрузки гидрогенераторов при снижении частоты формирует импульсный сигнал на ускоренный пуск при снижении частоты до /у1[ = 49,3 Гц и обеспечивает |рсбуемые однократные воздействия на гидрозоператоры, двухступенчатые воздейшвия с разными выдержками времени,
718
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 41
KF DXI DT1
Рис. 48.41. Функциональная схема авюматпки частотного ускоренного пуска и загрузки гидрогенераторов
дополнительную загрузку гидрогенераторов только при наличии их недогрузки или работы в режиме СК;
одновременные с пуском первой очереди воздействия иа увеличение мощности гидрогенераторов,
неавтоматическое (кнопкой SB) приведение в состояние готовности к новому действию.
Ускоренный пуск УП гидрогенераторов (их групп) G7, G2 происходит при готовности автоматики к действию — наличии дискретного потенциального сигнала I на нижнем входе DXI, поступающею с выхода триггера DS, если ранее нажималась оператором кнопка SB При срабатывании измерительного реле частоты КЕ~ с указанной установленной частотой /у[1 его дискретный сигнал проходит через DXE запускается элемент выдержки времени DTE Спустя установленное время он воздействует па формирователь EI (одновибратор) импульсного сигнала УН гидрогенераторов GE
С указанной небольшой задержкой времени дискретным потенциальным сигналом DTI через трехвходовые логические элемен гы DXI и DXI при наличии на остальных их двух входах сигналов I от вспомогательных (сигнальных) контактов QI.I, Q2.I выключателей гидрогенераторов (выключатели включены) и от контактов S(2E1, SQ2.1 конечных выключателей направляющих аппаратов гидротурбин (они недогружены, направляющие аппараты полностью ие открыты и укатанные их контакты еще замкнуты) запускаются времяпмпульс-ные преобразователи ВИП дискретных потенциальных сигналов в импульсы с уменьшающейся по
мере увеличения нагрузки генераторами длигель постью (см. § 48.2) Импульсное воздействие ш электродвигатель механизма изменения мощности МИМ — задающий элемент мощности, АРЧВобеспечивает устойчивый процесс загрузки гидрогенераторов G3, G4.
С той же задержкой запускается второй элемент выдержки времени Е)Т2, после истечения в-торой запускается формирователь F2 импульсного сигнала УП генераторов G2 Элемент DT2 сигналом 1 иа вход R триггера DS выводит схему из действия (обеспечивает однократность ее действия).
СПИСОК ЛИ П НАТУРЫ
48.1	Автоматика электроэиер1етических систем Учебное пособие для вуюв / О.П Алексеи, B.I:' Казанский. В.Л Коше и др.. Пол ред. В Л Кина и 11.И. Овчаренко. М Энерюизлат, 1981
48.2.	Овчаренко Н.П. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник для вузов / Под ред. А.Ф Дьякова. М. Научно-учебный центр Э1IAC, 2000
48.3.	Дьяков А.Ф., Окин А.А., Семенов НА. Диспетчерское управление мощными энеряюобъедине-ниями М Изд-во МЭИ, 1996
48.4.	Создание автомангшрованных систем управления i идроэлек1рос1а|щиями / В.Д. Ковалеа, A ll. Кузнецов. В.II Орлов и др. // Высоковольтияяв преобразовательная техника. Системы управленн электротехническим и энергетическим оборудош-ем. М : Эколипк. 1996. С. 94 104. (Тр. ВЭИ).
48.5.	Прокопенко А.Г., Мыса к П.С. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоки ТЭС. М.: Энергоатомизлат, 1990
48.6.	Методические указания но техническому обслуживанию автоматического синхронизатора СА-1 М.. Союзгехэнерго, 1980
48.7	Овчаренко Н.П. Элементы автоматичс-ских устройств энергосистем Учебник для вузов В 2-х кн. М Энергоатомизлат, 1995.
48.8.	Бушмарина Е.А., Фадеев А.В., Шеремет А.А. Микропроцессорный автоматический сии-хроннзатор//Электротехника 1996 №9 С 30—34.
48	9. Атипичен К.С., Лукоинов I3.IO., Панфилов П.П. Автома1ическнй микропроцессорный сиу хроннзатор «Спршп» // Электротехнические станции 1999. №8. С. 48—51.
48	10. Плетнев Г.П. Лвюматнзированвые системы управления объектами тепловых электростанции М. Изд-во МЭИ, 1995.
48.	II Соловьев П.П. Авюмаи|ческие регуляторы синхронных генераторов М Энергоиздат, 1981.
48.12	. Овчаренко П.П., Аналоговые элемеиш микропроцессорных комплексов релейной защита я автоматики. М.: Н ГФ «Энерюнро! ресс», 2001.
48.13	. Гидротехническое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций: Справочное пособие. В 2-хт. / Под ред. Ю.С. Васильева, Д.С. Щавелев.
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
719
М Энергоатомиздат, 1988 1 1 Основное оборудование гидроэлектрос ганций
48.14	О принципах реализации системы группового регулирования активной мощности ГЭС на базе микроЭВМ /ГС Киселев, И И Ляткер, В В Нуждин. МА Руденский И Автоматическое регулирование и управление в энергосистемах М Энергоатомиздат, 1983 С 42—45 (Тр. ВЭИ)
48.15	. Система управления мощностью турбоагрегата на базе микроЭВМ / ЮЛ Горячева, Н В. Колобродов, В С Мельников и лр И Автоматическое регулирование и управление в энергосистемах. М Энергоатомиздат, 1983 С 12—20 (Тр. ВЭИ)
48.16	Унифицированное микропроцессорное устройство управления мощностью крупных турбогенераторов/ВС. Мельников, Ю.В Чу|унников, Э.М. Прово-тарь и др.//Электротехника 1996. №9 С. 15—17
48.17	Регуляторы возбуждения сильного действия на интегральных микросхемах для мощных синхронных генераторов / Г.Р Герцеиберг, В.Е Кашгелян, М И. Покровский и др // Автоматическое регулирование и управление в энергосистемах М Энергоатомиздат, 1980 С. 3—10 (Тр ВЭИ Вын 89)
48.18	Микропроцессорный унифицированный автоматический регулятор возбуждения сильного действия АРВ-СДМ / Б И. Аккерман, Е А Бушмарина, В В. Долгов и др И Автоматическое регулирование и управление в энергосистемах М Энергоатомиздат, 1983. С 3—12 (Тр ВЭИ)
48	19 Повое поколение статических систем возбуждения турбо- и гидро!операторов / Б Г Кириенко, AT Лот инов, А. В Фадеев И Электросила 2000 Сб № 39 С 43—52
48	20 Дьяков А.Ф., Овчаренко II.И. Микропроцессорная релейная защита и автоматика электроэнергетических систем Учебное пособие для студентов вузов. М Изд-во МЭИ, 2000.
48.21	Логинов А.Г., Фадеев А.В. Микропроцессорный автоматический регулятор типа АРВ-М для систем возбуждения АО «Электросила» // Электротехника 2001 № 9 С 66—70
48.22	Микропроцессорная система управления возбуждением асинхронизованного турбогенератора типа СУВМ-АС И Автоматическое управление электроэнергетическими системами М : Изд-во ВЭИ, 1992. С 62—73 (Тр ВЭИ)
48	23. Таратута II.П., Крайнев С.В., Чупри-ковВ.С. Статические тиристорные компенсаторы наружного исполнения И Высоковольтная и преобразовательная техника. Системы управления электротехническим и энергетическим оборудованием. М.: Эколинк, 1996 С. 34—40 (Тр ВЭИ)
48.24	Микропроцессорная система автоматического управления и защиты статического тиристорного компенсатора для линий электропередачи / ГМ. Бурунова, Е А Бушмарина, М.А Лотков и лр // Автоматическое управление электроэнергетическими системами. М Информэлектро. 1988 С. 28—34 (Тр. ВЭИ)
48.25	. Давыдов II.И., Павлова М.Ф. Микропроцессорная система управления мощностью ТЭС И Автоматическое управление мощностью ГЭС и АЭС М Энергоатомиздат, 1990 С 89—99 (Тр ВТИ)
48	26. Микропроцессорные средства управления энергетическими комплексами МС ЛЭК для автоматизации Волжской ГЭС / В Д Ковалев. А Н Кузнецов, В. И Орлов и др //Электротехника 1996 №9 С 24—29
48.27	Мноюсвязная общеетанционная система регулирования напряжения /МИ Гумин, Е Г Косарева, М В Лисицын, Л.В Росман//Электрические станции 1997. №10. С 12—17
48.28	Экспериментальная цифровая система автоматического регулирования час юты и активной мощности ЕЭС СССР / С А Совалов. М А Беркович. А.Н Комаров и др.//Элек!ричество 1979 №3 С. 1—7
48.29	Цифровая система автоматического регулирования частоты и активной мощности в энерюобь-единенни Сибири / IO Е Веневпев, Б Н I воздев, В.П Нестеренко, ТС Яковлева//Электрические станции. 1984. № I С 49—52
48.30	. Окин А.А. Проитвоаварийная автоматика энергосистем М Изд-во МЭИ, 1995
48.31	Окин А.А., Семенов В.А. Противоаварий-ное управление в ЕЭС России / Под ред АФ Дьякова М Изд-во МЭИ, 1996
48.32	Опыт внедрения вычислительных средств нового поколения в устройствах управления мощностью турбоагрегата тина ЭЧСР-М /ВС Мельников АГ Мордкович. АЭ Серебряков, ЛА Гарасов. 1О В Чугунников, В В Усачев И Электротехника 2001. №9. С 56—58
48 33 Иерархическая система про1ивоаварийной автоматики сети 500 кВ ОЭС Поволжья / В И Бердников, Э Я Биргель, В Д Ковалев и др //Электротехника 1996
48.34	Ковалев В.Д. Иерархические системы про-тивоаварийного управления // Электротехника 1985 № 9. С 43—46
48.35	Розепблгом Ф.М., Сялова В.Г., Вундер Т.П. Шкаф автоматики фиксации мощности исходного режима ШП2701 //Электрические станции 1995 №11 С 65—69.
48.36	Розенблюм Ф.М., Иванов .1.К. Шкаф автоматики перегрузки по мощности типа ШГ12702 Чебоксары Изд-во ВНИИР, 1989 С 56—64. (Тр. ВНИИР)
48.37	Беркович М.А., Гладышев В.Л., Семенов В.А. Автоматика электроэнергетики. М Энсрю-атомиздат, 1991
48	38 Ковалев В.Д., Суханов О.А., Ковалев С.В. Распределенные системы противоаварийного управления протяженными энергосистемами И Электротехника 1996. №9. С. 4—9.
48.39	Богуславский Л.А., Ковалев В.Д., Шевченко А.Т. Устройство противоаварийной автоматики для сохранения устойчивости параллельной работы электростанций//Электрические станции 1985 №10 С 51—54.
720
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
[Разд 48
48 40 Программно-технический комплекс автоматической дозировки управляющих воздействий эиертосистем / А.К Белотелов. ЕЛ. Россовский, ИЗ Глускип и др И Электрические станции 1997 № 10. С. 18 28
48	41 Гоник Я.Е., Пглицкнй Е.С, Автоматика ликвидации асинхронною режима М Эпергоатомиз-дат. 1988
48	42 Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и прогивоаварийной автоматики в тисрюсисгсмах М Эиертоатомиздат, 1990
48	43 Каталог электротехнической продукции, предлагаемой к реализации в 1998. Чебоксары Изд ЧАЭЗ, 1998
48	44 Стрелков В.М., Фокин Г.Г., Якубсоп Г.Г. Многофункциональное устройство АПВ для ВЛ 500— 750 кВ на интегральных микросхемах И Электрические станции 1985 № 9. С 54—58.
48	45. Комплектное устройство автоматической частотной раз1рузкп КУ АЧР-С И Каталот экспозиции
ВВЦ Релейная защита и автоматика энергосистем. М: ОРГРЭС, 1996. С 17—18
48.46	. Микропроцессорный блок автоматической частотной разтрузки автоматического повторного включения ио частоте типа БМАЧР//Там же.С.З.
48.47	Микропроцессорный блок релейной защиты типа ЬМРЗ И 1ам же. ( 4
48	48 Ьеркович М.А., Комаров А.Н., Семени В. А. Основы автоматики эиертосистем. М. Энерготп-дат, 1981
48.49	Микропроцессорное устройство автоматической ликвидации асинхронною режима / И В. Якимец. В.Г Наровлянский, В Г Ваганов и др. И В кн. «Элект-роэисртегика России современное состояние, проблемы и перспективы» М Эиертоатомиздат, 2002 С. 350—365
48.50	Выявление асинхронною режима в условиях неполной информации об эквивалентных параметрах системы / ИВ Якимец, В Г НаровлянскиЦ Г А Ососков А А Налевии // I ам ясе С 366—376
Раздел 49
АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
СОДЕРЖАНИЕ
49 1 Основные понятия теории информации применительно к автоматизированному диспетчерскому и технологическому управлению в злектро энергетических системах ..	...	721
Сообщение, сигнал, информация (721) Количественные меры информации (722) Коды и кодирование (723) Двоичные коды (724) Двоичные коды, исправляющие ошибки (727) Стандартные кодовые форматы передачи информации (729). Диалоговые процедуры передачи телемеханической информации (736)
49 2 Автоматизированные системы диспетчерского управления ............. 737
Назначение и функции (737). Комплекс технических средств АСДУ (738) Средства сбора и передачи информации (ССПИ) (744). Прикладное программное обеспечение АСДУ (748).
49 3 Автоматизированные системы управления технологическими процессами на электрических станциях и подстанциях 750 Основные принципы построения СКУЭТО (751) Задачи конгроля и
управления электротехническим оборудованием ОТО (752) Функциональные подсистемы СКУЭ1О (753) Функциональные информационные уровни (753)
Требования к СКУЭ ГО (754) СКУЭ 10 на базе микропроцессорных устройств релейной защиты (756) СКУЭТО на базе микропроцессорных программируемых контроллеров (757) ПТК системы контроля и диазностики турбогенератора (758). ПТК АСКУЭ (759) Общестанционный уровень системы контроля и управления электрической частью электростанции (761)
49.4 Определение мест повреждений в воздушных и кабельных сетях напряжением выше 1000 В .	764
Общие сведения (764) Локационные искатели (765) Фиксирующие амперметры и вольтметры (767) Фиксирующие омметры и цифровые осциллографы (772) Указатели повреждений (773) Определение мест повреждений кабельных линий (774)
Список литературы	775
49.1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ТЕОРИИ ИНФОРМАЦИИ ПРИМЕНИТЕЛЬНО
К АВТОМАТИЗИРОВАННОМУ ДИСПЕТЧЕРСКОМУ
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ УПРАВЛЕНИЮ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
Управление Единой энергетической системой праны (ЕЭС) может быть эффективным лишь при наличии автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) 11од АСДУ понимается человеко-машинная система, обеспечивающая автоматизированный сбор и обработку оперативнодиспетчерской (ОДИ), расчетно-плановой (РПИ) и производственно-статистической (ПСИ) информации, необходимой диспетчеру для принятия решений по управлению энергосистемой. Для управления технологическими процессами на энергетических объектах (электрических станциях, подстанциях) существуют автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП). В АСДУ и АСУТП постоянно формируются, передаются, принимаются и осмысливаются сообщения
о состоянии объектов энергосис гемы, парамс грах ее режима, о принятых диспетчером решениях по управлению энергосистемой
СООБЩЕНИЕ. СИГНАЛ, ИНФОРМАЦИЯ
Под сообщением понимается некоторая совокупность сведений, подлежащих передаче, т е объект передачи. Средством передачи сообщения является сигнал, под которым понимается некоторый физический процесс, однозначно соответствующий данному сообщению
Структурная схема передачи сообщения представлена на рис 49 1. Сообщение О, сформированное отправителем, преобразуется в передатчике в сигнал С/, представляющий собой, как правило, электромагнитные колебания Сигнал С/ поступает в канал связи (КС), под которым понимается совокупность технических средств, необходимых для передачи сигнала па большие расстояния Сигнал С2 с выхода КС подается в приемник, в котором происходи г обратное преобразование сиг нала в со-
722	АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ [Разд«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
§49.1]
Я
Кош общенит пии до г
Еслв ределен
Рис. 49.1. Структурная схема передачи сообщения
общение /7, поступающее к получателю Вследствие помех, воздействий, мешающих передаче сигнала по КС па большие расстояния, сигнал С2 неполностью соответствует сигналу С/, а следовательно, сообщение П может отличаться от сообщения О, чю, естественно, нежелательно Поэтому передача сообщений должна быть организована таким образом, чтобы получатель правильно понял отправителя, несмотря на наличие помех в КС, г е. при передаче сообщений должна быть предотвращена потеря передаваемой информации
Информация является основным содержанием сообщения, г е. представляет собой те сведения, которые неизвестны получателю до получения данного сообщения Каждое сообщение формируется, как правило, из нескольких элементов, каждый из которых может принимать качественно различные значения (качества). Пусть число элементов сообщения и, а число качеств, которое может принимать каждый элемент, т. Тогда общее число сообщений. которые могут быть сформированы пз этих эле.мен т ов, составляет
N = тп	(49.1)
КОЛИЧЕСТВЕННЫЕ МЕРЫ ИНФОРМАЦИИ
Неопределенность и информация. Получение информации представляет собой процесс раскрытия неопределенноетн случайного события. При этом ясно, что степень неопределенности оказывается тем больше, чем большее число исходов имеет это событие, т е. чем больше т Таким образом, степень неопределенности есть функция числа исходов. те f(m) Функция/(нт), характеризующая количественную меру неопределенности, должна, очевидно, удовлетворять следующим условиям: при т = 1 f(m) = О, при вотрастании т возрастает степень неопределенности п (независимых) случайных событий с числом исходов соответственно nij, /л2, ., /«„равняется сумме степеней неопределенности этих событий, т е.
/(">!. «2>	'«„)	+/('«2>+ - +/("'„)• (49.2)
Мера Хартли. Д Хартли в 1928 г. предложи использовать в качестве/(ш) логарифм т поосйо ваншо 2. В этом случае начальная пеопредел» пость события с т исходами может быть представлена как
Лнач = 1оегст (ад
Получение информации есть уменьшение и-определенноеги Количество полученной информации / равно разности между начальной hmкостившейся после получения информации конечно! /ткон неопределенностью, т.е
I ^нач-\он-	((Ц|
Если после получения информации неопределенность полностью раскрыта (Лкон = 0),то
I = Лнач = loB2'"	(®fl
За единицу количества информации (бит)пронимается в соответствии с (49.5) количество № формации, содержащейся в собы тин с двумя равновероятными исходными (т = 2).
В п событиях,, каждое из которых имеет я, исходов,
п
/ = 2	W
I
Мера Шеннона. Мера неопределенна! I Хартли не учитывает уменьшение неопределенно-1 ст и события в случае разных вероят ностей исходи I этого события. С целью учета вероят поста исходи I события Р. Шеннон предложил для определен!! I степени неопределенности использовать энтропию, т.е среднее значение неопределенности все т исходов, имеющих вероятности Pt,	,7
Неопределеннос ть /-го исхода
й, = log2/',.	(491)
Среднее значение неопределенности всехявс-1 ходов, т.е. энтропия
И = - £ log2P,. (491) |
1= I
Еслг ждый из ностями
Стат ставлен! ве инфо контрол!
Кмб< оценки конкрет! мая киб< личение вильноп при нал!
Под понимае вильноп формацр решения ческой) 1 мого объ
За е, ции при которое 1 приняти! во инфор
Повь формаци хозащиш
Осмо кода, Koj мых разл символе! ет место трехзнач!
(j 49 11	ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ТЕОРИИ ИНФОРМАЦИИ ПРИМЕНИТЕЛЬНО	723
К АВТОМАТИЗИРОВАННОМУ ДИСПЕТЧЕРСКОМУ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ У ПР. 1ВЛЕНИЮ
Количество информации, содержащейся в сообщении соыасно Шеннону есть разность энтропии до и после получения сообщения, т е.
09 9)
Если сообщение полностью раскрывает неопределенность. ю
т
’ = ипт = X Р, 09 |0> i= 1
Если это сообщение состош из п элементов, каждый из которых может иметь m качеств с вероятностями ., Р,, . , Рп/, то
п т1
' = -Ъ 1(’g2/V	(49 11)
7 = 1 i= 1
Статистическая мера информации дает представление лишь о среднестатистическом количестве информации, которая может быть получена от контролируемого объекта
Кибернетическая мера информации. Для оценки количества информации, содержащейся в конкретном сообщении, существует так называемая кибернетическая мера, характеризующая увеличение уверенности в принятии диспетчером правильного решения по управлению энергосистемой при наличии поступившей информации
Под степенью уверенности принятия решения g понимается отношение вероятности принятия правильною решения при наличии поступившей информации Рн к вероятности принятия правильного решения при наличии априорной (среднестатистической) информации Р о состоянии контролируемою объекта
g = /;t//’a.	(49 12)
За единицу кибернетической меры информации принимается такое количество информации, которое позволяет повысить степень уверенности в принятии правильного решения в 2 раза Количество информации определяется при этом как
/K = log2^-	(49 13)
а
Повышение достоверности передаваемой информации достигается путем иеполыованпя поме-хозашищасмых кодов
КОДЫ И КОДИРОВАНИЕ
Основные характеристики кодов. Основание кода. Коды характеризуются числом т используемых различных качеств элементов кода, т е. числом символов, пли букв, кодового языка. При т = 2 имеет месю двузначный бинарный код, при т = 3 — грехзпачный код и т д
Разрядность кода п ешь число символов в кодовой комбинации (длина кодового слова) Если длина всех кодовых слов одинакова (и const), код называется равномерным
Мощность кода есть число рабочих кодовых комбинаций Np, используемых для передачи сообщений, из общего числа всех возможных кодовых комбинаций N = т"
Избыточность кода, коэффициент изоыточ-ности Если Np < N, ю код обладает избыточностью, так как не все кодовые комбинации используются для передачи сообщений С избыючностыо связана способность кода к обнаружению ошибок, так как для этой цели псиоиьзу инея (N - Ар) неразрешенных кодовых комбинаций Избьпочпошь кода харак1сризуется коэффициентом избыточности
А' к = 1 -изб
•og, Л
(49 14)
Диапазон возможных значений ко >ффпциепга избыточност для разных кодов 0 < А'и1б < 1 При A'113g = 0 имеет место безызбыючный помехонезащищенный код.
Кодовое расстояние d между двумя кодовыми комбинациями есть число одноименных разрядов в этих кодовых комбинациях с различными символами. Кодовое расстояние между различными кодо выми комбинациями (кодовыми векюрами), как правило, различно Минимальное кодовое рассгоя пне с7 п характеризует номехозашищеиноечь кода
Распределение рабочих кодовых комбинаций по кодовым расстояниям характеризуем noieinui альпую помехо защищенное н> кота. |ак как показывает, сколько рабочих кодовых векторов отстоит от дайною рабочею кодовою век юра па расстояние d
Коды, для коюрых различно для разных кодовых векюров, называются несимметричными Если Л'р^ для всех рабочих кодовых векторов одинаково, го код называемся симмсчрнчиым
Коэффициент ’южных переходов определяет вероятность ложного перехода одной рабочей кодовой комбинации в другую под влиянием помех кратности, равной d, и определятся выражением

(49 15)
где b№ — общее число кодовых векюров, отстоящих от данного вектора на кодовое расстояние <7, Np — число рабочих кодовых векторов, отстоящих от данною вектора на d
1ВГОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Рам 49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
724
Для симметричных кодов Xодинаково для всех рабочих кодовых векторов и определяется согласно (49 15) Для несимметричных кодов коэффициент ложных переходов при <7-кратной ошибке определяется как среднее значение этого коэффициента эля всех Л'р рабочих кодовых векторов. т е
К(‘,] = ^-У—.	(49 16)
л 'Vp,,v(£/)
Общее число кодовых векторов	отстоящих
одни от другого на кодовое расстояние d, для двузначных кодов может быть определено как число сочетаний но d из числа разрядов кода п, те
(<П = d = и!
" d\(п - d)!
(49 17)
Очевидно, чем больше <7|]||п, тем выше помехозащищенность кода, так как при кратности ошибки меньше </1П|1| переход одной рабочей кодовой ком-бпнацпп в другую невозможен Следовательно, пе бу дез и ложною приема информации Искаженная помехами кодовая комбинация aei ко обнаруживается, гак как она не принадлежит к числу рабочих комбинаций Таким образом, при с/1п|п = г + 1 обнаруживаются все ошибки кратности г. При Цп||) = = 2s + 1 могут быть исправлены все ошибки кратности х, а при Ц = г + х + 1 (при г > л) обнаруживаются ошибки кратности г и исправляются ошибки Кр ТТНОСТИ s
ДВОИЧНЫЕ КОДЫ
Двоичный безызбыточиый код. Вся совокупное 1ь передаваемых сообщений может бьпь представлена в виде совокупности различных чисел. В этом случае имеет место числовой код. Максимальное количество возможных кодовых комбинаций в числовом коде А'тах = тп
Из всех числовых кодов наибольшее распространение получили двоичные коды Причиной этою является очень простая арифметика двоичных чисел и возможность использования простых, дешевых и надежных в эксплуатации двухпозиционных элементов Максимальное число возможных кодовых комбинаций в двоичном коде N = 2п
В безызбыточном двоичном коде все кодовые комбинации рабочие Следовательно, с/|г1|г1 = 1. т е любая, даже однократная, ошибка приводит к ложному переходу одной рабочей кодовой комбинации
в другую, и = 1 для любого d (от I до п).
1 аблица 491
Кодовые комби- нации 1'	Безызбы точный двоичный кол	Двоичный коде защитой почетности
^0	ООО	ООО 0
	001	001 1
	010	010 1
	011	011 0
>4	100	100 1
>5	101	101 0
	но	ПО 0
V1	III	III 1
Таким образом, безызбыточиый двоичный код является помехонезащищенным кодом Единственная защита такого кода от ошибок — фиксация нарушения количества элементов в кодовой комбинации Поэтому используется, как правило, равномерный двоичный безызбыточиый код.
Код с защитой по паритету (четности, нечетности). Для придания двоичном) колу свойствам-мехозащищенпости, т е свойства обнаружения ошибок, в кодовые комбинации необходимо вводить дополнительные (избыточные, защишне)разряды
В двоичном коде с защитой но четности в кодовые комбинации вводится один защитный разряд, содержимое которого (0 или I) дополняет число единиц в основных (информационных) разрядахдо четного. При приеме сообщения бракуются (те признаются ложными) все комбинации, содержащие нечетное число единиц
В табл 49 1 приведены все рабочие кодовые комбинации двоичного кода с защитой почетности при числе информационных разрядов л,. = 3 В той же таблице для сравнения приведены все кодовые комбинации двоичного безызбыточногокодасл=)
Мощность кода с защитой но челюсти
N =2n" = 2n
где п — общее число разрядов кода Коэффициент избы точноети
l°g22"~‘ log22"
- (4918) п
Минимальное кодовое расстояние между рабочими векторами кода </m|n = 2 Код симметричны!! Распределение рабочих кодовых векторов по кодовым расстояниям /9^’ = С,' тле dp = 2,4,6, [л], [л| — четное число, ближайшее к п Коэффициент ложных переходов К1 ’ = С /С^п В табл. 492
§49 I]	ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ТЕОРИИ ИНФОРМАЦИИ ПРИМЕНИТЕЛЬНО	725
К АВТОМАТИЗИРОВАННОМУ ДИСПЕТЧЕРСКОМУ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ УПРАВЛЕНИЮ
Таблица 49.2
d	1	2	3	4
р	—	6	—	1
	4	6	4	1
.,(</)	0	1	0	1
представлены параметры d,	и для
четырехразрядного кода с зашитой по четности, приведенного в 1абл. 49.1.
Из табл 49 2 ясно, что код позволяет обнаружить все ошибки нечетной кратности, а при ошибках четной кратности принимается ложное сообщение.
Код с простым повторением. Число разрядов кода увеличивается в 2 разг) по сравнению с бе-зызбыточным кодом Содержимое защитных разрядов повторяет содержимое информационных (рабочих) разрядов Ошибки обнаруживаются путем сравнения содержимого информационных и защитных разрядов Число разрядов кода и = и +	=
= 2ии, мощность кода /V = 2п/*. Коэффициент избыточности
Мощность кода и коэффициент избыточности такие же, как у кода с простым повторением Код
симметричный, однако
в общем виде полу-
р
чить нс удается
Кодовые расстояния d для одного из кодовых векторов (например, 4g) по отношению к другим рабочим кодовым векторам представлены в табл 49.4. Для других векторов в симметричном коде расстоя-
ния d имеют те же значения. Значения d
п ’
и К^ сведем в табл. 49.5.
Из табл 49.5 ясно, что код (при п = 6) позволяет обнаруживать все ошибки кратностью I, 2. 5. 6 При кратностях ошибки 3 и 4 вероятность получения ложных сообщении составляет 20 % Рассматриваемый код по сравнению с кодом с простым повторением является более помехоустойчивым, гак как его минимальное кодовое расстояние больше В рассмотренном примере dnll) = 3.
Код па одно сочетание. Числовой и-разря шый двоичный код позволяет иметь Л' = 2" различных кодовых комбинаций Число 2" может быть представлено как сумма сочетаний из п по 0, 1, 2, , I,..., н, т е.
2" = + + - + < + 4 <  <49-19)
Код с повторением и инверсией. Как и в коде спростым повторением, число защитных разрядов равно числу информационных разрядов, т е. п3 = «1(. Однако содержимое защитных разрядов совпадает с содержимым информационных разрядов лишь в случае четного числа единиц в последних. При нечетном числе единиц в информационных разрядах содержимое защитных разрядов представляет собой инверсию содержимого информационных разрядов (табл 49.3)
Табл ица 49 3
Кодовые ком- бинации I’	Без ызбыточ н ы й двоичный код	Код с повторением н инверсией
'о	ООО	000 000
	001	001 но
г.	010	010 101
1'з	011	он 011
'А	100	100 011
>5 J	101	101 101
>'б	по	по по
'Л7	111	111 000
Таким образом, двоичный безызбыточпый кол есть код иа все сочетания, 1ак как его мощность л
Hp = N = £ Сп . Мощность кода па одно сочетало
..	и’ ,г г
пне Л„ = (	= -------- Код образуется из дво-
Р п »!(«-»)!
ичного безызбыточного кода путем отбора кодовых комбинаций, имеющих одинаковое число единиц. Так, для п = 3 из восьми возможных кодовых комбинаций код па одно сочетание с N = С? со-
ставляет лишь три кодовых вектора 011, 101, 110
Таблица 49 4
г,	>о	(/i
~1	б	Г
^2	1 Т ,Z4	1 5	1 6	^'1
”з 4	3	4	4 Г
Таблица 49 5
d	1	2	3	4
р	0	0	4	3
	6	15	20	15
Ал	0	0	0,2	0,2
АВТО.МАГИЗЛЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Раэд 49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХП1СИСТЕМАМИ
726
Коэффициент избыточности в общем случае
log2<, Am=I--±-A	(49 20)
Код с двойными коррелированными символами. Рабочие комбинации кода получаются из кодовых комбинаций двоичного кода путем записи символа «0» в виде двух символов «01». а символа « 1» двумя символами « 10» (табл 49.6)
Код имеет характеристики, совпадающие с .характеристиками двоичного кода с простым повторением в случае симметричного канала связи, г.е. при равенстве вероятностей помех Р(0 —> I) = - /J(l —> 0) Преимуществом корреляционного кода является более частая смена символов в кодовых комбинациях, что оказывается важным для целей синхронизации работы передающего и приемного устройств телемеханики.
Двоичный сменно-качес!венный код с К-крагным нои горением символов. В сменно-качественных кодах не допускается использование одинаковых символов в соседних разрядах кода. При этом каждый последующий элемент кодированного сигнала отличается от предыдущего, что может быть использовано в устройствах телемеханики для по тактовой синхронизации приемного и передающего устройств. Мощность сменно-качественного кода с основанием т
N =т(т-\)" ’.	(49 21)
Из (49.21) ясно, что основание кода должно быть не менее трех, гак как при т = 2 <Vp = 2 Коэффициент избы точности кода
loBnl'Vp
А' = 1 _ —!!L_P = | _ —!!!_р > 0	(49.22)
1,1	. и	п
l°g„,»i
т е код обладает избыточностью
В телемеханике получил распространение двоичный сменно-качественный код (ДСК), в котором в соседних разрядах раеззолаз аются символы про-
Таб.тица 49.6
Кодовые комби- нации	Безызбыточный двоичный код	Коррелированный код
'о	000	010101
	001	010110
К,	010	011001
''з	011	опою
>4	100	100101
	101	100110
’'б	но	101001
Vy	111	101010
гивоположиою качества, по в швпеимости от содержимого разряда кодовой комбинации («О» или «1») для его формирования используется различное количество символов. ДСК образуется избезызбв точного двоичного кода следующим образом'
разряды кодовой комбинации разделяются ш четные и нечетные;
для формирования нечетных разрядов используются символы одного качества (например, сни-волы «0»), а для формирования четных разрядов-еззмволы противоположного качества (например, символы «1»),
нечетные разряды, содержимое которых «1з записываются в виде А'-крагно повторяемых нулей, а четные разряды с содержимым «1» —ввидс А'-кратио повторяемых единиц;
разряды, содержимое которых «0», формируются в виде однократной записи соответственно нуля или единицы
Пусть п = 5, К— 3. Кодовая комбинация в безубыточном двоичном коде имеет, например, вод 10110. В ДСК эта комбинация записывается из 00010001110. Таким образом, пятиразрядное да-ззчзюе число, содержащее три единицы, записи» ется в ДСК в виде одиниадцатпразрядного двойного числа. 11ри ином количестве единиц в исходном сообщении длина кодовой комбинации, естественно. будет иной. те. ДСК — перавномертЛ код.
Число различных длин кодовых комбинаций! ДСК
Ь и+ 1,	(4923)
где п число разрядов исходного безызбыточт двоичного кода.
Следовательно, вся совокупность рабочих кодовых комбинаций в ДСК .можез быть разбита и Ь непересекающпхся подмножеств G,, гдеs = 0,1, 2, ..., и — число информационных единиц в кодовой комбинации
Длина кодовозз комбинации и G,
/?, « + л(А'-1).	(4924)
где К — кратность повторения символов в ДСК, илзз маезнтаб кода
Мощностз. ДСК
%,= £ vg\) = £<> от
5=0	5 = 0
ДСК явно обладает избыточностью, аследозз-тсльззо, зз помехозазцищенноезьзо. Причем избыточность тем выше, чем больше масштаб кодаА'.З ДСК, иеззоль зуемых в устройствах зс.темеханизз, масштаб кода состав.зяез от 2 до 5
Проверка на четность содержимого всех разрядов не увеличивает, а, наобороз, снижает помехи-щззщеззззостз. кода, так как <7|гш1 ззе увеличиваете!,!,
§ 49 11	ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ТЕОРИИ ИНФОРМАЦИИ ПРИМЕНИТЕЛЬНО	727
Л 4ВТОМ ЦИТИРОВАННОМУ ДИСПЕТЧЕРСКОМУ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ УПРАВЛЕНИЮ
рабочие кодовые векторы попадают в большинстве своем в одно подмножество, что увеличивает вероятность ложного перехода
Проверка на четность содержимого только четных (или только нечетных) разрядов улучшает помехозащищенность кода, гак как с/|111п увеличивается, и рабочие кодовые векторы распределяются по подмножествам более равномерно
ДВОИЧНЫЕ КОДЫ, ИСПРАВЛЯЮЩИЕ ОШИБКИ
Как уже упоминалось, .s-кратная ошибка принципиально может быть неправлена, если c/ln|I1 > 2s + + 1 Существуют два метода пос троения кодов с исправлением ошибок группировка кодов спутников; проверка на четность в определенных разрядах разделимого систематического кода (построение опознавателя ошибок).
Коды-спутники формируются путем суммирования но модулю 2 рабочих кодовых комбинаций с векторами возможных ошибок кратностью, не превышающей х 11ри этом любая кодовая комбинация кодов-спутников может рассматриваться как рабочая. а следовательно, ошибки кратностью не более а исправляются
В разделимых систематических кодах все символы разделяются на информационные п и проверочные ( защитные) пг т е
п = пп +	(49 26)
Значения проверочных символов находятся по определенной системе
Сокращенно разделимые систематические коды обозначаются (д, ни ), те в скобках указывается суммарное число символов в кодовой комбинации и число информационных символов.
Значение проверочных символов определяется как сумма но модулю 2 определенных информационных символов Количество проверочных символов совпадает с количеством проверок на четность п должно быть таким, чтобы можно было найти номер искаженного символа (как информационного, так и проверочно!о) Номер искаженного символа позволяет восстановить исходную кодовую комбинацию Таким образом, в результате проверок должен формироваться код-оггознаватель, указывающий номер искаженного символа
Код Хэмминга. Этот разделимый систематический код, например (7, 4), т е и = 7, ин = 4, п3 = 3. Любой из семи символов кода может быть искажен В табл 49 7 даны номера разрядов кодовой комбинации кода Хэмминга и вектора кода-опознавателя, которые указывают номер разряда, в котором символ искажен.
Габлина 49 7
Номер разряда кола Хэммшпа	1	2	3	4	5	6	7
Вектор кода- опознавателя	001	010	011	100	101	по	III
1(роверки на четность (их число равно /г т е 3) должны сформировать вектор кода-опознавателя, указывающего номер искаженного разряда Из табл 49.7 ясно, что «1» в первом разряде вектора кода-опознавателя должна иметь место, если искажены символы в разрядах I, 3, 5 или 7; «1» во втором разряде вектора кода-опознавателя - при искажении разрядов 2, 3, 6 или 7, и «1» в третьем разряде кода-опознавателя - при искажении разрядов 4, 5, 6 или 7 в кодовой комбинации кода Хэмминга Следовательно, условия проверки на четность имеют вид сумм по модулю 2 укачанных разрядов кода Хэмминга, т е
П| ф Ф и5 Ф и-] О
н2 Ф Из Ф «о ® "7 = 0.	(49 27)
и4 Ф и5 Ф и6 Ф н7 = 0,
где и, — содержимое / то разряда кола Хэмминга Проверочные разряды должны входить в условия (49 27) но одному разу, г е проверочным и являются разряды 1, 2 и 4 Их содержимое определяется из условии (49.27), т е.
Н| = Из Ф »5 Ф и-),
- »з Ф и6 © и7,	(49 28)
Ф и(, Ф ll-j
Пусть, например, передаваемое сообщение -двоичное число 1011, тогда содержимое информационных разрядов соответствующей кодовой комбинации кода Хэмминга и( = 1, и5 1, н7) = 0, и7 = 1, а содержимое проверочных разрядов согласно (49 28) И] = 1, i<2 = 0, Ид = 0, т с кодовая комбинация имеет вид 1010101
Циклический кол. Зашигоспособиосгь циклического кода основана на том, что исходная комбинация белы збы точного двоичного кода на передающем конце умножается гга определенное число, а гга приемном конце принятая кодовая комбинация делится на то же число l-'слп деление произошло без остатка, сообщение считается достоверным При наличии остатка сообщение бракуется
Циклический код, как и код Хэмминга, представляет собой разделимый систематический код, причем информационные символы занимают старшие, а проверочные символы младшие разряды кодовой комбинации
728
АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Рам 49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ С!К ГЕМАМИ
Запись кодовой комбинации циклического кода может быть предс1авлеиа в виде полинома х, например,
г,.	л - 1	л - 2
/?(v) = «„_|.r	+ «„-2*	+
... + afx‘ + ... + «рТ + а0 ,	(49 29)
где п — число разрядов кода, а (1 или 0) — разрядные коэффициенты Например, кодовая комбинация 01001 может быть записана как F(x) = х3 + 1
Циклический код характеризуется образующим (порождающим) полиномом Р(х) степени К = п3 = п - пп Вид Р(х) и его степень определяю! коррек । ирующую способность кода. Все рабочие комбинации циклического кода делятся на Р(х) без ос!атка. 11ри делении на Р(х) запрещенной кодовой комбинации обязательно имеется остаток По виду остатка возможна корректировка принятого сообщения.
Циклический код может быть образован путем умножения полинома (9(х) степени (/»и - 1), соответствующего кодовой комбинации двоичного бе-зызбыточиого кода с числом разрядов ли, на образующий полином Р(х) степени те
F(x) = Q(x)P(x)	(49 30)
Однако при таком способе получения кодовой комбинации циклического кода информационные и проверочные разряды оказываются неразделенными, что затрудняет процесс декодирования (т е код оказывается неразделимым) Поэтому используется другой способ формирования кодовых комбинаций циклического кода Полином О(х) умно-к	г
жается па одночлен х , а затем делится на образующий полипом Р(х)
к
Q(x)(x) =	(49.31)
Р(х) 1 ’	v
Частное С(х) имеет ту же степень, что и О(х) (те лн - 1) Если О(т) • х не делится на Р(х), появ-ляегся ociaroK Я(л), те
г-
Поскольку С(х) имеет ту же степень, что и (9(х), оно является кодовой комбинацией исходного бе-зызбыточного кода
Степень остатка R(x} не может быть больше степени Р(х} Наивысшая степень R(x) есть (К - I), следовательно, R(x) имеет число разрядов не более К.
Умножая обе части равенства (49.32) на Р(х) и группируя члены произведения, можно получить следующее выражение для кодовой комбинации циклического кода
Г(х) = С(х)Р(х) = О(х)хк © R(x) (49.33)
Таблица
Информационные символы	11роверка по строкам
"||"|2- ulj•• "lm	Д. W 3 с
и21и22 Л12/ u2m	m 7=1
llHlll2	'4m	m 7=1
"/l"/2 "// 11 Im	IMS с
Il	II X“,1X1',2	X",„, J=i /=1	J=i	/=1	m / 7=1'=1
Проверка по столбцам	Проверка проверок
При таком способе формирования циклцчесш-го кода информационные символы занимают в в-довой комбинации пн старших разрядов, а прок-рочные — к = п3 младших разрядов.
Итеративный код. Информационные символы в этом коде записываются в виде таблицы с/сроками и m столбцами (табл 49 8). Столбец (и+ 1)а строка (/ + 1) содержат суммы по модулю 2 информационных символов соответственно строки ши столбца Значение проверки проверок находзпя как сумма по модулю 2 символов последней (проверочной) строки и столбца
Приведенный в табл 49 8 код является простейшим двухступенчатым итеративным колов (Цшп = 4) Передача кодовых комбинацийocjuiki-влястся построчно, включая проверочные символы каждой строки Последней передается строка, состоящая из значений проверок по столбцам а значений проверки проверок При приеме кодовых комбинаций осуществляется проверка строк к столбцов па четность
Простейший И1ера|ивный код позволяет очи просто корректирован, ошибку Если ие и-полпяется проверка па четность строки I, столбцу | то символ и, должен бы з ь заменен на противию-1 ложный
В иепросгейших mepaiивных кодах проверка по строкам и столбцам осуществляется более сапными помехозащищенпыми кодами, например циклическими. В этом случае минимальное вдвое расстояние между кодовыми комбинации итеративного кода есть произведение dj где с/|1ШГ1 — минимальное кодовое расстояние виду комбинациями по строкам, a c^min— тожеи столбцам
§491]	ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ТЕОРИИ ИНФОРМАЦИИ ПРИМЕНИТЕЛЬНО	729
К АВТОМАТИЗИРОВАННОМУ ДИСПЕТЧЕРСКОМУ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ УПРАВЛЕНИЮ
СТАНДАРТНЫЕ КОДОВЫЕ ФОРМАТЫ ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ
Протоколы асинхронной передачи данных. МЭК разработал стандартные кодовые форматы для систем телемеханики, ориентированные на асинхронный метод передачи в «одном окне» (размер «окна передачи» — число кодовых предложений, которые можно передавать бе) подз всрждения приема, перед тем как обнаружена ошибка в предложении, требующая автоматического повторения передачи) при использовании последовательности двоичных взанмонезависимых сигналов (двоичный симметричный канал без памяти) для полудуплексной и дуплексной связи.
Рекомендуемые МЭК стандартные кодовые форматы асинхронной передачи для телемеханических систем сведены в табл 49.9. Асинхронная (старгстопная) передача в системах телемеханики — метод передачи, при котором передаются группы синхронных сигналов, разделенные интервалами произвольной длительности При асинхронной передаче момент начала передачи сообщения, определяемый моментом посылки стартового сигнала, может быть произвольным
Формат FT1 1 обеспечивает кодовое расстояние d = 2, кодовое слово содержит 11 би г I бит — старт, 8 биг — информация, 1 бит- тащила по четности (исчез пости) и 1 бш стоп
Добавление в конце предложения одного контрольного ll-битовою слова образует формат FT1.2 с кодовым расстоянием d - 4 Контрольное слово, так же как все остальные кодовые слова, имеет биты старт, стоп, бит защиты но четности и, кроме того, 8 бит— контрольную сумму C.S', образованную арифметическим суммированием всех информационных байт предшествующих кодовых слов по модулю 256
Форматы 1’1'2 и FT3 образуются кодовыми блоками длиной до 16 байт (/т = 128 бит) Информационные кодовые слова этих форматов содержат но 8 биг (байт, октет) Контрольные слова формируются по законам циклического кода Контрольное слово формата FT2 имеет длину 8 бит, что обеспечивает d= 4 при числе информационных байт до 15 Контрольное слово формата FT3 имеет длину 16 бит, что обеспечивает d= 6 при числе информационных байт до 16.
Форматы FT1 1 обеспечивают класс достоверности /| и могут использоваться при передаче пифор-
Таблица 49 9 Стандартные кодовые форматы
Тип фор-мата	Кодовый блок (я; w)* **	Расстояние Хэмминга	Класс достоверности	Формат кодового предложения												Защита от ошибок
FTI 1	(Пт. 8т)	2	/|													Для каждою информационного байта 1 бш — с гарт (0) 1 биг — стой (1) 1 бит — защита но четности (р)
					w	0	_k	*						H			
					1 8 11											
					/= 1	2						i				
FT 1.2	(Пт+11, 8т)	4	fl													Для каждою информационного и кош рольного байта 1 бит — с тар г (0) 1 биг — стон (1) 1 бит— зашита по четносгн (р) Для кодового предложения 8 бит— контрольная сумма CS
					°i ki>			ol Ь			I	0	Ст Ы1			
						* i = 1											
								/				l+ 1	*				
FT2	(8т + 8, 8т) т= 1, 2, , 15	4	/,		_ л = 16,24,..., 128					128						Для каждого кодового блока циклический код (127, 120) DZ \	, 6 L 5,2,. Р(Х) = Х + X Нх +а + 1, расширенный битом челюсти; инверсия всех контрольных битС$-8
							-	CT-8		1 1				CT-8		
																
					m = 8, 16,..., 120			8		120				8		
FT3	(8т + 16, 8т)т = 1, 2, , 16	6	12’ 13		_ л = 24, 32,..., 144					144						Для каждого кодового блока никл и чес кин код (254, 238) п/	16 , 13 , 12 , II , IOL Р(х) = х +х +л +х » \ + . 8 , 6 , 5 , 2,|. + y t-jv +х +.y +1, инверсия всех 16 контрольных бит С5-16
								CT-16						C.S-IT		
																
					m =8, 16,128^			16		128				"16*		
* Обозначения п — общее число бит в кодовом слове блока, m — число информационных бит в кодовом слове блока, т — число кодовых слов в блоке (предложении)
** Класс достоверности /3 обеспечивается при р < 10 \

730	АВТОМАПН ЩИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Раад 49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
мани» с опюспгелыю невысокой досюверностыо, например при передаче гелеизмсряемых (ТИ) параметров при циклическом способе передачи информации
Форматы 1-1 1 2 и FT2 обеспечивают класс достоверности /2 и должны применяться при передаче сообщении с повышенной достоверно сило, например при передаче телесигналов (ТС), важных параметров ТИ п г п
Формат FT3 обеспечивая класс достоверности /-> во всем диапазоне изменения вероятности ошибки па бит (р < 0,5) п класс /3 при р < 10 3 Этот формат используется при передаче особо важных сообщений, например команд телеуправления (ТУ )и т и
Различные виды opiaiimamiH передачи данных допускаю! передачу сообщений как постоянной, 1ак п переменной длины В системах телемеханики могут использоваться кодовые форма)ы различной длины L (L число информационных кодовых слов в кодовом предложении) При использовании кодовых форма!ов с переменной длиной число L должно указываться в специальном кодовом слове (пли словах) в начале кодовых предложений В процессе передачи кодовых предложений могут возникать различные искажения вызываемые случайными помехами, в том числе нарушение синхронизации, кратковременные пару шепни капала, приводящие к несинхронному сдвигу кодовой последовательности, и т п
Во всех этих случаях передача информации должна соответствовать установленному классу достоверности, обеспечиваемому выбранным кодовым форматом Для удовлетворения этого требования должны выполняться определенные правила
передачи стандартных кодовых форматов, установленные стандартом МЭК
Для всех форматов сигнал спокойного состояния канала (перед посылкой сообщений) — 1 Интервалы между словами предложения не допуска-! инея (т с кодовое предложение следует непрерш-но во времени без перехода в спокойное состоь пие капала)
Длина L персдае1ся в начале кодового предложения и для форматов FT 1 I нс превышает 127, ди форматов FT1 2,1'1’2 и FT3 — 255 информационная слов.
Форматы FT2 и FT3 имеют блочную структуру с максимальным числом информационных байт блоке i = 15 (для FT2) и / 16 (д |я FT3) Послеки-дого блока в этих форматах должны передавала кошрольпые банты Для FT2 контрольный байт! бит) формируется образующим полиномом Дя) = -х +.т +х + .х + 1, расширенным восьмым битов защиты по чет пос in всего блока с инверсией всех восьми контрольных бш, для 1-13 контрольное слово содержит 16 бит и формируется образующпмпо-1 ,	16 . >3 , 12. II , 10 , 8. 6
липомом Их} - Т +.Y + х Тт +.Т Tj-ljt ь х5 +х" т 1 с инверсией всех 16 бш
При фиксации ошибок в предложении (в соответствии с правилами передачи соответствующего формата кадра) оно бракуется приемником. Перед посылкой следующею кодовою предложения необходим определенный минимальный интервал спокойного состояния липни Длительность интервала спокойного состояния линии задается для ка-дого стандартною кодового формата
Построение кодовых предложений с использованием описанных кодовых форматов приведено! 1абл 49 10—49 16
п
Й
Й
И|
Кс
Кс
«К api
(а-ЛИ1 (Дт
Таблица 49 10 Формат FT1.1 с переменным числом информационных слов, d = 2
11оследователыюсть бит в линии	I 23456789
Информационные биты (/2| — младший бит) 0 О, D2 D3 D4 Г)5 lj(t 1)2 l)g Число информационных слов в предложении 0 0 ◄----------------- L  .— >
10 И
Р 1
Информационные слова
I	0
2	0
Содержание информационных слов
Р ।
I - I	0
L	0
С гарт	С гарт
Р	।
Р	•
Паритет Стол
Примечания 1 В начальном кодовом слове передается число L информационных слов в предложения (L (I—127) Бит D, в начальном слове всегда 0
2. При обнаружении ошибки при приеме старт-бита, стоп-бита, бита чептост. бига =0 в начальном слов все кодовое предложение бракуется и не выдастся пользователю. При этом должен ус1апавливагься интервал!) длиной минимум 22 единицы спокойною состояния до последующего кодового предложения
I Инс шиз Нач Чис в пр То я Нач
Инф
1 — « четв CS ( (000
л с дву ело» дуки
§ 49.1]	ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ТЕОРИИ ИНФОРМАЦИИ ПРИМЕНИТЕЛЬНО	731
К АВТОМАТИЗИРОВАННОМУ ДИСПЕТЧЕРСКОМУ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ УПРАВЛЕНИЮ
Таблица 49.11. Формат FIT.2 с фиксированным числом информационных слов, d - 4
Последовательность бит в линии			1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	II
Информационные биты (D( — младший би о			0 О,	^3	О7			
Начало			0	0	0	0	0	10	0	0	1	1
		1	0				р	1
Информационные слова		2	0	Содержание информации!	ных слов		р	1
Контрольная сумма		L	0 0	<4			 C.S' 				р - ► р	1 1
Конец			0	0	1	1	0	1	0	0	0	1	1
			Старт				Парисег (чс IIIOCIL)	Стон
Примечания I Кодовое предложение содержит фиксированные слова «Начало» 1011* (00010000) и «Конец» — 1611 (000101100), заранее известное число L информационных слов и одно контрольное слово CS арифметическая сумма значении всех информационных слов
2 При обнаружении ошибки при приеме сзарт-бита, стоп-бита, бзыа четности или контрольной суммы (азакже в словах «11ачало» и «Конец» в пределах кодового предложения) все предложение бракуется п устанавливается ипзервал длиной минимум 33 едззззззцьз спокойного состояния до последузозззезо кодовозо предложения (/J = 33 биг)
’Здесь 31 далее даны обозначенззя в дво13Ч11о-1иестнадцазеричззом коде
Таблица 49 12 Формат FTI.2 с переменным числом информационных слов, d = 4
Последовательность биг в липни		123456789	10	II
Информационные биты (D шнй бит)	— млад-	0 D, D2 D3 О; D5 Db D7 O8
Начало		0	0	0	0	10	110	1	1
Число информационных слов 1 предложении Тоже (повтор) Начало (повтор)		0	◄	 L 	► p	1 0	-4	 L (повтор)	► p	1 0	0	0	0	10	110	1	1
Информационные слова Контролытая сумм;	1 L	0	p	1 Содержание ннформанз101311ых слов 0	p	1 0	◄	 C.S1	►	p	1
Конец		0	0	11	0	10	0	0	1	1
		Старт	Паритет Cron (чегноезь)
Примечания I Кодовое предложение начинается заголовком, содержащим чезырс слова первое слово — «Начало» — 68Н (01101000). второе слово — число иззформанионных слов /,, третье слово — L (повзор), четвертое— повтор «Начало» — 6811 Затем следует L (0—255) информационных слов, одно козыролызое слово CS (арифметическая сумма значений всех информационных слов), последнее слово — «Коттен» — 16Н (OOOIOI10)
2 При обнаружении 0Н13тбк31 при прттеме старт-бита, стон-бита, бита четное гзз и фиксированного таголовка сдвумя одинаковыми словами «Начало» (второе и третье слова заголовка), а также в контрольной сумме CS зт в слове «Конец» все предложение бракуется и устанавливается интервал длиной минимум 33 единицы до последующего кодового предложения (LJ- 33 бит).
АВТОМА ТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ [Разд «
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМА МИ
732
Таолица 4913	Формат FT2 с	фиксированным числом			информационных Gain, d = 4
Последовательность опт в лишит			1	2	3	4	5	6	7	8
Информационные биты (	1-й бит — £>g —	старший)	А	А	А А А А А А
Начало			0	0	1	0	0	1	1	1
Блок I	1 2				Информационные байты
Информационные слова	max 15				Контрольный байт
Блок 2	1 2				Информационные байты
Информационные слова	max 15				Контрольный байт
Блок N	1 2				Информационные бай гы
Информационные слова	max 15				Контрольный байт
Примечания. I Кодовое предложение фиксированной длины начинается указанным в таблице байтом «Начало» — 27Н (00100111) или 1431(00010100) Выбор того или иного байга «11ачало» зависит от протокол диалоговых процедур
2 При обнаружении ошибок при приеме байта «Начало», контрольного байта вес предложение бракуете!! устанавливается интервал спокойного состояния между последующим предложением длиной LJ = (1 + 3)байт, если £ < 45 байт, при £ > 46 байт, LJ = 48 байт
Таолица 49.14 Формат FT2 с переменным числом информационных байт, <7 = 4
Последовательность бит в линии Информационные биты (1-й бит— D8 — старший) Начало
Блок 1 (заголовок)	1 2
Информационные слова	max 14
Блок 2
Информационные слова
птах 15
Блок /V
12	3	4	5	6	7	8
А	Иь ~DS	D, С,
0	0	10	0	111
Информационные байты
Заголовок
Контрольный байт
Информационные байты
11еременная часть
Контрольный байт
Информационные байты
I 2
I 2
Информационные слова
max 15
Контрольный байт
Примечания I Кодовое предложение начинается фиксированным заголовком, содержащим I байт «Начало» 27Н, 16 байт блока 0, в ко горый входя г I байт £ — число информационных байт в переменной части приложения (кроме заголовка), 14 информационных байт, I контрольный байт. Переменная часть предложен содержит /V < 16 блоков до 15 байт в каждом
2 Интервал Ш после обнаружения ошибки в пределах предложения, так же как для формата 1 Т2 с фиксированной длиной, сое гавляет (£ + 3) байт при £ < 45 байт и LJ = 48 байт при £ > 45 бай г
§49 I]	ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ТЕОРИИ ИНФОРМАЦИИ ПРИМЕНИТЕЛЬНО	733
К АВТОМАТ!! М1РОВАННОМУ ДИСПЕТЧЕРСКОМУ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ УПРАВЛЕНИЮ
Таблица 49.15 Формат FT3 с фиксированным числом информационных байт, d = 6
Последовательность биг в линии		1	2	3	4	5	6	7	8
Информационные биты ( D8—старший)	I-й бит —		D-,	Об	О,	«2	о,
Начало		0	0	0	0	0	1	0	1
		0	1	1	0	0	1	0	0
Блок 1:	1 2				Информационные байты		
Информациоиные слова	max 1б 1 2				Коп(рольные байты		
Блок 2:					Информационные байты		
	1						
	2						
Информационные слова	max 16						
	1 2				Контрольные байты		
Блок N.	1 2				Информационные бай|ы		
Информационные слова	max If,						
	I 2				Контрольные банты		
Примечания: I Кодовое предложение фиксированной длины начинается словом «Начало», содержащим 2 бай га: 00000101,01100100 либо 00010010, 00111101.
2 В случае обнаружения ошибок при приеме: в фиксированной длине предложения, в байтах «Начало», «Контрольные байты в блоках» — все предложение бракуется и устанавливается интервал спокойною состояния длиной минимум LJ — {L + 6) байт, если £ < 42 байт; £./ = 48 байт, если £ > 42 байт.
Протоколы синхронной передачи данных. Протокол HDLC — один из наиболее распространенных протоколов в системах связи, используемых для передачи данных различного назначения. Он предложен фирмой IBM и принят в качестве стандарта МККТТ. В стандартах МЭК по телемеханике наряду с протоколами асинхронной передачи ставится также вопрос об использовании протокола HDLC для синхронной передачи в системах телемеханики
При отсутствии передачи сообщений (спокойное состояние канала) первичная станция (станция, начинающая диалоговую процедуру передачи сообщений) посылает в канал связи чередующуюся последовательность единиц и нулей (1010...), называемую меандром. Меандр обеспечивает постоянную синхронизацию генераторов первичной и вторичной станций системы Именно из-за наличия меандра в спокойном состоянии канала протокол
HDLC может быть использован в системах с синхронным методом передачи данных.
Основная проблема использования протокола HDLC в качестве стандартного для систем телемеханики состоит в том, что формат HDLC обладает низким кодовым расстоянием, нс превосходящим d= 2, т.е. в принципе возможны ложные сообщения при двукратных ошибках (хотя вероятность этих ошибок невелика)
Типовая структура кадра сообщений в протоколе HDLC, представленная иа рис 19 2, состоит из трех частей: заголовка, в который входят байт начала (открывающий флаг), байты адреса .4, управления С и длины £ (числа), основы — информационного байта данных D, концевика, содержащего защитные байты C.S1 и конец (закрывающий флаг).
Открывающий и закрывающий флаги обычно совпадают и имеют всегда фиксированную последовательность бит: 01111110. Указанная последова-
1ВТОМАТШАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ [Разд. 49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ 
734
Гарлипа 49 16 Формат I 13 с переменным числом информационных байт, <1 = 6
Последова|елыюсгь бит влипни	1			2	3	4	5	6	7	8
Информационные биты (1-й бит — D8 — старший)		О8		£>6	£>5	£>.,	D3		С)
11ачало		0	0	0	0	0	1	0	1
		0	1	10	0	1	0	0
Блок 0	1 2			Информационные баГпы		
Информационные слова	max 15					
	1 2			Кон Iрольные байты		
Блок 1	1 2			Информационные байты		
Информационные слова	шах 16					
	1 2			Контрольные баи гы		
Блок Д'	1 2			Информационные бапгы		
Информационные слова	шах 16					
	1 2			Конгрольпые бай!ы		
Примечания I Кодовое предложение начинается фиксированным заголовком, содержащим слом «Начало» (2 банта) — 05Н, 64Н или 1211, 32Н и блок 0 (16 байт), в который входят I байт £ — число информк циоппых бант в переменной части предложения (кроме заголовка), 15 информационных бай! и I контрольна слово (2 байга), переменная часть содержит N <16 блоков до 16 бай| в каждом
Рис. 49.2. Кадр сообщений и протоколе HDLC:
А — поле адреса, обычно I, 2 байта, С — поле управления, обычно I бант, £ — поле данных, обычно I байт, D — данные (число байт определяется £), C.S1 - поле защиты (контроля), обычно I, 2 байта
тельное гь (шесть единиц подряд, обрамленных нулями) встречается только во флагах кадра, благодаря чему они легко от личимы от прочих слов кадра Чтобы обеспечить отличие флагов от остальнш слов кадра, в протоколе IIDLC вводится специфическая операция при кодировании всех слов кадра, кроме флагов, называемая бит-стаффингом. Она» стоит в том, что после кодирования последовательности из пяти единиц подряд принудительно вставляется разделительный бит 0, т е информационна последовательность, содержащая подряд шесть единиц (ИНН), в результате бнг-стаффингавыглядит следу югцим образом 1111101
При декодировании такой последовательное!! производится устранение вставленного после гага единиц нуля (те операция, обратная бит-стаф-финту). Тем самым достигается «прозрачность» флагов.
Однако именно из-за бит-стаффинга протопи HDLC уязвим для однократных ошибок (приотсутствии закрывающего флща) или двукратных (если имеется закрывающий флаг).
§491]	ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ТЕОРИИ ИНФОРМАЦИИ ПРИМЕНИ IЕПЬНО	735
К АВТОМАТИЗИРОВАННОМУ ДИСИЕТЧЕРСКОМУ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ УПРАВЛЕНИЮ
При наличии закрывающею флага всякая однократная помеха обнаруживается приемником Для образования ложного сообщения необходимо минимум двойное искажение (d= 2)
Кодирование сообщений и протокол обмена формацией в системе ЛИСТ (радиальная многоточечная структура). Информация, циркулирующая в системе ЛИСТ, подразделяется на рабочую и служебную К рабочей информации относятся сообщения, определяющие рабочие функции системы:
ТИ — телеизмерение текущих значений от аналоговых и цифровых датчиков,
ТС — телесигнализация положения двухпозп-цлонных объектов,
ТСЧ (телесчет) — передача показаний счетчиков электроэнергии от специальных датчиков телеизмерения энергии (ТИЭ) в сне геме АИСТ-РС;
ТУ — телеуправление двухгюзиционными НМНОГ011О311Ц11ОИНЫМ11 объектами в системе АИСТ-РС,
ЦБИ — цпфробуквениая информация,
РТИ, РТС — ретрансляция ТИ и ТС па диспетчерский пункт (ДП) вышестоящего уровня диспетчерского управления,
РТУ — ретрансляция команд телеуправления иа контролируемый пункт (КП) нижестоящего уровня (в системе АИС 1 -PC)
Служебная информация объединяет сообщения орежимах передачи, квитанции и пр
Передача сообщений от всех КН к пункту управления (ПУ) производится по независимым дуплексным каналам связи непрерывно в обоих направлениях (от КП к ПУ — прямой ног ПУ к КП — обратный канал) При этом используется синхронный метод передачи сигналов Длина одного сообщения (кодового слова) составляет 24 бига, последовательность из 32 кодовых слов образует кадр (рис 49.3). Первое кодовое слово «Маркер» служит для синхронизации кадров и образуется 24-битной комбинацией ОНО ОНО ОНО 1001 1001 (число 666999 в двоично-шестнадцатеричном коде) Расстояние Хэмминга для маркерного слова равно 6 («прозрачный» маркер)
Все сообщения кодируются специальным кодом АИС Г (групповой помсхозащищенный код с кодовым расстоянием d - 4) Длина кодовых слов 24 бита, из которых 16 информационных и 8 контрольных; 24 разряда кодового слова разбиваются на три байта первый байт - адрес слова («|. о7, о3, о5,	о7, ад, Ощ). вюрои бант — информация («| |,
а13, <т14, о15, о)7, <Т[8, о19, «->[), третий байт защита (о4, as, Op, о20, а22, а?}, ЮЦ
Защитные (контрольные) символы определяются следующими проверочными уравнениями (знак «+» означает сумму по модулю 2)
а4 = О] + а2 + о3 + 1,
"8 = "54"б4"74 '
"|2 = "|3 + "14 4 "|5 4 1 •
"20 " "|7 4 "|8 + "14 4 *•
"24 = "II + "22 + "23 4 '
"22 = "| 4 "2 4 "5 + "6 + "9 4
4 "10 + "|3 4 "|4 4 "|7 4 "18 4 "21 4 *•
"23 ~ "1 + "3 + "5 + "7 + "9 4
4 "11 4 "13 4 "15 + "17 4 "14 4 "21 4 1
Кодирование и передача ТИ, ТС. Каждый параметр ТИ или группа ит 8 ТС кодируется одним кодовым словом (24, 16), содержащим 8 бит адреса ТИ (или ।руины ТС), 8 информационных бш (256 дискретных уровней параметра ТИ либо 8 двухпо-зицпоппых ТС) и 8 контрольных бит Таким образом, с каждого КП может передаваться до 256 байт (ТИ + ТС)
Передача и кодирование сообщений в системе ГРАНИТ. Сообщение с КИ па ПУ передастся в двух режимах либо по вы зову с ПУ, либо автоматически — при изменении ТС или по результатам сравнения с ранее переданными значениями Приемник подтверждает полученную информацию посылкой квитирующего сигнала по обратному каналу (положительное квиiпроваппе) При отсутствии квитанции в течение 5—10 с источник
Кадр
ТТ
2,
Маркер
101111l0l0|l|l|0l0lllll0lll0loll|l|0|0|]lll0l011l
10 II 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Кодовое слово
а
I байт
3 5	6	7 9 10
Адрес
2 байта
14 15 17 18 19 21
I I I I т~
Параметр
(информация)
3 байта
8 12 16 20 22 23 24
I I I I I I
Защита
2
Рис. 49.3. Структура кода АИСТ
АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ [Рам«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИ ЧЕСКИ МИ СИСТЕМАМИ
736
флаг	Адрес Управление	Защита	Флаг
со сю сю । 4 । 5-j czj
8 бит	8 бит	8 бит	16 бит	8 бит
а
Флаг Адрес Управление Информаци я	Защита	Флаг
I  I ПП I 3 I I 4 I ... | 19~] I 20 | 21~| I 22 |
8 бит 8 бит 8 бит	8 бит 8 бит, 16 бит	8 бит
до 16 байт
б
Рис. 49.4. Кадры телекомплекса ГРАНИТ: а — служебный; б — информационный
информации автоматически повторяет несквитиро-ванную информацию.
Обмен информацией между пунктами передачи и приема осуществляется по методу синхронной передачи данных в соответствии с протоколом синхронной передачи HDLC. Сеанс связи начинается с обмена служебными кадрами между передающей и приемной станциями. Служебный кадр содержит 6 байт (рис. 49.4).
Первый и последний байты (флаг) предназначены для обозначения начала и конца кадра. Флаг всегда передается фиксированным значением 01111110 и выполняет роль синхрокода (маркера) В передаваемой последовательности бит только маркер имеет шесть единиц подряд. Во всех остальных байтах через каждые пять следующих подряд единиц вставляется нуль (бит-стаффпнг), чтобы отличить маркер о г всех остальных видов сообщений. Такой маркер называется прозрачным, т е. легко отличимым в последовательности передаваемых бит.
Байт адрес содержит адрес отправителя (получателя) сообщений.
В байте управления передаются сообщения, необходимые для установления связи между передатчиком и приемником: «готов (не готов) к приему», «ошибка при приеме» и пр.
Далее следуют два байта тащиты от ошибок в соответствии с правилами защиты циклических кодов |порождающий полином Р(х15)] и байт окончания кадра, повторяющий первый байт-флаг
Информационный кадр (рис. 49.4) имеет длину 22 байта и отличается от служебного кадра тем, что после байта управления передаются до 16 байт информации. Кроме того, в байте управления передаются сообщения, определяющие вид посылок (данные, квитанция, вызов, запрос и т.п.) и функциональные адреса информации (ТС, ТИ, ТУ и т.п ).
Между передачами информационных кадров (при отсутствии новой информации) в канал связи посылаются чередующиеся единицы и нули (меандр), которые используются для поддержания синхронной работы тактовых генераторов передатчика и приемника
ДИАЛОГОВЫЕ ПРОЦЕДУРЫ ПЕРЕДАЧИ ТЕЛЕМЕХАНИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
В процессе функционирования телемеханических систем, куда входят станции, передающие информацию, и станции, принимающие информацию, между станциями осуществляется определении) обмен (диалог) служебной информацией, обеспечивающий заданный уровень достоверности передаваемых сообщений В зависимости от конфигурации системы, используемых каналов связи, вп-ности передаваемых сообщений процедуры обмена информацией между станциями могут бытьраиич-ними
В стандартах МЭК по телемеханикепредусми-риваются три класса диалоговых процедур иазапальном уровне протокола передачи информации
класс S1 — посылка без ответа: передача информации от передающей станции, не требуюца ответа (подтверждения, квп гапции) от принимающей станции;
класс S2 — посылка с подтверждением: перед» ча информации, требующая подт верждения (ш-таниии);
класс S3 — запрос—ответ: передача информации по запросу (в ответ иа запрос).
По диалоговым процедурам различаются первичные и вторичные станции гелемеханичесш! системы Первичная станция — это станция, и» циирующая диалог, т е. вы зывающая начало передачи сообщений. Для классов Si и S2 передающа станция является первичной, поскольку по ее ил-циативе начинается передача данных, а принимаю щая станция — вторичной Для класса S3 первичной является запрашивающая станция, котораятрс-бует передачи сообщений от вторичной станции
Процедура класса S1 (посылка без ответа)я обеспечивает защиты от потери передаваемыхй-общений. Это означает, что сообщение не вост навливается, если оно забраковано прпемнойп» цией или если приемная станция не может принт его из-за переполнения буфера памяти. Процедур) класса S1 используется в циклических системаи опросом или в симплексных системах передачи®
§49 2]
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИИ
737
формации без образного капала. Ошибки в кадре, обнаруженные при приеме, вызывают потерю сообщении.
Процедура класса S2 предусматривает подтверждение (квитирование) приемником предназначенной ему передачи. 11рпмепяется в системах передачи случайных, спорадически возникающих сообщений Процедура посылки — подтверждение применяется для передачи важных сообщений, а закже команд (например. ГУ, уставки н т п )
Процедура класса S3 предусматривает получение информации ог КП по запросу ИУ. При невозможности (по той пли иной причине) передачи сообщений КП должен отве ешь шрпцательной «квитанцией» (КВО) При обнаружении ошибки при приеме ответа пли при получении КВО запрос повторяется заданное число раз, после чего на вышестоящий уровень протокола передачи передается сигнал «неисправноегь сне гемы».
Процедуры классов S2 и S3 предусматривают непрерывный диалог между передающей и принимающей станциями и требуют двусторонней связи между ними (дуплексные либо полудуплексные каналы). Процедура обмена информацией между станциями должна занимать «одно окно» (размер информационного окна равен единице). Это означает, что запрашиваемая станция принимает запрос на передачу новых сообщений только после успешного приема па ПУ предшествующей передачи либо после фиксации па ПУ ошибки при приеме. Для процедуры класса S2 это означает, что новая посылка данных возможна лишь после того, как предшествующая передача полностью окончена, те. либо получена квитанция об успешном приеме данных, либо зафиксирована ошибка требующая их повторения (через определенный интервал времени). Для процедуры S3 запрашиваемый КП принимает запрос на передачу новых сообщений только после успешного приема запра
шивающим ПУ предшествующей передачи либо после фиксации на ИУ ошибки при приеме Число запросов п интервал времени между последующими после ошибки передачами определяется специальными правилами.
Но диалоговым процедурам различаются пеба-тансные н балансные системы телемеханики В пе-балапсных системах любая станция может быть первичной (передающей или запрашивающей), т е. выполнять функции КН и НУ. В балансных системах первичные и вторичные станнин зафиксированы, обычно одна станция (НУ) является главной (запрашивающей), остальные ciaiiinui - запрашиваемыми или передающими информацию (КП)
Для небалапсных систем харак1ерпы многоточечные структуры с полудуплексными или дуплексными каналами связи, ге с ращеленпем во времени передачи КГ1 -ПУ. Балансные енпемы обычно используют структуру гочка гочка и дуплексные каналы связи с независимой и одновременной передачей данных в обоих направлениях
49.2. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СНГ ТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
НАЗНАЧЕНИЕ И ФУНКЦИИ
Управление процессом производства, передачи и распределения электрической inept ип реалпзу ет-ся автоматизированными системами диспетчерского управления па всех уровнях иерархии управления энергосистемой путем воздействия как на автоматизированные снсюмы технологического управления электрических станций подстанций п сетей так и на централизованные системы автоматического управления (САУ) н локальные системы и устройства автоматики эпергообъектов (рис 49.5)
Автоматизированная система диспетчерского управления состоит из функциональной части (набор функций, реализуемых АСДУ), комплекса гех-
а 'АП
I’iic. 49.5. Уровни иерархии в АСДУ и АСУТП
АВТОМАПШЦПЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Раза«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
738
Рис. 49.6. Состав АСДУ
ничсских сре цсгв (КТС), программного и информационного обеспечения (рис. 49.6).
АСДУ обеспечивает реализацию следующих функций'
планирования режимов — долгосрочное (на месяц. квартал, год, несколько лег) и краткосрочное (на сутки, несколько суток, неделю),
оперативного и автоматического управления в режиме реального времени
Планирование режимов осуществляется на основе проведения расчетов установившихся режимов (прогноз нагрузки, формирование балансов мощное in, электрической и тепловой энергии, формирование графиков ремонтов основного энергетического оборудования и др ), расчетов аварийных режимов (расчет устойчивости, токов короткого замыкания, уставок релейной защиты и автоматики), оптимизационных расчетов
Оперативное и автоматическое управление реализуется на базе решения задач сбора, обработки и оценки 1екущей информации; контроля, оценки и анализа баланса активной мощности; контроля параметров режима, схемы сети, состояния оборудования. оценки допустимости режима по устойчивости, контроля состояния САУ; оптимизации режима по напряжению и реактивной мощности; автоматического регулирования частоты и активной мощности и др.
КОМПЛЕКС ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ АСДУ
Технические средства АСДУ, как правило, разделяются па два комплекса.
вычислительный комплекс (ВК), обеспечивающий решение задач долгосрочного планирования режимов и других задач неоперативного характера, реализуемый па базе мощных универсальных ЭВМ.
оперативный информациопно-управляющпй комплекс (ОИУК). предназначенный для решения задач краткосрочного планирования, оперативного и автоматического управления режимами энергосистемы
В 70-х и 80-х годах созданы и успешно эксплуатируются иа разных уровнях иерархии управления ЕЭС централизованные ОИУК, построенные на базе универсальных и мини-ЭВМ [I]. В 90-х годах на
метился перевод АСДУ па новую платформу, та определяется необходимостью замены гехвичесв и морально устаревшей вычислительной технив па диспетчерских пунктах всех уровней упрам-пня. В настоящее время реализуется эволюции’ пый переход от централизованных ОИУК АСДУв децентрализованным сетевым структурам.
На первом этапе в качестве платформы нови ОИУК выбраны локальные сети IBM-совместими персональных компьютеров (ПК) и программные средства MS DOS, Windows, NetWare, Novell an программирования C, Pascal, Fortran. В настоян» время переработано па НК и существенно улучшено все прикладное программное обеспечение (ПО) реализованное раньше на ЭВМ серии ЕС амии-ЭВМ, разработано ПО для работы ПК в реальное* времени, коммуникаций между ОИУК разню уровней управления, современного пользователи ского интерфейса и др.
Процесс модернизации осуществляется без® рушения функций управления за счет стыки старой и новой платформ, плавного перевода зада АСДУ со старой техники па новую и поел дую го исключения из ОИУК старых ЭВМ
Структура сетевого ОИУК представлена ш рис. 49.7.
Ввод тсленпформации осуществляется в ду$ лироваиные центральные прнемно-передамши станции (ЦППС). Микропроцессорные ЦППС обеспечивают обмен гслсинформацией с устройя вами телемеханики и лрутимн ЦППС, управмя диспетчерским щитом (Д1Ц), а также обмен информацией с одной из двух ПК-бридж (В), предназначенных для обработки телеинформации в режш ON I INF и выполнения друшх циклических зада, в частности, для формирования па файл-сервера (FS) базы данных реального времени
Модуль ЦППС-В может выполняться в двуя модификациях
с использованием автономных ЦППС (РПТ-ЭД КОТМИ, ПУ, телекомплексов ГРАНИТ, КОМПАС,! МПТК или других устройств), к канальным адаптерам которых подключаются каналы телемехаииц] а ЦППС, в свою очередь, подключаются по посте-довательным портам к ПК, обрабатывающим тете-информацию;
§49 2]
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
739
Телеграфные Телефонные
Рис. 49.7. Структура сетевого ОИУК
I — УППС; 2 — ПК-бриджи (Bj; 3 — файл-серверы (FS); 4 — коммуникационный сервер (КК); 5 лотовый сервер (Em); 6 — персональные компьютеры (ПК); 7 — диспетчерский шит (Д1Ц); 8 принтер; 9 — сервер речевой почты (Vm); 10 — сервер регистрации диспетчерских переговоров
с канальными адаптерами, устанавливаемыми непосредственно в ПК.
Все ПК, входящие в состав ОИУК, объединяются локальной сетью Ethernet (LAN) и подразделяются на две группы:
системную, включающую серверы различного назначения (обычно размещаемые в зале ЭВМ);
пользовательскую, содержащую автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров, инженеров-технологов и др.
Минимально необходимый состав системной группы должен включать (рис. 49.7): уже упоминавшиеся ПК-бриджп (В) и два взаимодублирую-ших файл-сервера (FS) для хранения основного объема программ и базы данных (БД). Кроме В и FS восстав этой группы должны включаться коммуникационные серверы (КК), обеспечивающие обмен производственно-технологической информацией с ОИУК других уровней управления по коммутируемым телефонным и гелеграфзным каналам связи Кроме того, в системную группу должны быть аключены сетевые принтеры, подключаемые непосредственно к линии связи или через принтсервер.
В процессе развития количество серверов должно увеличиваться. Так, например, целесообразно создать несколько пар FS для распределения баз данных по функциональному назначению: оперативно-диспетчерская, производственно-статистическая, коммерческая информация и т.п Для обмена перегламентировапнымп данными может быть установлен почтовый сервер (Епт) в рамках злектронной почты «Электра». В системную группу могут быть включены серверы регистрации диспетчерских переговоров, например ЭХО+, заменяющие устаревшие электромеханические диспет
черские магнитофоны, сервер речевой почты (Vm) для обмена речевыми сообщениями, серверы для выполнения циклических расчетов, архивный сервер.
Развитие и модернизация локальных вычислительных сетей АСДУ должны проводиться с учетом следующих критериев
высокая надежность работы с сохранением работоспособности при отказах в какой-либо части локальной сети,
обеспечение максимально возможной скорости работы в сети для привилегированных пользователей;
обеспечение приемлемой скорости работы в сети для остальных пользователей;
возможность использования в сечи новых приложений, требующих высокой производительности сетевого графика,
максимально возможная наблюдаемость сети.
возможность дальнейшего рост п развиши, приемлемые размеры капиталовложений зз возможность постепенного внедрения приобретаемого оборудовапня без длззтельиых перерывов в работе сетзз
Для удовлетворения этим критерззям предложены следузощззе технические решения.
построение центральной высокоскоростной магистрали обмена данными между серверами,
повышение производи гелыюс ги серверов на магистрали,
подключение пользователей к магззетрали с использованием технолозтззз коммутации;
внедрение системы резервного копирования данных в сети,
АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ [Разд«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ 
740
внедрение средств контроля доступа к локальной сети извне,
внедрение системы антивирусной защиты корпоративной сети с централизованным управлением ее работой,
внедрение в локальной сети службы единого времени
Цент ра п.иые магистрали. Центральные магистрали передачи данных должны удовлетворять трем главным критериям Первый — возможность подключения большого количества низкоскоростных клиентов к небольшому количеству мощных, высокоскоростных серверов Второй— приемлемая скорость отклика па запросы клиентов. И третий — высокая надежность функционирования. Идеальная магистраль должна обладать развитой системой управления. Нод управлением следует понимать, что магистраль может быть построена с учетом всех местных особенностей, а надежность ее должна быть такова, что даже если некоторые ее части выйдут н< строя, серверы останутся доступными
В настоящий момент имеется несколько сетевых технологий, подходящих для использования па магистрали (Fast Ethernet, Gigabit Ethernet, FDD1, ATM). Вопрос выбора технологии для использования должен решаться с учетом стоимости оборудования и обучения обслуживающего персонала, простоты установки и настройки, надежности эксплуатации и устойчивости к сбоям п отказам.
Серверы повышенной производительности и надежности. При наличии в сети центральной магистрали, обеспечивающей высокую производительность и надежность, необходимо предъявить такие же требования и к серверам, подключаемым к этой магистрали. Фактическим стандартом являются следующие структура и параметры сервера локальной сети:
два-четыре процессора (Intel Pentium Pro или Iliiel Pentium 11),
наличие у каждого процессора собственной кэш-памяти второго уровня (встроенной или внешней) размером 256 или 512 Кбайт;
достаточный объем оперативной памяти (не менее 128 Мбайт) с возможностью расширения;
достаточный объем дисковой памяти с возможностью расширения;
шипа ввода-вывода РС1;
дисковая подсистема SCSI (различных уровней);
RAID-контроллер (уровни 0, 1, 5) с кэш-памя-тыо достаточного размера (8 или 16 Мбайт) с возможностью замены дисков во время работы;
резервные источники питания и вентиляторы, возможность расширения.
Подключение пользователей к магистрали с использованием технологии коммутации. Появление новых подключений с высокими требова
ниями по быстродействию, а также постоянна! рост числа пользователей ухудшают пропускную способность разделяемой сети Ethernet нт 10 Мбнт/с. Одни из способов решения этой проблемы состоит в реализации коммутируемой типологии сети Ethernet, благодаря которой каждый пользователь может получить выделенное соединение на 10 Мбнт/с (путем подключения станции отдельному порту коммутатора локальной сети) Такой подход является наиболее экономичнти способом увеличения пропускной способности сети без дорогостоящей замены адаптеров, проводи, сетевого программною обеспечения и приток-пий. Расходы на коммутируемую сеть Ethernet в нь стоящее время приближаю гея к обычным затрата на совместно используемые порты Ethernet
Если каждый узел (станция) подключен к сю-ему собственному коммутируемому порту,то конфликты в сети практически исключены толю приходящий трафик будет конкурировать с исходящим трафиком. Если же в сети много пользователей пытается получить доступ к одному нзомук серверу, то повышению производительности буди способствовать подключение данного коммутатор! к высокоскоростной цен тральной магистрали, обь едиияющей серверы.
Если возникла проблема повышения обшейпро-изводителыюсти локальной сети организации,то возможным вариантом решения может быть установка коммутаторов сети Ethernet с асимметрично! коммутацией 10/100 Мбит/с. которые представляют несколько выделенных каналов па 10 Мбит/схи-центраторам внутри организации. Таким образом, сегментируя концентраторы (и сегменты локально! сети), можно повысить пропускную способной локальной сети без изменения ее топологии. Подключение коммутаторов к файл-серверам выполняется с помощью порта на 100 Мбит/с.
Если возникла необходимое гь повышения производительности отдельных рабочих мест, то мои» модернизировать сет ь (с изменением ее тополога) посредством установки коммутаторов 10/100Мбиг/с для предоставления каждому такому рабочему мелу выделенного канала па 10 Мбит/с Причем при yen-новке на каком-либо рабочем месте сетевого адаптера па 100 Мбит/с и соответствующей кабельной проводке можно предоставить данному пользователе выделенный капал на 100 Мбит/с.
Резервное копирование данных в сети. Решением проблемы потери данных в сети из-за возмоя-ных сбоев в работе электропитания, кабельной системы, сетевого оборудования, компьютеров ил ошибок пользователей является резервное копирование данных. В настоящее время наиболее популярны такие программные продукты, как ARCServe фирм «Cheyenne и Storage Manager» и (-Seagate»
§ 49 2|
АВГОМЛТИ ШРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ДИСП El ЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
741
Для построения системы резервного копирования в локнлыюй сети необходимо четко определить следующее
общий объем информации и количество файлов, которые буду 1 храниться па резервных носителях, лублировшься должны практически все данные на дисках серверов и «ключевых» рабочих станций,
значение noiepn топ или иной информации, поскольку различные файлы могут представлять различную информационную ценность, что обусловливает дифференцированный подход к организации их резервного копирования (частота копирования, тип носителя и способ хранения резервных копий)
Проводить резервное копирование следует в вечерние часы или выходные дни От протрамм резервною копирования требуется поддержка всех используемых в корпоративной (однородной или гетерогенной) сети питов серверов и настольных компьютеров Крайне желате тьно, чтобы всю работу по сохранению данных па серверах и рабочих станциях локальной сети выполнял специализированный архивный сервер
В подавляющем большинстве случаев для резервного копирования информации используются два носителя магнитная лепта и магнитооптический диск.
Система ре тернного копирования должна обеспечивать
поддержку широкою спектра серверных платформ (NetWare, Windows N Г, Unix) и операционных систем рабочих станций (DOS, Windows 3.X/95/NT, Unix),
запуск процедуры резервного копирования по установленному графику, по запросу архивного сервера пли клиентов,
легкость настройки архивного сервера;
разнообразие видов копирования' полное, наращиваемое. архивное,
ведение журнальных файлов резервного копирования
Система танины от несанкционированного доступа к локальной сети извне. Если корпоративную сеть необходимо подключить к сети Internet, следует учесть фундаментальные отличия корпоративных сетей от Internei Если корпоративные сети являются защищенными, управляемыми и падежными, то Internet, наоборот, — незащищенная, неуправляемая и весьма ненадежная сеть Это несоответствие сзановнтся источником многих проблем (особенно в области безопасности, управления и производительности), возникающих на границе сети — в том месте, где корпоративная сеть стыкуется с сетью Internet. Крайне важно, чюбы только законные пользователи могли войти в корпоративную сеть организации извне и только за
конные сеансы связи могли быть откры гы Iктлезпо также знать, что делаю! в Internet сети сотрудники самой организации В таких случаях па помощь приходят системы firewall Эти системы
не нарушают необходимый обмен данными, защищают данные в корноршпипой сети от несанкционированною доступа по Internet и поддерживают консервативную идеологию безопасное in «Запрещено все, что не разрешено явно»,
протоколируют различные системные события, включая попытки осущеш влепия несанкционированного доступа к тем пли иным ресурсам,
могут проводить трансляцию селевых адресов
В этом случае при передаче IP-пакетов из внутренней сети в Internet IP-адрес машины-отправителя заменяется другим IP-адресом Эго позволяет скрыть корпора!пвпую сеть oi сеiи Internet Line одно достоинство трансляции сетевых адресов заключается в юм, что узлы внутренней корпоративной сети могут использован, IP-адреса, которые не разрешены органом распределения адресов Internet сет и.
имеются в системах Unix и Windows NI
Антивирусная защита локальной сети. Возможность инфицирования локальной сети компьютерными вирусами становится все более серьезной проблемой. Чтобы зашшить ceib от проникновения вирусов, необходимо следшь за всеми возможными точками проникновения
шлюзами Internet сет. файловыми серверами, серверами электронной почты, рабочими станциями (при использовании дискет. компакт-дисков и т п )
Наиболее эффективной является система антивирусной защиты с централизованным управлением Администратор должен иметь возможность с единой консоли отслеживаю все точки проникновения вирусов и управлять всеми антивирусными продуктами, перекрывающими эти точки. Сегодня па рынке пмеегея достаточно много подобных систем (производители Trend Micro, McAfee, Symantec и др). Критерии выбора антивирусных продхкгов следующие
возможное^ обнаружения вирусов, «троянских коней», деструктивных кодов,
юговпость быстро реагировав па появление новых видов угроз,
защита всех возможных точек пропикповеппя вирусов.
обслуживание и поддержка,
управляемость,
централизованное уведомление, производительное и,,
автоматическое pacnpociранение и обновление
Служба единого времени в локальной сети. Необходимо стремиться иметь в сети эталонный
742	АВТОМАТИЗАЦИЯДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Рам А
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
Каналы
передачи данных
Рис. 49.8. Структура ОИУК для крупных диспетчерских пунктов:
/ — UNIX-серверы SCADA; 2 — UNIX-рабочие станции диспетчерских терминалов; 3 — UNIX-серверы при» жений; 4 — маршрутизатор, 5 — ПК (серверы, АРМ и тд )
источник времени, который синхронизировался бы по нескольким внешним источникам времени (например, сигналы точного времени радиотрансляционной сеги. спутниковая система GPS, ручное задание времени оператором) Как правило, таким источником может являться сервер ОИУК. Все остальные серверы и рабочие станции локальной сети должны синхронизировать свои внутренние часы по эталону, используя стаи тартпые службы своих операционных систем.
Программные средства ОИУК. Основными компонентами программных средств сетевого ОИУК являются операционная система, сетевая среда и SCADA (комплекс программ для решения основного объема информационных задач ОИУК). С учетом используемого парка ПК и наработанного программного обеспечения в качестве этих компонентов выбраны MS DOS, NetWare Novell и несколько комплексов SCADA. При >гом для ПК-бридж использованы DOS, OS/2, в последних модификациях — Windows Все комплексы SCADA обеспечивают примерно одинаковый объем функций
прием и обработку гелеииформацни,
формирование базы данных реального времени и создание архивов,
диалог и отображение информации па мониторах ПК (АРМ) в виде схем, таблиц, графиков и др , доку мен т про ванне данных.
решение ряда диспетчерских задач (составление суточной ведомости, сводок и т.п ).
К системной труппе программных средств относятся и программные комплексы, устанавливаемые па коммуникационных серверах (ROBCOM-СППД, СБОР) и почтовых машинах («Электра», RELCOM и др.).
Работы по реализации этой концепции успешно ведутся уже в течение нескольких лет
Наибольшее распространение получили комплексы SCADA, разработанные специалистами ОДУ Урала и ТОО «Интерфейс» (Екатеринбург), ВНИИЭ (Москва), Комиэнерго (Ухта), СИСТЭЛ,
КОНУС (Москва) и др. В дальнейшем померен-шипения диспетчерских пунктов более мощным) ПК комплексы SCADA должны переводиться и более современную программную нлатформч, на-пример Windows, Windows NT, OS/2 итп.
Таким образом, в настоящее время существу» щие ОИУК дополняются локальной сетью ПК, функции старых компьютеров переводятсяпаПК.а в итоге ОИУК превращается в однородную локальную сеть ПК. Для сравнительно небольших диспетчерских пунктов такая структураОИУКможетбтль сохранена на достаточно большой срок При этом дальнейшее развитие может осуществляться за счет постепенного увеличения количества ПК и замет устаревающих моделей более новыми и мощныиц а также за счет модернизации системного и прикладного программного обеспечения
В дальнейшем, в основном для крупных да-петчерскпх пунктов, планируется преобразование однородных локальных сетей в неоднородные за счет включения в сеть, кроме НК, труппы мощны рабочих станций (серверов), работающих подоле-рационной системой UNIX (рис 49 8) В первую очередь такая структура ОИУК предусматривает для ЦДУ ЕЭС России, ОДУ и наиболее крупиш энергосистем Такая структура ОИУК вобщемслу-чае позволит
заменить устаревшие (или недостаточно мощные) ЦППС и старые мини-ЭВМ,
существенно увеличить объем и скоростьобрг богки информации;
обеспечшь полный графический диалог диспетчеру;
воспользоваться мощными стандартными графическими пакетами, современными базами данных, экспертными системами.
Одной и з первоочередных задач является замена устаревших (или недостаточно мощных)ЦППС. Для этой цели к локальной сети ПК подключают два взаиморезервируемых сервера SCADA. UNIX-компьютеры, оснащенные программируемыми п-
§49 2[
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
743
нальными адаптерами, к которым через комму ia-тор-арбитр подключаются каналы телемеханики и контроллеры, управляющие диспетчерским шитом Кроме того, эти компьютеры оснащаются мультиплексорами для подключения коммутируемых или некоммутпруемых каналов святи
Серверы SCADA обеспечивают
прием (передачу) телепнформации в любых протоколах,
прием (передачу) данных суточной диспетчерской ведомости (СВ),
обработку поступающей информации, формирование базы данных реального времени (БДРВ), архивирование,
управление ДЩ (цифровые приборы, символы мнемосхемы, информационные табло);
циклическое копирование БДРВ на файл-серверы локальной се ги,
выполнение коммуникационных функций
Таким образом, эти компьютеры выполняют все функции SCADA, за исключением организации диалога, который осуществляется на ПК локальной сети Для повышения надежности информационного обслуживания диспетчеров ПК, установленные на их рабочих местах и подключенные к локальной сети, имеют радиальную связь с UNIX-компьютерами Такое решение позволяет сохранить диалоговые функции для диспетчерской смены даже при отказе локальной сети
Выбор типа UNIX-компьютеров определяется, в нерву то очередь, наличием в составе компьютера программируемых канальных адаптеров Этому требованию отвечают компьютеры двух типов MOTOROLA, работающая под управлением OS UNIX (System V) и IBM RS/6000 (OS AIX). Программное обеспечение SCADA для этою варианта разработано силами специалистов ВНИИЭ н «Энертософта» совместно с ПДУ и ОДУ Урала Такне комплексы внедрены и успешно эксплуатируются в ИДУ, ОДУ Центра, Северо-Запада, Северного Кавказа и па ДП концерна «Росатом»
Для организации полнографического диалога в локальную сеть кроме серверов SCADA необходимо включить несколько рабочих станций на базе UNIX-компьютеров, каждый из которых должен иметь два монитора с экранами не менее 20" Обычно рабочие станции используются для оснащения рабочих мест диспетчеров и специалистов по информационному обеспечению SCADA, у остальных пользователей SCADA сохраняются ПК.
Программное обеспечение полнографического диалога (MMl-Man Machine Interface) выполняется в среде Х-Wmdows с использованием того или иного графическою пакета и обеспечивает отображение
различных схем в графическом виде с возможностью управления ими;
графиков изменения параметрон, различных таблиц, списков н др
В принципе полно!рафический диалог можег быть реализован и на мощных ПК, однако при использовании рабочих станций обеспечиваются существенно более высокие надежность н быстродействие, что очень важно для рабочих мест диспетчеров. Работы по созданию отечественных версий ММ1 для UNlX-компыотеров проводятся во ВНИИЭ, «Эперюсофге», ОДУ Урала
Третьей функциональной i руиной UNIX-kom-пыотеров локальной сети ОИУК являкнея серверы приложений, предназначенные для решения задач моделирования и оптимизации режима зза основе телеинформации н требующие больших вычислительных ресурсов, а закже для использования мощных стандартных пакезов, например географических информационных сне гем, оболочек систем искусственного интеллекта и тп Программное обеспечение для этих задач (EMS on 1зпе) перево-дигся на UNIX-компьютеры Кроме серверов приложений мощный UNIX-компьютер целесообразно использовать для управления универсальной базой данных
Гакпм образом, в i оиечпом зною ОИУК на базе ззеодноролпой локальной сегп должен содержать UNIX-ядро (серверы SCADA, рабочие станции серверы приложений и универсальной базы данных) зз локальную сеть НК, выполняющих роль АРМ-технолога, руководи геля п др
Процесс создания ОИУК па базе неоднородной локальной сети может идти двумя путями эволюционным, прз! котором фупкцизз UNIX-ядра (н соответственно количество UNIX-компьютеров) наращиваются постепенно, и революционным, когда используется система SCADA/EMS в полном объеме
Первым путем реализуются комплексы, созданные отечественными разрабогчпкамзз н специалистами заказчика Например, ОИУК для ЦДУ н ряда ОДУ па первом этапе содержат два компьютера RS/6000 и локальную сеть IIK, выполняющие функции SCADA, а зза втором этапе дополняются группой рабочих станций для полпографического MMI диспетчеров, ПО для которых было приобретено у фирмы «Siemens», несколькими серверами приложений для задач EMS on line озечсствсппой разработки, сервером ORACLE зз др
Примерами революционною пути создания современных сетевых ОИУК являююя два проекта SCADA комплекс фирмы АПВ для ДП Ленэнерго и комззлекс фирмы ПР для ДП Пижиов шерю Несмотря па замапчнвос1ь комплексной поставки зарубежных систем, это решение имеет ряд недостатков, в том числе.
АВГОМАПНАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Разд)!
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
744
сущее 1вешю более высокую стоимость программного обеспечения и услуг по внедрению, обучению н сопровождению;
трудность сопряжения SCADA со специфичными и разнообразными протоколами существующих отечественных устройств телемеханики, контроллерами для управления диспетчерскими щитами, часами, частогомерами и др.,
трудность адаптации программного обеспечения к местным условиям, в частности, сохранения всех функций, реализованных в старых ОИУК (например, суточная ведомость; состояние оборудования; ориентация ММ1 не только на диспетчера, но и на других пользователей и т.п.);
трудность функционального развития собственными силами достаточно жестких и закрытых систем;
языковые проблемы и др.
В связи с >тим представляется более целесообразным:
эволюционный путь модернизации ОИУК;
приобретение у зарубежных фирм только технических средств и стандартного программного обеспечения;
использование прикладного программного обеспечения (SCADA/EMS и др.), разработанного в России или совместно российскими и зарубежными фирмами.
Таким образом, новая программная платформа АСДУ предусма гриваст две основные модификации
ОИУК па ба<е однородной локальной сети ПК с испо.чыоваппем па первом этапе программ MS DOS и NetWare Nowell, а в дальнейшем Windows 95, OS/2 и Windows NT,
ОИУК па базе неоднородной локальной сети, включающей кроме ПК группу UNlX-компыотеров (серверов и рабочих станций, обеспечивающих основной объем расчетов и полнографический диалог диспетчера)
При этом первая модификация может плавно преобразовываться во вторую.
Кроме того, как в первой, так и во второй модификации па определенном этапе развития целесообразно наряду с локальными БД (БД реального времени, БД производственно-гехиологической информации, БД коммерческого центра и др.) создать единую БД, предусмотрев для этой цели отдельный мощный сервер.
В структуру рассмотренной платформы органически интегрируются и подсистемы автоматического управления нормальными (централизованная система автоматического регулирования частоты и активной мощности — ЦАРЧМ) и аварийными (централизованная противоаварнйная автоматика — ЦПА) режимами. При этом предусматриваются отдельные или общие взаимодублирующие серверы приложений на базе UNIX-компьютеров или ПК.
СРЕДСТВА СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ (ССГ1И)
В состав СС11И входят системы связи и телемеханики. В настоящее время сущес1венно возрастают требования со стороны функциональных подсистем АСДУ к объемам, времени доставки, надеж пости, достоверное ги и качеству передаваемой информации, которые не могу! бьпь удовлетворена на базе устаревшей техники связи и телемеханики. Идет процесс эволюционной модернизации ССПЦ который позволит обеспечить плавный переходи старой системы к повой и не допустить нарушенш технологического процесса управления.
Первичная и вторичные информационные сети. Первичная сеть содержит собственно капали связи и коммутационную технику (АТС).
ведомственные юлефопныс каналы, иерархически связывающие диене терские 1елефонние коммутагоры, а также А'ГС ЦДУ, ОДУ и энергосистем, на уровне ИДУ—ОДУ энергосистемы— это главным образом каналы, арендуемые у Манен» России, а иа уровне энергосистемы — районы электрических сетей — эпергообъекты — собственные каналы;
междугородные телефонные каналы общего назначения, доступ к которым осуществляется за счел связи между АТС диспетчерских пунктов и телефонными станциями соответствующих городов,
междугородные телеграфные каналы общего назначения.
На базе каналов связи первичных сетей с помощью соответствующего оконечного оборудованы организованы вторичные сети
тслеинформацпонпая сеть (ТИС), сеть диспетчерских телефонных ккерегоиоров (СДТП);
сеть телефонных переговоров технологического персонала диспетчерских пунктов (СТТП);
сеть передачи оперативпо-техпологическойин-формации (СПОТИ);
электронная почта «Элекграл;
сеть автоматизированной системы контроля# учета электрической эпсрыш (АСКУЭ).
Тслсииформанпоппаи сетьнредиазначенаи автоматического обмена голеипформацпей [ТЦ ТС, ТУ и гелерегупирования (ТР)] между устройствами телемеханики (УТМ), усыновленными из эпергообъектах. и центральными приемпо-перель ющнми станциями, установленными па диспетчерских пунктах, а также для обмена ТИ, ТС, ТУ,ТР, данными псевдопзмереппй (ПИ), оператнвнен цифробуквенной информацией между ЦППС диспетчерских пунктов разных уровней управленив Эта информация обеспечивает функционирование подсистем АСДУ, SCADA, ЦАРЧМ и ЦПА Передача информации осуществляется по векоммути-руемым, как правило, дублированным каналам (со
§49 2|
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
745
скоростью 50—300 бит/с), образованным путем уплотнения частотного спектра телефонных каналов ведомственной сети В качестве оконечных устройств па эпертообъектах установлены разнообразные устройства телемеханики, как правило, аппаратного типа с различными протоколами обмена данными. Обмен данными между ЦППС унифицирован (протокол АИСТ), объемы тслсинформации, поступающие на диспетчерские пункты ОДУ и хрупныхэнергосистем, составляют 600—1800 ГИ и 1000—2000 1 С. до 30 % этой информации ретранслируется на диспетчерские пункты высшего уровня управления
Основными недостатками существующей ГИС являются
недостаточный объем тслсинформации с энергообъектов, препятствующий внедрению в ОИУК современных программных средств оперативного контроля и управления,
значительное количество устаревших УТМ, требующих замены.
отсутствие современных программируемых УТМ с расширенными функциями по сбору, обработке п передаче информации,
использование низкоскоростных каналов, что приводит к ограничению объема передаваемой те-лепнформации, увеличению времени запаздывания, возрастанию динамической погрешности на всех уровнях управления, неэффективности использования более современных протоколов передачи и др
С учетом указанных недостатков основными направлениями развития ТИС являются
1	Подготовка схем (проектов) развития ТИС ЕЭС России для обеспечения полноценной наблюдаемости элеюрической сети за счет дополнительных объемов ГИ, ГС и замены устаревших УТМ па знергообъектах с последующей поэтапной реализацией этих проектов
2	Замена у старевших УТМ современными микропроцессорными системами с программируемыми функциями, с более высоким классом точности, хак правило, сетевой структуры, желательно с возможностью непосредственного подключения к измерительным трансформаторам тока и напряжения При замене может быт ь рекомендована выпускаемая в настоящее время аппаратура:
ГРАНИТ (ПО «Промавтоматпка», г. Житомир) да энергосистем, уже использующих эту аппаратуру па своих шергообъектах;
МПТК (завод «Электропульт», г. Санкт-Петер-б)рг),
КОМПАС ТМ 1 0 (АО «Краснодарский ЗИП»), SCADA-Ex (ЕЛКОМТЕХ, Польша).
Рекомендуется также аппаратура, готовящаяся
хвыпуску:
КОМПАС ЗМ 2.0 (АОЗТ «Юг-система», АО «Краснодарский ЗИ11»),
SMART-E1 (АО «RT SOFT», г Москва), СПРИНТ (ПО «Промавтоматпка», г Житомир), КП СИСТЭЛ (АО «СИСТОЛ», г Москва), КВАРЦ (УЭМЗ, г Екатеринбург), аппаратура телемеханики ведущих западных фирм, например, ABB, «Siemens» и др
Отечественная аппаратура, разрабатываемая в инициативном порядке, а также зарубежные УТМ должны бы и. сертифицированы фирмой «ОРГРЭС»
Новые системы должны предусматривать возможность интеграции функций местного (АСУТП) и удаленного (УТМ) контроля, а также функций АСКУЭ.
3	Увеличение скоростей пере чачи телеппфор-мацпп за сче! выделения для 1 ИС двух полных не-коммутпруемых телефонных каналов С учетом необходимых объемов телеипформации и времени се доставки скорости передачи должны достигать
па уровне эпергообъект - ДИ эпсртоспстемы — 1200—2400 бит/с,
на уровне ДП энергосистемы — ДП ОДУ 2400—4800 бит/с.
па уровне Д11 ОДУ — Д11 ЦДУ — 4800— 9600 бит/с
Характеристики микропроцессорных телекомплексов представлены в табл 49 17
Вторичные сети СДTil, СТТП и СПОТП используют оставшуюся часть частотною cneKipa (300—2400 Гц) телефонных каналов ведомственной сети При этом абоненты СДТП (диспетчерский персонал) обладают преимущественным правом пользования капала по сравнению с абонентами СТТП и С1ЮГИ. Оконечным оборудованием СДТП являются диспетчерские телефонные коммутаторы, обеспечивающие связь между диспетчерами разных ДП без набора номера (нажатнем соответствующих кнопок пли |умблеров) Абоненты СТТП и СПОЗ И связываю гея между собой через А ГС диспетчерских пунктов, набирая сокращенный номер АЗС предусматривает ре транс 1яцию информации, например, ОДУ—ЦДУ—ОДУ или ЦДУ—ОДУ—энергосистема Число каналов ведомственной сети, которые используются сетями СДТП, СТТП и СПОЗ И, па разных уровнях управления составляе!
ЦДУ—ОДУ OI двух до пяти, ОДУ—энергосистема два-три. энергосистема—эпергообъект один-два Кроме того, между соседними ОДУ и энергосистемами также имеются один-два капала.
Оконечным оборудованием СЛОГИ являются коммуникационные серверы, включенные в локальную сеть и оснащенные модемами различных типов и телеграфными адашерами Программное обеспечение этих компьютеров предщавляст собой коммуникационный пакет ROBCOM, обеспечи-
746	АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Разд 49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
Таблица 49.17 Микропроцессорные телекомплексы
Гии УТМ	Количество комплектов ДП и КП	Режим передачи информации	Число сообщений комплекта КП	Скорость передачи, бит м/с	Канал связи	Код	Протокол передачи
ГРАНИ!	1 ПУ и до 120 КП	Спорадический по за- просу	ТС-64; ТУ-128; ТИТ-32, ЦБИ; ГИИ-16, РТ	50 1200. 19 200	Полудуплексный, дуплексный	Циклический	1 РАНИТ, HDLC, (синхронный)
АИС Г	1 ПУ и 32 КП	Адаптивный. циклический квазициклически й	ГС-256, ТИГ-32, ТИИ-8. ЦБИ, РТ (ре-траисляция)	50—1200	Дуплексный	Код Хзм-миша	АИСТ (синхронный)
МПТК	До 3 ПУ и до 256 КП		ТС-192; ТИТ-192, ТИП-192; ТУ-128;	РТ (ретрансляция)	50—1200	Дуплексный		С ппхронный RPT-АИСТ, ТМ-512, МКТ 2, ГРАНИТ; (асинхронный) FT1.2
SMARI-K11	КП		ТС-8, ТИ-6	50—1200	Дуплексный		1 ПИ С, VART, B1SYNC и др. (iipoi раммнруе-мый)
EX-MS I	КП	—	ТС-256; ТИ-128; ТУ-64, ТИИ-56	50—9600	Дуплексный	—	MST (программируем ый)
RTL) 200	КП		ТС-2352, ТИ-255	(147); ТИ 1-255; ГУ-168, ТР-2500	50—1200	Дуплексный		RP 570/RP 571 (1-Г12)
вающий в режиме on line прием и передачу по коммутируемым телефонным и телеграфным каналам производствеппо-CTai пет нческой информации в виде макетов (формализованных символьных файлов) Пакет ROBCOM взаимодейс1вует с оперативной базой данных СППД, размещенной на файл-сервере и обеспечивающей прием (передачу) маке-юв, сортировку, семантический контроль и хранение принятых макетов В процессе сорюровки макетированная информация размещается в СППД, а неформализованная информация (например, геле-тайпрограммы) передастся на рабочие станции операторовнелеграфпстов Пакет ROBCOM преду-смат риваег обмен информацией в режиме «точка— точка». Основным путем передачи информации СПОТИ являются телефонные каналы, резервным — телеграфные
Скорости передачи информации в рамках СПОТИ по уплотненным телефонным каналам зависят от моделей применяемых модемов (табл 49 18).
Таблица 49 18
Тип модема	Протокол	Эффективная скорость, бит/с
ball Blazer	PEP	До 8000
HAYES	V21, V22, BELL	300
Друте	—	До 600
По телеграфным каналам скоросп- передачки 200 бит/с
Комбинированное использование канадок первичной сети для ТИС, СДТП, CTTI1 и СПОТИ,вызванное стремлением сократить laiparu па сил-иие и аренду каналов, имеет ряд недощатков, определяемых уплотнением каналов (сужением частотной полосы) Применение уплотненных канаки для речевых сообщений (СДТП, СТТП) приводил снижению качества речи, а для передачи данных-к снижению скорости передачи
Кроме того, комбинированное использование каналов замедляет процедуру ор1анизации свая из-за конкуренции между абонентами различии вторичных сетей Существенным недостатков, снижающим надежное! ь и оперативность организации обмена данными в СПОТИ, является применение на многих диспетчерских пунктах устарев-ших релейно-аналоговых АТС
Электронная почта «Электра», создании ГВЦэнергетикп и предназначенная для обмена про-пзводственно-хозяйс!венной и организационно-экономической информацией между преднриятиз-ми и организациями РАО «ЕЭС России» иЛО-эиер-го, в рамках АСДУ используется для передачи ие регламентированной информации (служебная переписка, различные отчеты, информационные сообщения и т и ) Для этот! цели в ПДУ и болыциисг-
5492]
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УИР. ИЗМЕНИЛ
747
ве энергосистем установлены ночговые ПК (узлы или абонентные пункты), включенные в локальные сети ОИУК диспетчерских пунктов. Почта «Электра» базируется преимущественно на междугородной сети общею назначения, первичной сети ИСКРА-2, отдельных коммутируемых и пекомму-тируемых каналах, арендуемых узлом связи РАО, а также частично использует каналы ведомственной сети. В принципе почта «Электра» может быть использована и для передачи оперативно-технологической информации, что и имеет место в отдельных регионах как резерв или альтернатива СПОТИ. Однако режим «точка—точка», используемый в СПОТИ, предпочтительнее для передачи оперативно-технологической информации, строго регламентируемой по времени доставки и поступления
Се ть АСКУЭ предназначена для передачи данных коммерческого учета параметров баланса мощности и энергии субъектов оптового рынка (ОРЭМ). В общем случае эти параметры представляют собой средпеполучасовые значения активной мощности, а также суммарные значения энергии за сутки с разбивкой по заданным тарифным зонам Система сбора данных АСКУЭ представляет собой иерархическую структуру, на нижнем уровне которой находятся эпергообъекты (электростанции, подстанции) Комплекс технических средств АСКУЭ на эпергообъекге включает в себя
счетчики электроэнергии (электронные или индукционные, дополненные датчиками импульсов), подключенные к контролируемым присоединениям;
один пли несколько контроллеров — кодеров, обеспечивающих автоматический сбор информации от счетчиков, ее обработку и хранение, подю-товку файла данных для передачи на следующий уровень управления — предприятие энергонадзора и (или) па ДН энергосистемы (для энергообъектов РАО — на Д11 соответствующего ОДУ).
На ДП энергосистемы устанавливается ПК АСКУЭ, оснащенный одним или несколькими модемами, позволяющими через АТС связываться с объектными контроллерами в основном по телефонным каналам ведомственной первичной сети. Программное обеспечение ПК АСКУЭ позволяет автоматически или по запросу осуществлять считывание информации с объектных контроллеров, формирование базы данных, необходимый дорастет суммарных параметров, отображение на мониторе п печать выходных форм Обработанная в ПК АСКУЭ информация в заданном объеме преобразовывается в макет и средствами КОБСОМ в рамках вторичной сети CI ЮТИ передается на следующие уровни управления — в коммерческие подразделения ОДУ и ПДУ для дальнейшей обработки
В качестве основных платформ в АСКУЭ используются сищемы «Ландис и Гир» (межгосудар
ственные перетки), «Шлюмбсрже-Гапц» (объекты РАО, баланс объединенных энергосистем), отечественные системы IOK-C. В некоторых Micpiocucic-мах используется менее совершенное оборудование Сбор информации oi лих сыщем может осуществляться по коммутируемым и иекоммутируе-мым телефонным каналам со скоростью ог 300 до 9600 бит/с. Практически для сбора этой информации используются те же каналы ведомственной первичной сети, что и для вторичных ceiefi СД ГН, СТ1П, СПОТИ При этом из-за сужения частотною спектра капала эффективная скорость передачи данных, как правило, не превышает 300 бит/с Требования к се 1 и АСКУЭ завися! oi lexnojioiиче-ского подхода к цикличное in nociyii 1епия и обработки информации по АСКУЭ Возможна реализация АСКУЭ либо с ежесуточным сбором п обрабщ-кой информации (АСКУЭ-1). либо со сбором и обрабшкой информации с циклом 30—60 мин (АСКУЭ-2)
В первом случае можем быт ь сохранена существующая сею АСКУЭ с использованием коммутируемых телефонных каналов Естественно, пи каналы должны быть связаны со всеми шергообъек-тами, оснащенными епщемами коммерческого учета. При этом целесообразно ocymeci вля!ь передачу информации в ночное время, Koi.'ia каналы практически не загружены как на уровне энерго-объект— энергосистема, так и па более высоких уровнях
Во втором случае для АСКУЭ необходимо организовать неком.мутируемые канаты по крайней мере на уровне энергообъект энергосис1ем з
Требования к развит ню первичной сети CCIII1. С учетом изложенного выше в табл 49 19 представлен минимум каналов первичной сети в процессе ее развития на разных уровнях управления
I а б л и 11 а 49 19
Вторичные сет и	Уровни управления		
	ОДУ-ПДУ	Энерю- C1ICIC-via ОДУ	Энергосистема -энер-гообьекг
ТИС (возможно АСКУЭ-2)	2 ПК	2 ПК	2 ПК
АСКУЭ-1 или 2	1 ПК	1 ПК	1—2 К
СДТП. стгп. почта «Электра», АСКУЭ-1	2 К	2К	1—2 К
АСКУЭ-2	—	—	1 НК
Всего	3 НК. 2 К	3 ПК 2 К	2—3 НК, 1—2 К
Примечание НК — некомму тируемый телефонный канал, К — коммутируемый телефонный канал
АНТОМ 1ТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Разд.®
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
748
Основной идеей развития ССПИ является постепенный (сверху вниз) отказ от использования уплотнения телефонных каналов с выделением для ГИС полных телефонных каналов и для СПОТИ на уровнях энергосистема—ОДУ—ЦДУ нскоммутн-руемых телефонных каналов.
Для реализация прицеленных требований необходимо развивать единую сеть связи отрасли, для чет о следует осуществить широкую гамму мероприятий, в том числе.
создание спутниковой сети;
развитие оптоволоконных линий связи по линиям электропередачи;
развитие высокочастотных каналов связи по линиям электропередачи;
постепенная замена аналоговых ЛТС цифровыми.
Эти мероприятия позволят пе только реализовать требования, предъявленные вторичными сетями, по и создать предпосылки по их дальнейшему совершенствованию.
Процесс реализации цифровой сети связи па основе оптоволоконных и спутниковых каналов уже начался. Так, в ИДУ ПЗС России проводятся работы по вводу в эксплуатацию цифровых каналов связи в направлении всех ОДУ. Создание цифровых каналов проводиюя с целью повышения надежное гп предоставляемых услуг связи и увеличения их спектра 11а базе цифровых каналов создается единая интегрированная сеть связи, обеспечивающая предоставление следующих услуг
цифровой телефонии для диспетчерской и технологической связи;
передачи телеппформацни со скоростью нс менее 1200 бод,
межмашинного обмена информацией (объединение локальных сетей);
видеоконференц-связи
Ввод в эксплуатацию цифровых каналов предлагается проводить в два этапа. На первом этапе из ЦДУ в направлении каждого ОДУ арендуется один наземный (с пропускной способностью 256/384 Кбит/с) или спутниковый цифровой канал связи (с пропускной способностью 64/128 Кбит/с) и в каждой точке устанавливается соответствующее мультиплексирующее оборудование и маршрутизирующее оборудование. На втором этапе с целью повышения надежности работы в направлении каждого ОДУ организуется резервный канал связи. Соответственно, если па первом этапе был организован спутниковый канал, то на втором этапе организуется проводной канал связи и наоборот.
Подобные работы проводятся и в ряде энергосистем (Иркутскэнерго, Денэнерго и др.).
прикладное программное: ОБЕСПЕЧЕНИЕ АСДУ
В табл. 49.20 дап состав основных прнкш-пых задач и средсзв ОИУК. па которых они рези-ются. по состоянию па гокущий момент и на перспективу («+» означает эксплуатационное испои зованпе, «»> — экспериментальное, «-» -отсутствие данных)
Комментируя таблицу, можно отметить следующее. В настоящее время в шергосистемах России па базе однородных локальных сетей ПК зк-плуатируются комплексы SCADA и EMS offline, созданные отечественными разработчиками нааль-терпативпой основе. Кроме того, разработан ряд» дач для комплекса EMS off line, эксплуатируемого в экепсримспзальном режиме, преимущественное ЦДУ ЕЭС и ОДУ. Это вызвано в первую очередью-достаточной наблюдаемостью расчетных схем сети, а также недостаточным быстродействием ПК для выполнения расчетов. Кроме задач, перечисленных в таблице, в рамках сетевых ОИУК начло освоение ряда новых, нетрадиционных программных средств, в частности:
экспертных систем для планирования ремонтов и проработки заявок па ремонт основного оборудования и средств управления, тренажеров и др.;
систем мониторинга речевых сообщений (рели страт ор диспетчерских переговоров, речевая почта, сисземы оповещения и т.н.),
географических	информационных систем
(ГИС);
документальных баз (например, LOTUS NOTES),
программы планирования режимов каско ГЭС на базе экспертной системы G-2.
Началось внедрение неоднородных локальных сетей с UNlX-компыотерами. В ИДУ и ОДУ внедряется SCADA «Диспетчер 5 + Spectrum» фирм «Энсргософт» и фирмы «Siemens EMPROS», > энергосистеме Денэнерго — SCADA фирмы АВВ. Разработаны отечественные варианты SCADA: щ базе компьютеров Motorola и RS/6000 («Энергософт», В11ИИЭ), DEC Alpha (ВПИИЭ, ГВЦэнер-гегикп). Начаты перевод в OS UNIX программ EMS и освоение системы управлепи.-з базой данных ORACLE.
Основными направлениями дальнейшего ри-вития программных средств АСДУ являются:
1.	Для ОИУК па базе однородных локальных сетей ПК'
перевод SCADA иа мулы изадачпые операционные системы (UNIX, Windows 95/NT, OS/2)с графическим диалогом и отображением (при использовании достаточно мощных моделей ПК);
внедрение элементов EMS on line по мереобге-печения необходимым объемом телеметрии.
54921
АВГОМ. АВИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
749
Таблица 49 20
Функции программного обеспечения	Геку шее состояние			1 IcpCIlCK гива	
	лс |>С* **	лс и + рс"		лс и + РС*’	
		и	РС	и	РС
SCADA прием п ретрансляция телеинформации в проюкола.х ЦНПС и RPU	4	4	—	4	-
обмен опера 1 ивной пифробу квснной информацией между SCADA различных уровней управления обработка телеш[формации	+ 4	4 4	-	4 4	—
управление лис не терским шитом	4	4	—	4	—
база данных реальною времени н формирование архивов	4	4	4	4	4
ввод н отображение информации (ММ1) на графических рабочих станциях	—	4	-	4	—
на мониторах ПК	4	-	4	-	4
документирование информации	4	4	1-	4	4
суточная диспетчерская ведомость и диспетчерская сводка	4	4	4	4	-
кош роль за состоянием оборудования	4	4	-	4	-
информационные диспетчерские задачи (оперативный баланс мощности п резервы	+	4	—	4	-
мощности, контроль частоты и др.) АРЧМ центра i изо ванная система 11 ротивоаваримной автоматики телеуправление (для ПЭС)	4 4	4 Э	-	4 4 4	-
EMS on hue анализ топологии сети и оценивание ее состояния	>	3	)	•+-	—
моделирование и анализ режима, советик диспетчера по вводу режима в допустимую область прогноз нагрузки суточный	3 4-	) 4		т 4	4
внут рисуночный	3	4	—	4	-
оптимизация режима по активной мощности	—	-	4	4	т
внутр псу точная коррекция режима по активной мощности	-		Э	4	-
оптимизация режима по реактивной мощност и напряжению	3	3	Э	4	-
оперативная оценка надежности режимов	э	3	)	Н	-
автоматический расчет предела передаваемой мощности по линиям ыектронсрела-	4	4	-	4	-
чи и сечениям расчет и анализ технико-экономических показателей работы энергосистемы	4	-	4	4	4
лис । ктче ре ки й г ре нажер Информационные задачи контроля и учета ресурсов, решаемые в суточном цикле	4 4		4 4	4 4	4
(балансы топлива, тепловом п электрической энер| ин, гидроресурсов, АСКУЭ и г п ) Прием-передача ремонтных заявок	4	-	4	4	4
Телекоммуникационная система (для предыду щих двух фу нкций)	4	-	4	4	4
EMS off line расчет и анализ установившихся режимов	4	-	4	4	4
прогноз и статистика нагрузки	4	-	4	4	4
планирование режимов по активной мощности, расчет баланса элещроэнергнп	4	-	4	4	4
планирование режимов ио напряжению, реактивной мощности, расчш и он гимны-	4	—	4	4	4
цпя потерь в сетях расчеты с га i нческой и динамической устойчивости, выбор уставок противоаварий-	4	—	4	4	4
нои автоматики расчет гоков короткою замыкания, выбор уставок релейной защиты	4	-	Г	4	4
планирование режимов гидроэлектростанций	4	3	4	4	4
планирование развития энергосистем	4	-	4	4	4
статистическая обрабоша показателей работы энергосистем	4	-	4	4	4
Географические информационные системы	Э	-	J	4	4
Режимно-коммерческие задачи	4	-	4	4	4-
Универсальная база данных	-	J	Э	-	-
*JIC PC — однородная локальная сеть ПК
**ЛС U л- PC — неоднородная локальная сеть UNIX-компыотсров и ПК
АВТОМ ГГИЗЛЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Разд.49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИ ЧЕС К И МИ СИСТЕМ. 1 МИ
750
2.	Для ОИУК па базе неоднородных локальных сетей
внедрение и адаптация SCADA (возможно, и EMS) ведущих зарубежных фирм,
внедрение отечественных вариантов SCADA;
перевод на UNIX-платформу отечественных программ EMS on line (а в дальнейшем и EMS off line).
перевод на UNIX-платформу |елекоммуиика-mioinioii ciicicmh;
освоение универсальных систем управления БД (например, ORACLE), постепенный перевод ряда задач па эти БД, а также создание интерфейса между универсальной БД и БД реального времени SCADA— EMS
3	Появление в составе ОИУК мощных UNIX-компыотеров, чго создает предпосылки для разработки и внедрения ряда новых задач, требующих шачнгельных ресурсов Это в первую очередь приложения па основе жспергпых систем
селекция аварийных сообщении (в рамках SCADA),
анализ аварийных ситуаций н правильности срабатывания устройств релейной защиты и авто-матки (по данным регистраторов событий и электронных осциллографов);
советчик диспетчера по восстановлению энергосистемы после аварий и г п.
Актуальным в современных ОИУК является сопряжение SCADA с системами речевого ввода команд и вывода сообщений, использование нейронных сетей для анализа телеипформацпп и прогнозирования
49	.3. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ПА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ II ПОДСТАНЦИЯХ
Автоматизация электростанций осуществляется па базе микропроцессорных систем управления, apxirreKiypa которых базируется па принципах распределенности, модульности, магистральное™ и открытости
Распределенность предполагает декомпозицию задачи управления в целом на ряд менее сложных и О111осптелыю самостоятельных подзадач, реализуемых несколькими микропроцессорными системами и устройствами, распределенными по объекту управления и интегрируемыми в единую систему па основе локальной вычислительной сети. Такая конфигурация обеспечивает высокую надеж-iiocib и живучесть системы при минимальных манориальных затратах, приближает аппаратуру к местам возникновения и использования информации.
Все элементы микропроцессорной системы состоят из функционально законченных модулей (модульный принцип построения) Они стандартизированы п имеют самодиагностику, что способствует быстрой замене отказавших элементов и созданию при необходимости схемной избыточности (дублирование, ipoiipoBaime).
Магпстральность предполагает информационное взаимодействие микропроцессорных систем Hi основе сетевых решений, например, организацию обмена данными по коаксиальному кабелю, «вито! паре» пли волоконно-оптическому каналу.
Открытость предполагает
использование стандартных пнгсрфейсов; протоколов обмена данными в сети, инс1румситалв-ных программных средств для параметризации (настройки) модулей системы управления, широкоизвестных и ставших фактическими стандартами пакетов прикладных программ и систем управленш базами данных,
информационную совмес1и.мость с другими сисюмами управления (в частности, обмен информацией между системами управления электротехническим и теплотехническим оборудованием)
Система управления электрических станцийвв-ляется сложной иерархической системой и может рассматриваться в виде совокупности нескольких относительно самостоятельных систем (подсистем) (рис. 49.9):
управления предприятием (АСУП):
контроля и управления (СКУ) тепломеханическим оборудованием (СКУ'ГО),
контроля и управления электротехническим оборудованием (СКУЭТО).
СКУ электрической и тепловой части представляют собой децентрализованные многоуровневые системы, объединяемые локальной вычислительной сетью (ЛВС).
СКУ электрической части ТЭС
СКУ тепловой части ТЭС
ЛВС
Рис. 49.9. Структурная схема ннте|рироваиио) АСУ
АСУ производственнохозяйственной деятельности ТЭС
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
ПРОЦЕССАМИ ИА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
751
§49 3]
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СКУЭТО
Ilpoi раммио-тсхиический комплекс (ПТК) системы контроля и управления электрической части станций является составным элементом интегрированной СКУ ТЭС и должен соответствовать общим техническим требованиям па разработку и создание АСУТП
РД 34 35 127— 93 Общие технические требования к программно-шхннческим комплексам для АСУТП тепловых электростанций;
РД 34 35.310—97 Общие технические требования к микропроцессорным устройовам защиты и автоматики шергосистем
При построении АСУТП электрической част используются следующие принципы
система контроля и управления реализует информационные и управляющие функции и соиря> а-ется в единую вертикаль АСУТП и АСУ предприятия, АСДУ и АСУ энергосистемы;
епшема кошроля и управления формируется из функционально закопченных подсистем автоматизации (релейная защита н автоматика, телемеханика, контроль и диагностика и пр ), способных выполнять заданные функции независимо от состояния иных подсистем автоматизации.
отдельные подсистемы автоматизации интегрируются па базе стандартных интерфейсов (сшей, сетевых и транспортных протоколов, механизмов динамического обмена данными, механизма доступа к архивным данным),
дистанционное управление коммугацпопной аппаратурой выполняется в соответствии со сложившейся па ГЭС структурой оперативного управления электродвигатели собственных нужд, прочие присоединения, находящиеся в ведении машиниста котла или турбины, — посредством ПТК тепловой части, а присоединения, находящиеся в ведении начальника смены электроцеха, — посредством ПТК электрической части по интерфейсным портам и по месту от традиционных ключей управления
Распределенное управление и сбор информации в системе кошроля и управления электрической частью должны удовлетворять следующим требованиям
I Система управления строится как многоуровневая система управления непрерывным производственным процессом Каждый из функциональных уровней системы управления может представлять собой сложную иерархическую структуру
2	Задачи управления и сбора информации распределяются между несколькими (десятками, сотнями) микропроцессоров Отдельно взятый контроллер обслуживает сравнительно автономную зону технологического процесса
3.	Представление информации цен грализует ся в соответствии с иерархией системы (по блоку, цеху, предпрпя гию)
4.	На нижних уровнях объединение технических средств в единую епшему осушссзвляется па основе промышленных локальных се 1 ей i ина Field-Bus
5.	В составе сишемы imici рируются разнотипные технические средшва Между ними обеспечивается обмен данными и ресурсами
6.	Допускается включение в систему существующих аналоговых приборов и ршуляюров с постепенной заменой их па цифровые
7.	Информация предс1авляс1ся оперативному персоналу преимущественно на экране мошнора в наглядной, комнаю пой, удобной для быстрого восприятия форме. Предусматривается вывод информации иа коллек|ивныс средства отображения (диспетчерский щит, коллею шшый экран)
8.	Система кошроля н управления iexno юги-ческпми процессами электрической чаши 1 ЭС является спсюмой реальною времени и должна функционирова1ь в непрерывном режиме в течение всего срока эксплуатации обьекта и по решаемым задачам отоенлея к сишемам диспетчерского управления. Это означаш, что процесс управления является автоматизированным и в конечном итоге замыкае1ся па человека Полому в сишеме контроля и управления электрической чашыо большое внимание должно быть уделено обеспечению эффективного включения onepaiHBiioio персонала в процесс управления электрическим оборудованием Обеспечивается высокое быстродействие и на-дежпос1ь функционирования сишемы
9.	На верхних уровнях используются ЭВМ, объединенные в локальную вычислительную сеть
10	Нижние уровни системы MOiyi иметь в своем составе собс1венпыс вычпсли1еты1ыс сети (малые распределенные системы)
11	Каждая из подсишем СКУ может пыполнять функции регисграции аварийных процессов с обеспечением записи до и после аварии
12.	Функциональные подсистемы ищут функционировать независимо одна от другой по 'должны пи тегрнрова!ься на уровне общей биты данных
13	Пропускная способпошь и мощность вы-чиелшельной сети рассчитываются па максимальные потоки информации, которые moi ут возникать в системе, особенно в аварийных режимах
Число контроллеров нижнего уровня системы должно соо1ве1С1вовать следующим требованиям каждая выделенная зона технологического процесса, которую обслуживает один кош роллер, должна обладать максимально возможной автономией,
должна обеспечиваться требуемая реакция системы па внешние события.
ЛВТОМ.1ГП }ЛПИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Рам.4!
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
752
система должна иметь минимальное количество кабельных связей;
должна быть обеспечена живучесть системы, отказ одного из контроллеров не должен приводи >ь к отказу системы в целом.
Допускается постепенная деградация системы управления путем уменьшения числа решаемых задач, снижения реактивное! и системы и ухудшения других ее характеристик.
Децентрализация системы управления электрической части предполагает максимальное приближение микропроцессорных устройств к объектам
ЗАДАЧИ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОТЕХ11ИЧЕСКИМ ОБОРУДОВА11ИЕМ (ОТО)
Система контроля и управления ЭТО должна охватывать
турбо! операторы с системами возбуждения и охлаждения,
|ра!1с<|>орматоры собственных нужд;
блочные трансформаторы и |рансформагоры связи;
электродвигатели собственных нужд, распределительные устройства;
воздушные и кабельные линии.
системы оперативного переменного и постоянного тока.
Посредством СКУЭТО решаются следующие задачи:
I	. Контроль режима работы электрической части станции н его отображение для оперативного и ремонтного персонала
2	. Диагностика электротехнического оборудования (генераторы, системы возбуждения, трансформаторы, электродвигатели, выключатели, системы оперативного тока).
3	Анализ информации, в первую очередь ре-1ультатов регистрации аварийных процессов.
4	Дистанционное управление электрооборудованием
5	Автоматическое регулирование.
6	Релейная защиia
7.	Противоаварнйная автоматика, автоматическая частотная разгрузка (АЧР), аварийное включение резерва (АВР) и пр.
Для решения задач контроля и управления ЭТО необходима следующая информация:
аналоговые измерения
акшвная и реактивная мощность генераторов;
активная и реакшвная мощность потребления собс! веннь х нужд,
активная и реактивная мощность, передаваемая по линиям связи станции с системой;
токи нагрузки асинхронных и синхронных электродвигателей собс! венных нужд напряжением 6. 10 кВ;
токовые нагрузки линий напряжением ПО— 500 кВ связи с системой и абопешских линий напряжением 6, 10 кВ.
токовые нагрузки липни напряжением 6 кВ собственных нужд;
гокп трансформаторов собственных нужд напряжением б, 10 кВ;
напряжение и частота на шинах КРУ, ОРУ; токи в обмотках возбуждения генераторов; напряжение возбуждения генераторов;
напряжение па зажимах аккумуляторных батарей;
дискретные сигналы:
положение выключателей главной схемы электрических соединений и собс i венных нужд (включая напряжения 0,4 и 0,2 кВ);
срабатывание устройств релейной защиты и автоматы!;
обрыв цепей оперативного иэка в схеме управления вы ключат елей,
интегральные измерения
выработка электроэнергии п ее потреблением собственные нужды,
колпчес!во комму lamiii выключателями;
время работы оборудования
Типовая система контроля и управления домна имен, следующие информационные характеристики (включая блочный, локальный н общества-ционный уровни)
число аналоговых измерений до 10 000, разрядность измерений — 11+ знак, дискретность измерений, предназиаченныхдм регистрации аварийных процессов, — не более 1 мс;
привязка намерений ко времени — не более 2мс, число дискретных сигналов — до 20 000;
привязка сигналов ко времени — не более 5мс;
число измерений, выводимых на диспетчерский шит, — до 500;
число сигналов, отображаемых на диспетчерском инне, — до 1000.
синхронизация времени работы системы контроля и управления (всех подсистем, входящихвее состав) — не более 2 мс.
обработка данных в реальном масштабе времени, задержка от момента возникновения событик до его представления оперативному персоналу — не более 1 с.
Система контроля и упраиленпя ЭТО должна обеспечивать решение всех задач, возникающих а процессе пуска, эксплуатации и останова оборудования, как в нормальных, >ак и в аварийных режимах.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
§ 49 3]	ПРОЦЕСС. 1 МИ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯ X И ПОДСТАНЦИЯХ	753
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ПОДСИСТЕМЫ СКУЭТО
Система контроля и управления ЭТО включает следующие функциональные подсистемы: информационную, учета электро энергии; диагностики оборудования, защиты, управления и регулирования Разделение па функциональные подсистемы обусловлено следующими причинами, аналогией с существующими подсистемами СКУ на традиционных среде!вах, яапиос!ыо внедрения, ю.хпиче-скими требованиями, предъявляемыми к каждой нт них. автономное, ыо фу нкцноинрования
функциональная структура СКУЭ ГО предс1ав-ленапарне 49 10
Информационная подсистема осу щсс гвляе i сбор и первичную обработку информации о состоянии оборудования Класс ючности измерений в нормальном режиме должен быть ие менее 1 %, а в аварийном — не более 3 % (весь тракт измерения oi датчика до оюбражения параметра) При аварийных режимах ввод информации по каждому измерительному каналу дол жен осу шее i вая ться с дпе-крс!нос!ыо порядка I мс, в нормальном режиме AiiCKpeiiiocib ввода параметров 0,5—1 с
ПоОсистема учета электроэнергии обеспечивает учс! вырабатываемой электрической энернш нее расходование на собственные, производи венные н хозяйственные нужды Данные подспсюмы используются для расчета технико-экономических показателей работы станции и должны передаваться но каналам связи в энергосбытовые организации и диспетчерские пункты энергосистемы Рассматриваемая подсистема должна удовлетворять требованиям, иредт.являемым к АСКУЭ Программпо-аппаразные средства должны реалнзовыва!ь задачи, ipajuimioniio решаемые средствами АСКУЭ (градации но i руинам, расчет получасовых мощностей, накопление данных по электроэпер! пи в различных временных интервалах, расчет баланса мощности и электроэнергии и г п )
Подсистема диагностики оборудования определяет ею ресурс, выявляет тенденции ухудшения эксплуатационных парами ров технологического оборудования для своевременною вывода в ремонт Опа включает в себя подепс1сму сбора данных и эксперту ю подсистему Ввод электрических
параметров и параметров вибрации оборудования должен производиться с дискретностью не более 1 мс Ввод неэлекгрических параметров может производиться с часгоюн пс более I 1 ц
Поосистема защиты, управления и регулирования выполняет функции релейной защиты и авю-матики (РЗА), обеспечивает дистанционное управление электрооборудованием, непосредственно воздействуя иа энергешческое оборудование К ней предъявляются повышенные требования по надежности и быстродейывню
Функции РЗА выполняются децентрализованными для каждого присоединения пли состава оборудования одного функционального назначения и выполняются в виде автономных микропроцессорных устройств (терминалов)
Функциональные нодсноемы СКУ могут интегрироваться как па уровне сбора данных (например, использовать один п те же д<н чпкн, устройства ввода сигналов, каналы связи), гак и на уровне анализа и обработки данных (использовать один и те же вычислительные средства и системы представления данных)
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ 111 1ФОРМАЦИОН1IUL УРОВНИ
13 структуре современной СКУ нужно виде |ять функциональные уровни сбора, обработки, передачи н отображения информации
Уровень датчиков (преобразователей аналоговых и дискретных сигналов) — самый нижний уровень системы 13 зависимости от решаемой задачи да!чики должны преобразовываю вводный шина.! с требуемым быстродействием В качес!ве преобразователей электрических величии (ток, напряжение, мощное!!., частота), измеряющих их дейо-вующее значение, используются преобразователи с нормированным выходом серин Е-800 Время преобразования составляет более 500 мс Преобразователи этой серии усишавливаюгся для измерения параметров стационарных электрических режимов Для измерения аварийных режимов требуется применять преобразователи с малым (0,1 -I мс) временем преобразования и с линейной проходной ха-
Рис. 49.10. Функциональная структура СКУЭТО
иП'ОШТИЗЛЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ [Раад.49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ 
754
рактеристпкой во всем диапазоне изменения входных сигналов В качестве преобразователей мгновенных значений электрических величин могут использовал вся, в частности, преобразователи серин ЭП-8000 с нормированным выходом. При измерении неэлектрических параметров только для виброконтроля электрических машин требуются преобразователи, имеющие быстродействие порядка 0,2 мс, для остальных параметров используются преобразователи с быслродействнем 0,5—I с. В качестве датчика дискретных сигналов используется, как правило, «сухой» контакт (из схем управления, релейной зашиты и автоматики).
Уровень устройств ввода сигналов и вывода команд управления. Па данном уровне аналоговая и дискретная информация, поступающая от датчиков, преобразуется в цифровую, обрабатывается и по каналам связи передастся па верхние уровни системы контроля и управления С верхних уровней СКУ в цифровой форме передаются команды управления оборудованием.
Устройства свяли с объекгом (УСО) представляют собой программируемые микропроцессорные контроллеры. В зависимости ог требуемого быстродействия должны обеспечиваться быстрые процедуры обслуживания прерываний в гарантированным временем реакции (до 5 мкс) и гибкое взаимодействие между программными модулями Для решения задач лиат иостики и регистрации аварийных процессов могут применяться контроллеры с мощными вычислительными ресурсами (на бате вттут-риблочных пищ VME, PCI тт лр ) и оперативной памятью до 64 Мбайт'. В этом случае помимо стандартных задач первичной обработки информации иа УСО возлагаются функции решения прикладных задач. При этом кардинально уменьшается время реакции системы иа события и может обеспечиваться уменьшение избы точности (сжатие) информации при ее передаче на верхние уровни управления Подобные контроллеры могут использоваться как одна из платформ для построения распределенной СКУ
На уровне сетей передачи данных обеспечивается передача информации между различными подсистемами СКУ одного или различных уровней иерархии. Как правило, для передачи данных используются последовательные каналы связи, обеспечивающие передачу информации между подсистемами, удаленными одна от другой иа расстояния от согеп метров (в пределах одного здания) до нескольких километров (в пределах предприятия).
Обмен данными на нижних уровнях СКУ обеспечивается на основе промышленных тюлевых сетей В качестве фншческой среды здесь чаще всего используются физические пары или волоконно-оптические кабели При этом сеть передачи данных, как правило, имеет шинную елруктуру, а скорость
передачи может достигать 12 Мбит/с (сеть Profit»-DP) При ном нужно отменив преимущество данной сети как септ с детерминированным временем доступа, что очень важно для построения сипев жесткого реального времени.
Обмен данными на верхнем уровне СКУ осуществляется с использованием локальных вычислительных сетей общего назначения (например,тити (Past) Ethernet). В качестве физической среды передачи данных используются коаксиальные экран» рованные кабели типа РК-50, волоконно-оптито скне кабели, а также витые пары При использои-нии современной сетевой аппаратуры обеспечим-ется скоростт. передачи данных 100 Мбит/сиболее.
Уровень обработки и представления инфор№\ ции пользователям является верхним уровнемСКУ. Его техническую основу составляют высокопров-! води тельные ЭВМ, объединенные в локальную»-числительную сеть. На лом уровне решаютепм-числительные п информационные задачи, атаки обеспечивается человеко-машинный интерфейс.
Важной частью системы является подсистем анализа информации, в особенности результатов per ист рации аварий. Потребителем результатов анализа является персонал элсктроттеха Вфункшп этой подсистемы входит определение характер»! стик аварии, в том числе спектральный анализ, формирование векторных диаграмм, определение симметричных составляющих, определение меси повреждения, анализ правильности действия устройств РЗА тт оперативного персонала.
Технологическая сигнализация обеспечивает| извещение оперативного персонала о возникши-1 нии нарушений в работе ЭГО, о срабатывании в-соматических устройств, срабатывании защит о т.п. Сигнализация подает сигналы предупреди-! тельные об отклонении о г установленных предеи I от дельных параметров; об аварийном отклонении парамет ров, срабатывании тащит; о действии блокировок и автоматики, об обнаруженных неиспри-иостях технических средет в, входящих в систему.
ГРЕБОВАНИЯ К СКУЭТО
Требовании по надежности. К СКУЭТО предъявляются жесткие требования по надежности выполняемых ею функций Это определяется включением в состав задач системы управляющих функций, выполняемых в реальном масштабе времени,11 том числе тт при возникновении аварийных ситу» ций, и прежде всего функций, связанных с зашито! I оборудования
Для обеспечения приемлемой надежности системы контроля и управления помимо традиционных методов повышения надежности вычислитель! пой техники можно использовать, в частности,следующие методы:
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
§ 49 3]	ПРОЦЕССАМИ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ П ПОДСТАНЦИЯХ	755
децентрализацию системы.
применение отказостойкнх управляющих комплексов,
эффективную систему диагностирования и восстановления,
создание общего и специального программного обеспечения высокой надежности
Децентрализация системы управления (как функциональная, так и топологическая) существенно повышает ее надежность, так как при отказе части подсистем системы управления объект может продолжать функционировать с пониженной эффективностью
Отказостойкие системы — это системы, все элементы которых резервированы Если резервируются не все элементы системы, то такая система является частично о!казостонкой
Основными характеристиками отказостойкнх систем, определяющих их надежность, являются
кратность резервирования, те количество взанморезервттрутощих каналов,
полнота резервирования
полнота контроля, т е доля аппаратуры, отказ которой выявляется контролем.
наличие системы диагностики, которая указывает место отказа, что уменьшает время восстановления системы,
режим эксплуатации (сменность) обслуживания,
средства борьбы с помехами
Эффективная система диагностирования и восстановления должна обеспечивать
выявление отказов сразу после их возникновения.
выявление мест отказов,
автоматическое формирование управляющих воздействий для восстановления работоспособности п исправности системы.
сохранение информации, констант и программ в энергонезависимой памяти,
выдачу оперативному персоналу необходимой информации для восстановления работоспособности н исправности системы
Должен обеспечиваться автоматический перезапуск (рестарт) автомаптзироваппой системы управления в следующих случаях
при аииаратурпо фиксируемом длительном запрете прерываний,
программно фиксируемом наличии искажений системных таблиц операционной системы,
прекращении обновления данных.
обращении к запрещенным страницам или областям памяти,
пропадании и восстановлении питания и т п
Время автоматического рестарта должно быть не более I с на верхнем уровне управления и 5 мс — ва нижнем
Технические средства системы контроля управления должны сохрани! ь работоспособность в условиях реально действующих при нормальной эксплуатации оборудования элсктромат ншных помех
В 1 ПК должна применяться современная мало-погребляюшая (не требующая принудительного охлаждения) элементная база Устройства ПТК по надежности должны соответствовать 1 ОСТ 4 145—85 и ГОСТ 27 003—90 (рассма|рнваегся надежность устройств как самостоятельных изделий, без учета влияния надежности внешних цепей датчиков и цепей внешних источников электроснабжения)
По числу возможных состояний (но работоспособности) устройс!ва ПТК должны относиться к изделиям 2-го вида по 1 ОС Г 27 003—90 Кроме того, все устройства ПТК должны от носиться к устройствам, которые в процессе эксплуатации требуют технического обслуживания
Значения показателей падежное!и для устройств, входящих в П ГК, должны соответствовать следующим
Средняя наработка па шкаэ сменного элемента, тыс ч	100 125.
Среднее время воеоановления (замены сменного элемента), ч	0,5—1
Средний срок службы сменного элемента до кашпельнтно ремонта.
юлы	12—14
Средняя вероятность о!каза в срабатывании устройства за юл (при появлении требования)	1  К) 5 1  И) 6
Параметр итога ложных срабаш ваний устройства в год (при отсутствии 1ребования)	1 • 10 6 1 •10 7
Требовании по элсктробсзонаспости. ПГК должны соо!ветс!вовагь нормам ГОСТ 12.2 007 0— 75, ГОСТ 12.2.007.6—93 и ГОС1 12 2.007 7—83
Но способу защиты человека устройства I11К должны относиться к классу 01 (I ОСТ 12.2 007 0— 75, и 2 1) Уровень расположения opiaiioB регулирования уставок, а также приборов, по которым может производиться течет параметров, должен находиться в пределах, укащнных и п 3 4.10—3 4 14 I ОС 1 12 2 007 0 -75 Сопронпт leone пюляции пеней в пределах одного уоройсгва должно быть не менее 100 МОм Вее контактные вводы-вывозы устройств П1 К, имеющие напряжение свыше 26 В, должны быть защищены oi случайною прикосновения, а шкафные изделия I П К должны иметь болт для подключения зашитого заземления к общему контуру заземления но 1 (К. 1 12.1030- 81 Непрерывность защитною заземления обеспечивает ГОСТ 12.2.007.7—83 При этом электрическое сопротивление, измеренное между болтом для зазем-
756	АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ [Рам 49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
лення и любой металлической частью, подлежащей заземлению, должно быть не выше 0,1 Ом.
Требовании к электрической прочности изоляции. Аппаратура ПТК по прочности элек1риче-скоп изоляции должна удовлетворять требованиям ГОСТ 30328—95 (МЭК 255-5—77).
Электрическая изоляция каждой из входных или выходных независимых цепей устройств ПТК по отношению ко всем остальным независимым цепям и корпусу должна, как правило, выдерживать без повреждений испытательное напряжение с действующим значением 2,0 кВ частотой 50 Гц в течение I м НН.
Элемрпческая изоляция внутренних измерительных и логических цепей, а также цепей цифровых связей с внешними устройствами с номинальным напряжением не более 60 В (гальванически не свя|анных с другими независимыми цепями) относительно корпуса и других независимых цепей должна выдерживать без повреждений испытательное напряжение с действующим значением 0,5 кВ частотой 50 Г ц в течение 1 мин.
Электрическая изоляция каждой из входных и выходных цепей устройств НТК по отношению к корпусу и другим независимым цепям должна выдерживать без повреждений ipn положительных и три отрицательных импульса испытательного напряжения, имеющих следующие параметры:
Амплитуда 5 кВ с допустимым О1клопенпем ............ .. .. 10%;
Дли 1елыюс1Ы1ереднего фронта, мкс ... 1,2 + 30 %; Длительность полуспада заднего фронта, мкс .	....	.50 + 20%.
Длительность интервала между импульсами, с. не менее .	. 5
Элек|рпческая изоляция внутренних нзмерп- ельных и ЛО1ПЧССКНХ цепей, цепей цифровых связей с внешними устройствами с номинальным напряжением не боле 60 В (гальванически не связанных с другими независимыми цепями) относительно корпуса, соединенного с другими независимыми цепями, должна выдерживать без повреждений три положительных и три отрицательных импульса иены Нагельного напряжения, имеющих следующие
параметры:
Амнлшуда 1,0 кВ с допустимым отклонением, %.................... 10
Длительность переднего фронта, мкс ... 1,2 + 30 %
Длительность полуспада заднего фронта, мкс........................ 50	+ 20 %
Длительность интервала между импульсами, с. не менее .	5
Требования по помехозащищенности. Устройства 11 ГК в отношении стойкости к внешним и
внутренним помехам должны соответствовать требованиям ГОСТ 29280—92.
При испытаниях на помехоустойчивость должен применяться критерий А качества функции» роваппя аппаратуры, те должно обеспечивала нормальное функционирование без сбоев. Испить ния должны проводиться при поданном операм-ном напряжении с приложением испытательны! воздействий по 3-му или 4-му классу
Метрологические требования. Используем» измершельные средства ПТК должны быть виссоны в Госреестр РФ как средства измерения, за исключением тех устройств, коюрые являются средствами индикации, при пом должна обеспечивалI ся точность измерений согласно РД 34 11.321—% «Нормы погрешнее ш измерений технологически параметров тепловых тлек1ростанцпй и пол-станций».
СКУЭТО НА БАЗЕ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УС ТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
В настоящее время существуют многофункшю-зальные микропроцессорные устройства, которые, выполняя функции релейной защиты, одповремев-но решают многие задачи автоматизации управления энергетическим оборудованием. В частного, такие комплексы производятся фирмами АВВ, «Siemens», «Merlin Gerin» и др. Они строятся иаоснове автономных микропроцессорных устройств,| которые объединяются в систему при помощи последовательных коммуникаций. К ним можноотне-сти устройства защиты генераторов; двигателей, трансформаторов и рсакюров, шин, линий эта-тропередачи (110 кВ и выше); присоединений6,Ц 35 кВ, а также центральные координаторы сипи управления и контроля ( процессоры связи серверы сбора данных)
Устройства релейной защиты объединяютс датчиками и интегрируются с УСО. Они максимально приближены к объекту (вплоть до установ-ки в релейных отсеках КРУ), при этом достигается значительная экономия кошрольных кабетей Помимо функций традиционной релейной защип реализуются функции регистрации аварийных электромагнитных процессов, АПВ, блокирови включения выключателя, определение места повреждения, дистанционного изменения уставе! РЗА. Микропроцессорные устройства релейной» щиты выполняют также следующие функции измерения и контроля:
контроль направления вращения фаз; измерение токов фаз в нулевом проводе, измерение напряжений фаз относительно земл; измерение активной, реактивной и полно! мощности;
измерение частоты;
АВ ГО МАГИ Я1РОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
ПРОЦЕССАМИ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
757
§49.3]
контроль времени срабатывания выключателей.
измерение cos<p
Одним из главных достоинств микропроцессорных устройств РЗА являются развитые средства диагностики (с использованием как аппаратных, так и программных средств) самих устройств. В результате обеспечивается быстрое и эффективное предотвращение случаев неправильной работы устройств релейной защиты и автоматики.
Процессоры связи и серверы обеспечивают совместную синхронную работу всех устройств РЗА, з также осуществляют обработку информации, расчеты, ведение отчетов и архивов. Для решения указанных выше задач к ним могут подключаться рабочие терминалы (дисплеи) с высокой разрешающей способностью, полной графикой, системой X-Wmdows, позволяющие вести дистанционное управление электрообору юванием, осуществлять визуализацию осциллограмм аварийных процессов, протоколов событий, отражающих срабатывание РЗА.
Серверы сбора данных должны интегрироваться с другими микропроцессорными системами (например, с АСУТП тепломеханической части) на основе открытых сетевых стандартов TCP/IP, NetDDE и др
При реализации СКУЭТО па подстанциях для связи с низовыми устройствами можно использовать существующие последовательные низкоскоростные каналы связи, такие как шина SPA (скорость передачи 9600 бит/с) системы АВВ и шипа связи I CG (скорость передачи до 19 200 бит/с) системы «Siemens» 11а электростанциях закие скорости передачи неприемлемы, так как обьем информации существенно больше. В настоящее время фирма АВВ работает над подключением низовых )стройств к I ON-шипе (скорость до 1,2 Мбит/с), а «Siemens» проводит работы по подключению терминалов защиты н интеллекту альиых датчиков к шине Profibus-FMS (скорость до 500 кбит/с).
Для решения задач диагностики генераторов, трансформаторов, электродвигателей и другого станционного оборудования необходимо использовать помимо электрических и неэлектрические параметры. такие как давление, температура, расход итд. Ввод в систему этих параметров должен осуществляться отдельными УСО.
Базовое прозраммное обеспечение, поставляемое западными фирмами, не предусматривает диагностику электрооборудования (за исключением диагностики выключателей) и ввод пеэлектрических параметров от специальных УСО.
СКУЭТО НА БАЗЕ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ ПРОГРАММИРУЕМЫХ КОН ГРОЛЛЕРОВ
В случае применения традиционных устройств релейной зашиты, автоматики и схем управления оборудованием для реализации функций АСУ на уровне УСО могут использоваться микропроцессорные программируемые контроллеры Микропроцессорные контроллеры имею) модульный принцип построения и обеспечивают
сбор и регистрацию в реальном маенпабе времени информации об аварийных и установившихся электромагнитных процессах,
регистрацию и анализ последователыюстн срабатывания устройств РЗА;
автоматизацию диспетчерского управления:
контроль качества электроэнергии на питающих шинах с учетом энергопотребления:
оптимизацию качества напряжения и режимов потребления электрической энергии,
автоматический контроль и диагностику электрооборудования.
Микропроцессорные контроллеры составляю! основу нижнего уровня системы контроля и управления В качестве примера таких систем можно привести телемеханический комплекс ТК-ИЗ (г. Нальчик), модернизированный телекомплекс ГРАНИТ (г Житомир), контроллер телемеханики SMART КП (разработка ИДУ ЕЭС России и RTSot’t ) и др
Микропроцессорные кош роллеры имеют в своем составе УСО и обладают значительными вычислительными ресурсами. По ному обеспечивай ся возможност ь переноса диагностических задач с верхнего уровня АСУТП на уровень УСО Информационная емкость УСО составляет 48- -196 вхо t-ных аналоговых сигналов (гок, напряжение и т.л.), 64—256 входных дискретных сигналов (положение выключателей, срабатывание РЗА и т д.). УСО обеспечивают вывод 16— 128 команд телеуправления объектами (выключателями). Кроме того, возможно подключение преобразователей пеэлектрических величии (для систем диагностики)
УСО могут располагаться в помещениях КРУ, на ОРУ и г.д, i.e в зех распредустройствах, где находится данное присоединение, что дает экономию контрольных кабелей.
Для регистрации аварийных процессов ipc-бу-ется применение специальных быстродействующих преобразователей, установленных во витринных цепях присоединений Некоторые УСО имею! возможность прямого включения во вюричные ш-мернтельные цепи.
АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ [Рам 4!
ЭЛГКТРОЭНЕРГЕТИЧЕС КИМИ СИСТЕМАМИ V
758
Таблица 49 21 Перечень аналоювых сигналов
Параметр	Количество каналов	Цикл опроса
Напряжение статора, мгновенные значения	3	0,5 мин
Напряжение пулевой последовательное i и	1	0,5 мни
Гок ciaiopa, фазы А. В. С. мтовен-ные значения	3	0,5 мин
Ток нулевою провода	1	0,5 мин
Ток ротора	1	0,1 с
Напряжение роюра	1	0,1 с
Напряжение колен относительно 1емлп	2	0,1 с
Температура с зержией обменкп статора	9	1 с
1 емнерагура сердечника статора (дно па jaj	9	1 с
1емнература холодною таза	4	1 с
Гемперагура горячего raia	4	I с
Гемперагура холодной ноты на входе в газоохлалителп	1	1 с
TeMiiepaiypa 1 оря чей воды на выходе из гаюохлалшеля	4	1 с
Темпера!ура холодною воздуха па входе в нпп киш роля и автоматики (ЩГА)	1	1 с
Темпера!)ра юрячею воздуха па выходе из 1ЦКА	1	1 с
Темпера ту ра бабой га в клады 11 ia подшипника, сторона гепсраюра	2	1 с
Гсмпература баббита вкладыша полтинника, сторона турбины	2	1 с
Гемперагура масла на сливе в слив-пом наг рубке подшипника, сюрона тенораiора	1	1 с
Гемперагура масла па сливе в сливном патрубке подшипника, сюрона турбины	1	1 с
leMiieparypa баббита вкладышей уплотнений	4	1 с
Температура масла на входе в уплотнения и подшипник генератора	1	1 с
Температура окружающей среды	1	1 с
Давление технической воды на входе в юзоо.хладитсли	1	1 с
Давление юхппческип во ты на вы ходе из га юохяали гелей	4	1 с
Перепад давления водород масло	1	I с
Давление водорода в генераторе	1	I с
Атмосферное давление	1	1 с
Mncioia водорода в корпусе 1урбо-гепера гора	1	1 с
Расход технической воды па газоох-ладшели	1	1 с
Виброскорости подшипников статора	6	0.5 мни
Влажность водорода (точка росы)	1	1 с
Измеритель частичных разрядов обмотки ci агора	1	*
Измсршель излучении па ралиочас-roiax	2	
Измершель сопротивления изоляции обмотки ста юра	1	*
НГК СИСП-МЫ КОШРОЛЯ и диагностики! ТУРБОГЕНЕРАТОРА
Автомат нитронинная система контроля и диагностики турбо! оператора предназначена для контроля и диагностики зурбот оператора в процеся ею "жсплуаз ацип п должна выполнять функции: J
измерения и фиксации коп копируемых параметров,
обработки результатов измерений и расчет! вычисляемых параметров в реальном масштабе времени,
контроля параметров по четырем уставкам-верхней и нижней, предупреди тельной и аварийна! сигнализации,
архивирования результатов измерений с глуЯ ной пс менее 1 мес с передачей архивной информа] цип в АСУ ГН верхнего уровня как по запросу,Я и циклически.
санкционированною нзменетшя режимов работы системы и уставок
рет истратит параметров,
лиат IIOC111K11 состояния обмотки рот оран статора, злектрическото, теплового н механического небаланса ротора, подстуловой тт толяцип и цепейви-буждення, утечек водорода из корпуса, активно! стали статора, тазоохладытелен тт вкладышейводо-1 родных уплотнений, ат дивных частей и давзевнт водорода в корпусе,
расчета и построения диатраммы мощности учетом температуры охлаждающих сред,
передачи измеренных, рет истрируемьх и п-числительных параметров в локальную вычислительную сеть Ethernet или Profibus-FMS для серк-| ров АСУТП тт станнин лиат посгикн,
отображении измеренных и вычисленныхот-I рамстров турбогенератора тта встроенном TFT-мониторе. операторских станциях тт станции диагностики
Эта система выполняется как мттотоуровива открытая, иерархическая человеко-машинная система распределенною управления тт централизованного контроля, работающая в реа тьноммвеипй бе времени и обеспечивающая тффекгивный контроль режима работы турботоператора тт диапя стику его состояния с целью предупреждения рг> пития аварийных состояний
Коп троллеры обеспечивают
покаиалыту то т альваиоразвятку не менее 1,5кВ;
уровень подавления помех не менее 80 дБ; I прямой ввод сит налов от траттсформаторовтоп и напряжения;
цикл контроллера по нпбропараметрам импкИ венным значениям тта уровне 0,2—I мс
В табл. 49 21 — 49 23 представлен перечеиькоя-тролпруемых параметров и сигналов
Г Г с
Г 5 К II С Тт п ср С| С| П1 ст П| ко Сг pai ми
ЩИ]
ГОС',
вам гии «ЕЭ
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
ПРОЦЕССАМИ ПА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
§49 3]
759
Таблица 49 22 Перечень дискретных сигналов
Параметр	Количесгво каналов
Наличие жидкое i и в корпусе	3
Выход давления водорода в корпусе за допустимые пределы	2
Появление водорода в токопроводах и подшипниках	4
Понижение час готы водорода в корпусе	1
Состояние насосов (включен/отключен)	5
Контроль но.тегуловой изоляции	Уточняется при проектировании
Примечание Цикл опроса 5 мс. тип сигнала — потенциальный или сухой контакт напряжением 24 В постоянною тока, общий «+» или «-» в любых сочс>а-ииях
Таблица 49.23 Вычисляемые параметры
Наименование параметра	Единица измерения
Мощность активная	МВ-А
Мощность реактивная	Мвар
Частота генератора, расчетное значение	Гц
Полная мощность	МВ  А
Угол вектора полной мощности	рад
Коэффициент мощности cosrp	-
Напряжение статора, средние значения	в
Средний ток статора	кА
Ток обратной последовательности	А
Превышение температуры меди в стержнях обмотки статора	°C
Средняя температура горячего газа	°C
Средняя температура холодною 1аза	°C
Превышение iCMiiepaiypw активной стали	°C
Превышение температуры воздуха в корпусе	°C
Спектральные составляющие виброна-раме1ров в соотве1сгвии с требованиями днаг постическнх алгоритмов	мм/с
ПТК АСКУЭ
ПТК АСКУЭ должен соответствовать следующим нормативным документам.
Правилам учета электрической энергии. Главгосэнергонадзор России, 1997;
Типовым техническим требованиям к средствам автоматизации контроля и учета электроэнер-п|и и мощности для АСКУЭ энергосистем. РАО «ЕЭС России», 1995;
Типовой iiucrpyKLUiii но учету элек|роэиер|пи при ее производстве, передаче и распределении (РД 34 09.101—94). РАО «ЕЭС России».
ПТК АСКУЭ предназначен для рабогы в составе периферийных устройств сбора и передачи данных (УСПД) Он должен обссиечива) ь сбор первичных данных об nicKipo'Tiiepi пн и мощности от имеющихся на станции периферийных устройств АСКУЭ, накопление, обработку, храпение и ото бражепне лих данных, а также передачу накопленных данных в локальную вычисли гольную сеть и но гелекоммутшкацпопному каналу в нейтральное вычиелшелыюе ycipoTiciBo (ЦВУ)
Контроллер должен функционировать в следующих режимах
без обмена информацией с локальной вычислительной сетью и ЦВУ,
с обменом информацией с локальной вычисли  ельпой сетью и ЦВУ
с обменом информацией с локальной вычисли тельной сетью,
с обменом информацией с 1(ВУ
При рабоге в режиме обмена информацией с ЦВУ сеансы связи могут происходить
спорадически (по запросу оперт ора ЦВУ), при эгом должны передаваться любые запрашиваемые расчетные параметры, с указанием времени и дат их образования, а также служебные параметры,
периодически (по автоматическому ганросу с ЦВУ)
При рабоге в режиме обмена информацией с локальной вычислительной сетью сеансы сняли должны происходим, автоматически по инициативе сети, при лом должны передана! ься все расчетные н служебные парамо ры из |абл 49.24.
При рабою в локальном режиме оюбражепие расчетных и служебных парамо ров должно осуществляться с помощью встроенною пульта управления
Контроллер АСКУЭ должен соооЯ1Ь id блока обработки и передачи информации, обеспечивающего выполнение возложенных па нею функций, и кроссового блока, обеспечивающего удобное подключение к устройству внешних линий свят и питания.
Блок обработки и передачи информации должен включать в себя следующие функциональные модули:
программируемый логический кошроллер, обеспечивающий прием информации ог устройства сбора данных (УСД). накопление, обрабо1ку и хранение этой информации' интерфейсы передачи данных в каналы связи; формирование и коррекцию системного времени и календаря,
пульт оператора обеспечивающий ввод, запрос и отображение информации;
модуль электропитания.
760	АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Рам 49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
Таблица 49 24 Параметры АСКУЭ
№ п/п	Параметра	Срок хранения	Периодичного передачи
	Данные, вычисляемые по каналам и группам		
1	Расход элек1роэнергии с начала текущих суток нарастающим шотом но	I мес	I раз в сутки
	часам суток		
2	Расход электроэнергии с начала текущего месяца на конец суток	I мсс	I раз в сутки
3	Расход электроэнергии за прошедший месяц в часы ночною провала	1 мсс	1 раз в сутки
4	Расход элскт роэнерг ии за прошедший месяц в утренний ник рабочих дней	1 мсс	I раз в месяц
5	Расход электроэнергии за прошедший месяц в вечерний пик рабочих дней	1 мес	1 раз в мест
6	Расход элекгроэ перги и за прошедший месяц в дневной полу пик рабочих дней	1 мес	1 раз в месяц
7	Расход электроэнергии за прошедший месяц всего	1 мес	1 раз в месяц
8	Расход элек1роэиер| ии за прошедший квартал в часы ночною провала	1 квартал	1 раз в месяц
9	Расход электроэнергии ia прошедший квартал в утренний пик рабочих дней	1 киаргал	1 раз в месяц
10	Расход электроэнергии за прошедший квартал в вечерний пик рабочих дней	1 квартал	I раз в месяц
11	Расход электроэнергии за прошедший квартал в дневной полупик рабочих дней	1 квар|ал	1 раз в месяц
12	Расход электроэнергии за прошедший квартал всею	1 квартал	1 раз в месяц
13	График средних получасовых мощностей за прошедшие сутки	1 мес	1 раз в сутки
14	Средняя мощность за предыдущие 3 (5) мин	2 ч	1 раз в 3(5) мин
15	1 рафик средних трех мн путных мощностей за предыдущие 2 ч	2 ч	По запросу
16	Максимальные (усредненные на получасовых интервалах) мощности но суткам предыдущего месяца в утренний пик рабочих дней	1 мес	1 раз в месяц
17	Максимальные (усредненные на получасовых интервалах) мощности но суткам предыдущею месяца в вечерний пик рабочих дней	1 мес	1 раз в месяц
	Параметры, вычисляемые по каналам		
18	Число, эквивалентное показаниям счетного механизма глектросчетчика		По запросу
	Служебны е параметры		
19	Номера неисправных каналов по суткам месяца	1 мес	Па запросу
20	Перерывы питания по суткам месяца (признак, часы, минуты, секунды начала и конца)	1 мес	По запросу
21	Доступ в память ии тег рационного контроллера (признак, часы, минуты, секунды, число, месяц, год)	1 мес	По запросу
22	Коррекция системною времени от ЦВУ или от локальной вычислительной	1 мсс	По запросу
	сети		
Конструкция контроллера АСКУЭ должна обеспечивать пломбирование блока обработки и передачи информации и кроссового блока для исключения несанкционированного изменения информации
Контроллер АСКУЭ должен обеспечивать автоматическое тестирование функциональных узлов и модулей при включении в работу и периодически 1 раз в 30 мин с выдачей информации о результатах тестирования с помощью светодиодных индикаторов или пульта оператора
Контроллер АСКУЭ должен выполни ib ряд информационных и сервисных функций Информационные функции
сбор и накопление первичных данных об электроэнергии и мощности;
обработка полученных данных в соответстив с заданными алгоритмами,
хранение информации, передача накопленных данных в локальную вычислительную сеть и ЦВУ.
отображение информации на пульте оператора, выработка текущего системного времениип-лендаря.
Контроллер должен обеспечивать сбор первичных данных от 32 УСД по интерфейсу «токовтяпиля» Каждый УСД собирае! информацию от 16мя-тросчегчнков Буфер пакой тения первичных данных должен быть достаточен для вычисления расчетных параметров, перечисленных в табл 49.24
АВ1ОМАГИЗИРОВ41111ЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
ПРОЦЕССАМИ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
§493]
761
Передачу накопленных данных в локальную вычислительную сеть и ЦВУ необходимо осуществлять с периодичностью, указанной в табл. 49.24 Запрос иа передачу информации и коррекция системного времени по коммуникационным каналам должны осуществляться либо от ЦВУ, либо через локальную вычислительную сеть.
ОБ1ЦЕСТЛНЦИОНПЫЙ УРОВЕНЬ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТЬЮ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
В иерархической структуре управления электростанцией общестапциопная часть системы контроля и управления электротехническим оборудованием рассматривается как система верхнего уровня, координирующая работу блочных (локальных) систем управления, обеспечивающая оперативный и адмпиистратив|ю-1ехнический персонал информацией, необходимой для принятия решений
Назначение общее гапцпопиого уровня системы
1	Объединение всех структурных единиц системы управления общестанцноииого и локального уровней управления в единую систему управления электрической частью элек1ростанцпи
2	Обеспечение взаимодействия с вышестоящими системами управления (АСДУ энергосистемы)
3	Целенаправленное управление технологическим процессом производства н распределения электрической энергии в целом по электростанции
Управление производством и распределением электрической энергии заключается в следующем регулирование акшвиой мощности электростанции п ее распределение между агрегатами, централизованное ведение режима по напряжению и реактивной мощности;
защита и автоматика электротехнического оборудования,
операшвное управление коммутационной аппаратурой распределительных устройств повышенных напряжений и собственных нужд;
контроль режимов работы основного оборудования и оборудования общеетанцпопной части, включая диагностику.
представление информации оперативному п ремонтному персоналу.
регистрация аварийных состояний,
расчш гехнико-экогюмнческих показателей, ведение суточной ведомости и прочей отчетной документации.
хранение ретроспективной информации;
учет выработанной, потребленной на собственные нужды и отпущенной в энергосистему и потребителям энергии,
выдача рекомендаций оперт нвному персоналу по ведению режимов и ликвидации аварий
Вся информация, возникающая па гпгжпих уровнях системы и необходимая для контроля работы электротехническою оборудования и диспетчерского управления процессами вырабшки и распределения электроэнергии, постунаег па центральный щит управления (ЦЩУ)
Информация, собираемая иа нижнем уровне системы управления, фильтруе!ся и сжимас|ся по мере ее продвижения к верхнему уровню
На ЦЩУ воэла!аю1ся функции обеспечения коммутации в главной схеме электрических соединений станции, здесь концентрируется весь объем информации о работе элек|ро1е.хнпческого оборудования станции, в том числе находящегося в опе-pairiBiioM управлении других цехов, а >акже ещна-лизация о функционировании обшестагпшоппых устройств (циркуляционной насосной мазутоиа-сосиой, компрессорной, электролизерной и пр )
Оперативный персонал элек1роце.ха, расположенный па ЦЩУ, должен взаимодействова1ь с начальником смены станции (НСС). дпеиегчерами энергосистемы, оперативным персоналом энергоблоков (групповых щитов управления — 1рЩУ), общее|анц||о||пы.ми службами
Кроме того, оперативному персоналу электро-цеха, как правило, требуется управлять и >акими присоединениями, как выключатели абонешских присоединений напряжением 6 и К) кВ, трансформаторов собственных нужд, присоединений питания собственных нужд напряжением 0,4 -6, 10 кВ Управление выключателями организуемся таким образом, чтобы 11сключ111ь несанкционированный доступ и фиксировать действия оперативного персонала во время переключений
При насыщенности icxihihcckiimh средеiвами руководящая роль в управлении и кош роле сохраняется за человеком, который в новых условиях должен обладать самыми высокими психо ic.xiiiinc-скими данными
В соответствии с классом задач подбираю гея технические среде|ва с требуемой реакцией па событие, обеспечивающие при этом минимальный расход кабельной продукции Последнее предполагает, что нрограммно-1СХ||цческий комплекс, используемый для автоматизации элешрпческой части, должен иметь выносные модули У СО
Представление информации. Управляющий зал (I (ЩУ. Г1ЦУ) современной системы управления является центром, откуда осущесчвляегся у ираилс-ние всей системой Расположение и число рабочих мест оперативного персонала зависят от степени автоматизации и сложности объекта управления
Инструментом управления процессами являются операторские управляющие станции, архшекгу-ра и программное обеспечение которых являются
762	АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Раш 49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕ ТИ ЧЕС КИМИ СИСТЕМА МИ 
достаточно i пбкими, так что па основе одного и того же компьютера могут быть реализованы различные варианты как для больших, так и для малых управляющих станции
В типичную систему управляющей рабочей станции должны входить один или несколько серверов, которые принимают и сохраняют данные о процессе, получаемые с помощью связных модулей, соединенных через системную коммуникационную шину Информация о процессе может быть доступна для отображения на операторских станциях, объединенных коммуникационной шиной Команды ог управляющих станций для воздействия па процесс передаются (возвращаются) через серверы на коммуникационную пишу. Управляющие станции могут создаваться па основе обычных Х-термпналов (графических терминалов для работы в системе Unix) или рабочих станций, имеющих до четырех дисплеев. Управление осуществляется непосредственно с экрана дисплея с использованием клавиатуры или мыши. Для обеспечения надежности в системе используются дополнительные серверы, в том числе для дублирования данных Допускается увеличение числа управляющих станций при включении в систему дополнительных серверов
Все компьютеры и коммуникационное оборудование выбираются из числа широко распространенных п доступных устройств, предназначенных для широкого спектра приложении Таким образом обеспечивается устойчивый аппаратный базис системы, открытый для будущих усовершенствований Системная открытость может быть использована для применения программного обеспечения, основанного на международных стандартах, таких как X-Windows, OSF/Motif, ГСР/1Р.
Пользовательский интерфейс оператора должен обеспечивать эффективное управление процессами без потери важных событий. Действия оператора, производимые им при наблюдении за параметрами процесса и реализации функций управления должны полностью соответствовать реальной ситуации Наконец, пользовательский интерфейс должен обеспечивать возможность просмотра деталей процесса, показывающих его поведение во времени, выход параметров процесса из допустимых пределов и важных для анализа процесса в целом. Пользовательский интерфейс для управляющих станций должен удовлетворять указанным выше требованиям. Он может базироваться па международном стандарте OSF/Motif, который определяет легкую для изучения оконную среду и расширенные интуитивные действия, или других с । ан дартах.
ApxiricKiypa Ц1ЦУ (ГЩУ). Верхний уровень системы кон ।роля и управления электротехническим оборудованием энергообъекта создается па
основе вычислительных средств с использованием современных сетевых технологий. Основу сиспнн контроля и управления па уровне ЦЩУ должна составлять вычислительная система, реализован™ виде фрагмента локальной сети обшестанционнйр уровня. Вычислительная система ИЩУ долга включать необходимое количество серверов и рабочих станций, а 1акже средства коллективной отображения информации. Для обеспечения поим-шейной надежности целесообразно предусмотреть дублирование основных технических средств системы, включая ЛВС
Вычислительная система ИЩУ (1'ЩУ)обеспечивает.
1.	Реализацию функций SCADA (АСДТУ)дарь пего уровня.
сбор п обработку данных, поступающих ш ЦВ(У, в реальном масштабе времени,
отображение необходимой информации наше-петчерском щите и рабочих станциях,
обеспечение эффективного человеко-машиини го интерфейса;
обеспечение поддержки оперативного персонь| ла в процессе принятия решений;
ведение расчетов режимов эцергетичесигя оборудования,
оптимальное управление электрической чь стью ТЭС.
2.	Ведение оперативной (реального времени) базы данных электрической части, включая:
создание базы данных измеряемых (дорассчя тываемых) параметров и событий;
ввод н корректировку иормативно-справочнв информации.
обеспечение сохранное i и данных в течение» данного времени,
обеспечение коллективного доступа к базе данных реального времени с рабочих станций;
обеспечение интерфейса с базой данных пр» приятия, включая информационное взаимодействие различных подсистем в составе интетрироия ной АСУ электростанции
Выполнение наиболее оттесненных фуниЛ резервирует ся с помощью традиционных средсп управления.
Структура вычислительной системы для ЦЩУ электрической час ги и юбражена на рис 49 II. |
В состав системы входят
два или более базовых вычислителя (сердар! приложений);
два сервера ввода-вывода технологически данных с блочного уровня, собственных uyxill ОРУ и др.);
рабочие места па базе персональных компьюЛ ров для оперативного персонала (начальник смет I электроцеха, начальник смены станции) и руда-водства электроцеха,
ЦЗТОМАТИЗИРОИАППЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
ПРОЦЕСС АМН Н. 1 ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ И ПОДС ТНЩИЯХ
§49 3]
163
Рабочее Рабочее
Каналы обмена данными
(телефонные, коммутируемые,
щк
Рабочее место
Рабочее место
выделенные, оптоволоконные)
Сервер
место
место
Каналы связи с системами сбора данных на уровне блоков, ОРУ, СН
Рис. 49.11. Струкчура вычисли тельном системы НПО
система отображения коллективного пользования, управляемая щитовым контроллером (1ЦК);
сетевые средства (мост) для обеспечения обмена данными с АСУТП тепломеханической части
Для повышения надежности системы управления электрической части оперативный контур управления Ц1ЦУ функционирует независимо oi компьютерных систем, объединенных в рамках ЛВС
К системе управления могут подключаться удаленные рабочие места па основе персональных компьютеров для инженерного персонала, осуществляющего эксплуатацию системы, и руководства электростанции
Для интеграции с АСУТП тепломеханической части предусматривается использование моста, обеспечивающего взаимную передачу информационных потоков между различными системами
Передача оперативных данных, требуемых для АСДУ ЦДП энергосистемы, может производиться как посредс гвом традиционной телемеханики, гак в через центр коммутации информации (ЦКИ), обеспечивающий включение интегрированной АСУ электростанции в информационную сеть нергосистемы.
Некоторые принимаемые сигналы проверяю! надостоверносгь, например ну гем задания доверительных интервалов пли иными расчетными способами Признак недостоверности сигнала отобража
ется на экранах операторских станций и фиксируется в архиве
В процессе первичной обработки дискретных сигналов устраняется влияние «дребезга», возникающего при замыкании и при размыкании контактов
При выводе оборудования в ремонт должна быть обеспечена возможность для оператора формировать запрет па ввод и первичную обработку coolветсIвуЮ1ЦНХ сигналов.
На работающем оборудонанпп устанавливается сигнализация, которая должна вклю-iaib
предупредительные сигналы об oikjiohciiiih за усыновленные пределы отдельных параметров (в том числе звуковая сигнализация),
сигналы об аварийном oikjiohciiiih иарамс1ров. срабатывании защит (в том числе звуковая сигиа лизания),
сигналы о дейс1впи блокировок и автоматики, сигналы об обнаруженных неисправностях технических средств I ПК
Регистрация событий .должна выявлять п осуществлять анализ происходящих в ГП К и па контролируемом объекте ситуаций. Все pei нстрируе-мыс события снабжаются меткой времени, отображаются па экранах операторских станций Данные о них накапливаются с помощью архивации информации (событийный архив).
764	АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Разд «
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
Должна быть предусмотрена возможность ре-1 исграцпп следующих событий:
выхода аналогового параметра за допустимые пределы и возврата в норму;
перехода аналогового параметра в недостоверное состояние и возврата в достоверное состояние;
команды управления от оперативного персонала и 1ГГК с регистрацией кода пользователя;
изменения состояния объектов управления;
работы аварийной и предупредительной сигнализации;
действия устройств релейной защиты и автоматики (РЗА).
Фиксируются дискретные изменения в объектах управления, заложенные в герминальных устройствах (отсутствие оперативного тока; изменение положения коммутационных аппаратов; изменение состояния устройства, находящегося под АВР, и др ). Фиксируются также сработавшие устройства защит с указанием признака (сигнальный орган, интегральный орган, сигнал на отключение) и запуск режима аварийного осциллографпро-ваиия.
Вся информация, которая должна фиксироваться в архиве, разбивается на группы, каждая из которых имес! свой период регистрации (например, 30 с, 1 мни и т.д.) Должна быть предусмотрена возможность произвольно задавать группу параметров (до 10 сш налов) с периодом регистрации, опрсде-ляемым пользователем.
Регистрация событий производится непрерывно по заданным сигналам, кроме сигналов с устройств, выведенных в ремонт («замаскированных» оператором).
Архивация и храпение информации должны обеспечивать накопление данных о ходе технологическою процесса за продолжительный отрезок времени Минимальный объем жесткого диска для хранения архива должен обеспечивать 100 Мбайт для хранения событий и 2 Гбайта для хранения осциллограмм. Эти данные могут быть использованы для последующего предоставления оперативному, административному и другому персоналу данных об истории протекания технологических процессов, развитии аварии, работе автоматики, действиях оператора, результатах расчета, нормативных и справочных данных, функциях и параметрах системы, а также для подготовки отчетной информации (ведомостей, протоколов, отчетов).
Помимо фиксированных протоколов должна быть обеспечена возможность формирования в режиме on-line (т.е. без переконфигурации системы) необходимых пользователю протоколов из любой имеющейся ретроспективной информации.
Анализ дейс1вия защит выполняется прежде всего па основе анализа осциллограмм, зафиксированных регистратором аварийных событий. Основ
ной анализ работы защш выполняется человекомв диалоговом режиме. В перспективе может был предусмотрена возможное и. использования и анализа специальных программ. совмес1имыхс(у-шествующими и обеспечивающих автоматически выполнение данной функции
Требовании к управляющим функциям. Дистанционное управление элек1ротехническю| оборудованием выполняется в соответствии со сложившейся структурой оперативного управлениям электростанции электродвигателями собственник нужд и прочими присоединениями, находящими в ведении машиниста котла или турбины,—посредством ПТК тепломеханической части наГЩУ и по месту с помощью традиционных ключейш ИЦУ, а присоединениями, находящимися в ведении начальника смены электроцеха, — посредством ПТК на ГЩУ и по месту с помощью традиционных ключей па ГЩУ Таким обратом, рабочие места оиерашвпого персонала электроцеха наби автоматизированных рабочих ПТК «АББ Реле-Че-боксары» устанавливаются па ГЩУ.
При переводе режимов управления электротех-ппческим оборудованием (местного, дистанционного) должна быи> предусмотрена программна блокировка, исключающая одновременное управление с нескольких рабочих мест
Размещение npoi раммио-апиаратнш средств. Низовые ус тройства РЗА, а также программируемые контроллеры монтируются  шефах и на панелях в соо1ветствц|| с установочный чертежами изделий или проектом
Низовые устройства РЗА напряжением 6—ЮкВ (типа SPAC-800 и др.) устанавлнваиися врелейнш отсеках ячеек КРУ, а низовые устройства РЗАтит REG и RET — на ГЩУ.
Низовые устройства сбора аналоговой и1 дискретной информации (нро|ра.ммируемые контроллеры) yeiaiiaBjniBaioiся по месту в КРУ 6кВ, Щ 0,4 кВ, ГЩУ, 1 РУ 10 кВ, процессоры связи—ы ГЩУ в отдельном шкафу пли на панели, а серверы — в отдельно выделенном помещении АСУ.
49.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕС 1 ПОВРЕЖДЕНИЙ j В ВОЗДУШНЫХ II КАБЕЛЬНЫХ СЕТЯХ
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Правила устройст ва элек i роустановок и Праш- I ла технической эксплуатации предусматривал I для определения мест повреждения (ОМП)ВЛиь пряжением 110 кВ и выше установку специальны! приборов па подстанциях, а для ОМП Ш напряжением 6—35 кВ — применение стационарных указателей поврежденного участка (при ми-дуфазных КЗ) и переносных устройств (при одно
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИИ В ВОЗДУШНЫХ
И К ШЕЛЬНЫХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
§49 4]
765
фазных замыканиях па землю). Кроме того, ряд директивных материалов и инструкций Минтопэнерго РФ [10—13] предписывает применение комплекса средств и методов ОМП. который позволяет:
радикально сократить время ОМП и транспортные расходы:
увеличить долю найденных неустойчивых повреждений, ликвидировавшихся после успешного АПВ, что при своевременном проведении профилактического ремоша предотвращает последующие аварийные отключения ВЛ,
уменьшить трудозатраты на обход линий за счет сокращения зоны обхода;
сократить время перерывов в электроснабжении и недоотпуск электроэнергии,
повысить готовность линий к работе;
уменьшить объем земляных работ при ремонте кабельных линий (КЛ);
сократить потери электроэнергии за счет ускорения ремонта одной из параллельных цепей, повысить надежность ВЛ и КЛ.
Средства и методы ОМП подразделяются на дистанционные (относительные), позволяющие указывать с некоторой погрешностью расстояние до мест повреждения (МП) от шин подстанции, и топографические (абсолютные, трассовые), позволяющие ориентироваться па местности и непосредственно определять МП.
Применяемые в энергосистемах России средства и методы ОМН приведены в табл. 49.25
ЛОКАЦИОННЫЕ ИСКАТЕЛИ
Принцип действия локационных искателей (ЛИ) основан на измерении времени распространения искусственно создаваемого зондирующего импульса от места установки ЛИ до МП и обратно. Расстояние в метрах до места повреждения оцепи-яается по формуле /= 0.5о /лр, где /лр— время пробега отраженного импульса, мкс; и — скорость распространения электромагнитной волны по линии. ДляКЛ v ~ 160 м/мкс, для ВЛ v ~ 296 м/мкс.
Неавтоматические ЛИ используются на КЛ и ВЛ после неуспешного АПВ и для контроля ВЛ перед включением. Прн успешном АПВ использование неавтоматического ЛИ (ПЛИ) невозможно. Подключение 11ЛИ к жилам и оболочке КЛ осуществляется непосредственно при соблюдении мер безопасности после отключения КЛ с двух сторон.
Подсоединение НЛИ к проводам ВЛ осуществляется через фильтры присоединения (ФП) и конденсаторы связи (КС) высокочастотной обработки, что позволяет производить измерения в любой момент, не требуя отключения липин Измерение /лр в НЛИ типов ИКЛ, Р5-1, Р5-5, Р5-8 и Р5-9 произво
дится па экране электронно-лучевой грубкн с использованием калибровочных временных меток.
Периоду калибровочных меток 2 мкс, например, сооз ветствует расстояние до Ml I для КЛ около 160 м, а для ВЛ 296 м. Зондирующие импульсы посылаются многократно периодически, чю обеспечивает получение иа экране ЛИ устойчивою изображения и отстройку от нерегулярных помех Час-гота повторения зондирующих импульсов не голжна быть кратной 50 Гц для отстройки ог регулярных индустриальных помех Отражение зондирующих импульсов происходит не только от МП, но и от всех неоднородное гей волнового сопротивления линии, ответвлений, пересечений ВЛ, муфт КЛ и т.д Это затрудняет использование ЛИ в разветвленных сетях напряжением 6—35 кВ
Технические данные ИЛИ ггггга 1*5-10
Диапазон дальности, км Длительноегь импульса мкс
0—0.3	0.05
0—1	0.1
0—3	0,3
0—10	1
0—30	3
0—100	К)
0—300	30
Погрешность измерения tl % дна газона дальиости
Для ОМП ВЛ используются затухающие высокочастотные колебания (радиоимпульсы) Для КЛ используются импульсы постоянного гока (видеоимпульсы) колоколообразной формы гиги единичные перепады напряжения. В ПЛИ тина Р5-10 измерение расстояния производится с использованием калиброванной в километрах задержки развертки по времени. Прибор обеспечивается ииганием ог аккумуляторов и может работать как на подстанциях, так и в полевых условиях. Его можно применять для ОМП не только КЛ и ВЛ напряжением выше 1000 В, но н сетей напряжением 0,4 кВ, внутренней проводки зданий, линий связи и т.н. НЛИ типа Р5-17 имеет память, микропроцессор и может настраиваться на различные параметры КЛ.
Неавтоматические ЛИ относительно дешевы и имеют массовое применение в энергосистемах. Автоматические ЛИ (АЛИ) запускаются от пусковых органов релейной защиты (рис. 49.12). Под воздействием команд блока управления БУ АЛИ осуществляет заданное число циклов зондирования (обычно от 8 до 16 циклов длительностью Т каждый) и останавливается, зафиксировав расстояние до места КЗ до начала разрыва дуги в отключающемся выключателе поврежденной ВЛ 11одсоединение генератора зондирующих импульсов осуществляется
АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ [Рам 4)
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМ. 1МИ
766
Таблица 49 25 Комплекс средств и методов ОМП на линиях >лектроперсдачи
Вид линии	Дне опционные средства и меюдыОМП		Топографические средства и методы ОМП	
	Наимено ва мне	Тип аппаратуры	Наименование	Тип аппаратуры
Воздушные линии напряжением 330 кВ п выше	Автоматические локационные нскаюлп Фиксирующие амперметры и вольтметры Фиксирующие омметры Подсистем ы интег риро-ванных систем управления 1 Цифровые осциллографы и регистра горы	Р5-7, ЛИДА ФИП. ФИП-1, ФИП-2, ЛИФП, ИМФ-2 ФИС.ИМФ-ЗС, МФИ-1, ФПМ-01, МИР-1 S1MEAS-R, REI.521 ПАРМА РП4 06, аура-s. -16, -32, «Черный ящик» РА-51М, ЦАО РЭС-01, «Бреслер»	Указатели опоры с поврежденной изоляцией Указатели гирлянды с поврежденной июлл-mieii	УПИ-1 УПГ-1М
Вода riiiiii.ic линии напряжением	110- 220 кВ	Фиксирующие омметры Фиксирующие амперметры и вольтметры Неавтоматические локационные искатели 11одсистемы пнте1 риро-ванных систем } правления Цифровые осциллографы и регистра горы	ФИС, ИМФ-3, МФИ-1, ФПМ-01. МИР-1 ФИП, ФИП-1, ФИП-2, ЛИФП, ИМФ-2 ИКЛ-5, Р5-1, Р5-5, Р5-8, Р5-9, P5-I0 REL-511 АУРА-8, -16, -32, «Черный ящик» РА-251М, 1 [АО РЭС-1, «Бреслер»	Указатели опоры с поврежденной изоляцией Указатели гирлянды с поврежденной изоляцией	УПИ-1 УПГ-1М
Воздушные линии напряжением 6 35 кВ	Фиксир' Кийис омметры Фиксирующие амперметры и вольтметры Подсистемы интегрированных систем управления Цифровые осцилло-। рафы и pel исграюры	ФМК-Ю, МФИ-1, ИМФ-1М, ФИС, МИР-1, ФПМ-01 ФИП, ФИП-1, ФИП-2, ЛИФП, ИМФ-2, ФПГ. фин, имФ-ю SPAC-801, СИРИУС «Механотроника»	Указатели поврежденного участка Переносные измерители тока или направления мощности нулевой последовательности при замыкании на землю	УПУ-1 «Поиск», УПЗ-1, УПЗ-2, «Зонд», «Волна», «Квант»
Кабельные линии напряжением 6— 500 кВ	Неавтоматические локационные искатели Петлевой, волновой,	емкостный, методы колебательною разряда	ИКЛ-5, Р5-1, Р8-5, Р5-8, Р5-9,	Р5-10,	Р5-17, РЕЙС-105Р	Индукционный, акустический, контактный методы	ГЗ-07, АИП-3, ГЗЧ-Т2, КАИ-77, ГИС-2, ГИМ-1, 100ГС-201, 81 С-101, ОПК-101, пт-Ю1, ПК-04, ПА-2, ГЗД УВЧ-35, АГ-01, SG-80, SG-600
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИИ В ВОЗДУШНЫХ
И КАБЕЛЬНЫХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ НЮО В
767
§494]
Рис. 49.12. Cipyi.'iypiia>i схема локационною иска 1 ели
ко всем |рем фазам (для работы при однофазных КЗ) поврежденной ВЛ
Использую1ся те же конденсаторы связи КС, фильтры присоединения ФП и высокочастотно затрещи гели ВЧЗ каналов связи и релейной защиты.
Генератор зондирующих импульсов выполнен на базе высокочастотного трансформатора, вюрпч-ная обмотка которого через ФП и КС подключается кфазам поврежденной ВЛ, а параллельно вюрпчной обмотке подключей часготозадающий копленсаюр Cj. При подключении заряженного конденсатора Спитк первичной обмотке в кошуре витринной обмотки возникаю! затухающие синусоидальные ко лебаппя с некоторой частотой которые и используются в качестве зондирующих импульсов (7.Ю11Т Длительность зондирующих импульсов в несколько десятков микросекунд столь мала, что не влияет па работу ВЧ-капалов связи и релейной защиты
При приеме детектирование отраженных сигналов осущеовляется по каждой фазе ошсльно в детекторах Д и только потом производится их суммирование При изменении порядка выполнения 31 их операций и суммировании отраженных сигналов до де1екгпрованпя может произойти их взаимное уничтожение из-за разных сдвигов по фазе.
Зондирующие импульсы, распространяясь вдоль проводов ВЛ, затухают с некоторой постоянной времени тл по экспоненциальному закону
Ц= Цое-'/Тл
Для компенсации этого затухания предусмотрена коррекция затухания усилителем с увеличивающимся во время ожидания отраженного импульса коэффициентом усиления Kf тоже по экспоненциальному закону с постоянной времени тус:
А,-А,ое
При тус = тл напряжение иа выходе мою усилителя в течение времени ожидания зондирующего импульса
(/,А'= Ц()А',ое '/тлс'/тус = (/,0А',0 = const, те. остается ирак|ически неизменным, что облегчает его авюмагическую обрабожу в блоке индикации
В АЛИ । пиа ЛИДА операция оценки расстояния / автоматизирована и orcnei иронiro'iiiгся в дискретной форме. Для ттого диапазон далыюси1 разбивается на 50 равных учашков (например, по 2 км для диапазона 100 км) Каждому учашку соотвегст вует ячейка, содержащая интегратор Иш и лампу индикации НИ После формирования очередного зондирующего импульса Иш ячеек последовательно с шагом по времени 2 % диапазона дальности подключаются к выхочу сумматора-усилшеля корректирующего затухание Последовательное подключение Инг осуществляется с помощью ключей К, переключаемых выходными импульсами распределителя импульсов РП, управляемою от iviicpaio-ра импульсов I'll Таким образом, каждая ячейка накапливает отражения от своего участка линии, соответствующего 2 % диапазона дальности Импульсы ог МП накапливаюгся в одной и юй же ячейке, им пульсы помех попадают в разные ячейки После окончания заданного числа циклов зондирования уровень накопленного сшиата в ячейке, соответствующей МП, выше, чем в друi их. В > юй ячейке и загорается сигнальная лампа. PaccioHiine /оценивается ио номеру загоревшейся лампы
ФИКСИРУЮЩИЕ АМН! РМГТРЫ И ВОЛЬТМЕТРЫ
Фиксирующие ампермщры и вольтметры (ФА и ФВ) предназначены для авто литического запоминания и измерения значения токов пти напряжений нулевой или обратной последовательности по коп нам ВЛ в режиме несимметричною КЗ. 11редусма1-рпвается блокировка ФА и ФВ после одпокраиюго действия, например, в цикле A1IB ВЛ Прибор деблокируется персоналом после снятия показаний. Зная параметры схемы замещения ВЛ и примыкающих сетей ио показаниям ФА и ФВ, решают задачу, обратную расчету токов и напряжений КЗ и находят место несимметричного КЗ В соответствии с [10] ФА и ФВ отнесены к Kaieropiin устройств релейной зашиты н противоаварийной авюматики Наибольшее распространение ФА и ФВ получили в сетях с заземленной иеГпралью напряжением 110 кВ п выше при включении иа слагающие нулевой последовательности. В настоящее время более 90 % ВЛ напряжением 110—500 кВ длиной 20 км п более оснащены ФА и ФВ.
АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ [Рам 4
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМ. 1 МП
768
Таблица 49 26 Технические данные фиксирующих прибором
Тип фиксирующей) прибора (ФП)	Диана юны фиксации	Основная относительная погрешность, %	Определение показаний	1 пи ече1чика
ФИП-1	Напряжение, В 5—250 Ток, А 0,2—10 0,4—20 1,0—50 20—100	±3	11о вспомогательному графику	Механический с сохранением показаний при снято шнапня
ФИ11-2				Цифровой с потерей информации при святи пи гания
ЛИФ11	Гок, А 0,2—20 0,4—40 1,0—100 2,0—200	±5	Непосредственно по счетчику в размерных единицах	1 [ифровой с сохранением пока ганий при снятии питания
И МФ-2	Напряжение, В 2—200 В Ток, А 0.4—40 А 2—200 А	±3	Непосредственно по цифровому пили каюру в именных единицах	Цифровой па четыре срабатывания по каждой из грех ВЛ с сохранением пока ганий при перерывах олератнвно-ю пи гания до 10 ч
Технические данные фиксирующих амперметров и вольтметров приведены в табл. 49.26.
Принцип работы ФА и ФВ поясняется схемой па рис 49 13 На вход ФА (ФВ) подается напряжение (-'вх с выхода фильтра параметра аварийного режима (ток или напряжение нулевой либо обратной последовательности). При возникновении несимметричного КЗ напряжение на входе ФА (ФВ) роко возрастает и вызывает срабатывание блока управления зарядом БУЗ. Контакт БУИ замыкается па время, достаточное для заряда запоминающего конденсатора Сзап через выпрямитель В до амплитуды I/ Размыкание контакта БУ31 происходит до начала шключенпя КЗ выключателями ВЛ (выбирается н регулируется в пределах 0,05—0,12 с после пуска ФА (ФВ)).
Для устранения влияния свободных составляющих электромагнитного переходного процесса при КЗ конденсатор Смп подключается на заряд не сразу после пуска БУЗ, а спустя 0,03—0,08 с. Длительность этой задержки выбирается п регулируется. Постоянная времени цепи заряда такова, что заряд до амплитуды происходит лишь в конце цикла заряда, когда свободные составляющие в большинстве ВЛ практически затухают. В микропроцессорных приборах дополнительно осуществляется цифровая фильтрация
Контакт БУ32 до запуска ФА (ФВ) замкнут и препятствует заряду конденсатора Сза|1.
Для правильного OMII запоминание электрических величин на разных концах ВЛ должно происходить практически одновременно.
Потребляемая по измерительному входу мощность невелика, чю обеспечивается необходимо! чувствительностью пускового реле в СУЗ и параметрами входного трапсформаюра (для вольтметра) или трансреактора (для амперметра). В ковш цикла ток заряда конденсатора Си|| практически о।сутствует
Для предотвращения излишних срабатыванай ФА (ФВ) при КЗ па смежных ВЛ используются контакты аварийной сигнализации выключателя ВЛ Если отключение выключателя обслуживаемой ВЛ не произойдет в ин гервале времени ожидания этого сигнала (рис 49 14), отезроеппого от резервных» щит обслуживаемой ВЛ, то БУЗ (см рис 49 В)деблокирует ФА (ФВ) и приведет его в состояниего-товности к последующим действиям, обеспечив разряд Сзап контактом БУ32 на резистор Rl Бон же после запуска ФА (ФВ) и заряда конденсатора Сзал релейная защита отключи г выключатель обслуживаемой ВЛ, то после появления сигнала ш-рпйпой сигнализации БУЗ спустя заданное вреык ожидания этого сигнала копгакюм БУЗЗ осуществит подключение заряженного конденсатораСи1 реле управления считыванием РУС через незаряженный считывающий конденсатор Ссч.
Временная диаграмма на рис 49 13 соответствует этому случаю. 11од действием гока перезаряд конденсаторов РУС (см. рис. 49.13) сработает и через время, достаточное для перезаряда конденсаторов, кратковременно разомкнет контакт РУС1 к замкнет контакты РУС2 и РУСЗ на время, достаточное для полного разряда считывающего конденса-
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИИ В ВОЗДУШНЫХ
И КАБЕЛЬНЫХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ КЮВ В
769
§49 4]
Аварийная сигнализация	«* 
О------------------------------1--------------------------s
I
Время ожидания сигнала
Рис. 49.13. Функциональная схема и диаграмма работы фиксирующей о импульсного прибора
Рис. 49.14. Градуировочная характеристика логарифмирующего фиксирующего импульсного прибора
гора Ссч на ресистор R2 и сраба1ываиия счетчика импульсов СИ После затухания гока пересаряда конденсаторов и срабатывания СИ РУС вновь подключает незаряженный конденсатор Сс к заряженному конденсатору CJan Под действием вновь возникающего тока перезаряда кондеисаюров РУС может опять сработать.
В процессе действия РУС происходит циклический разряд конденсагора С1а11 и накопление импульсов в СИ
После /-го цикла переключения напряжение па запоминающем конденсаторе
UC = UC F~ Z e “"V зап + С сч
?5 760
ПО	АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Рам.49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ 
где U, 	= ТГ„ — начальное напряжение на запо-
1 1анО вч
минающем конденсаторе перед первым циклом разряда Последовательность значений Г,- r	L запО
{/,.	,	, U,-	, образует убывающую гсо-
1 зап Г 1 1ап/ метрическую прогрессию с показателем q =
3,i/(Qan 4	< 1, а последовательность поло-
жений СП является арифметической прогрессией 1.2. ,/,
После тою, как в СИ окажутся зарегистрированными А импульсов, напряжение снижается настолько, что РУС не срабатывает и генерация импульсов прекращается, так как ^c'3anw < U? где минимальное эталонное напряжение па конденсаторе Сзап, при котором генерация импульса в СИ все-гаки происходит Это значение зависит от чувствительности РУС Следовательно,
Uc
L запО	J
Очевидно, можно записать
— неотрицательное большее целое, |де
~1 зап
у’-^сч^зап)"^’
а — нижний предел измерения ФА (ФВ)
Верхний предел измерения ФА (ФВ) с логарифмическим преобразованием при заданной погрешности тависиг от емкости счетчика
Максимальная относительная погрешность Р1пах дискретности логарифмического преобразования постоянная во всем диапазоне работы Ф11 и определяется отношением емкостей, %
Ртах _ ±506 t,/C Jar]
Для ограничения максимальной относительной погрешности дискретности, например, до Ртах = = ±2,5 % в приборах типа ФИП достаточно выбрать Ссч = Сзап/20, что легко осуществимо Весьма существенным является требование большой кратности шкалы ФА (ФВ) Необходимо обеспечивать отношение верхнего предела измерения ФА (ФВ) к нижнему не менее 50 при допустимой погрешности во всем диапазоне не более 5 % В логарифмическом ФА (ФВ) это требование удовлетворяется при емкости счетчика до 100 импульсов Характеристика рассматриваемого ФА (ФВ) оказывается прямолинейной в полулогарифмической системе координат (см рис 49 14)
В ФА и ФВ типов ЛИФП, ФНТ и ФПН обеспечивается линейное преобразование значения фиксирующей величины в показания на цифровом ин
дикаторе Привязка показаний ФП ко времени осуществляется с помощью сис темы аварийной сигнализации подстанции с точностью до минут
Микропроцессорные фиксирующие прибери ИМФ-2 обеспечиваю! выдачу информацииозначе-пнях зафиксированных первичных величин в именованных единицах с учетом коэффициента трансформации и привязку ко времени и дате сточное! ыо до 1 с
Первые предложения об использовании симметричных составляющих токов, измеряемых в режиме КЗ, для ОМП были сделаны еще в довоенпие годы [49.14], однако широкое развитие и применение эти методы получили в 70-х голах, особенно после организации фирмой «ОРГРЭС» серийного выпуска приборов ФП на рижском опытном заводе «Энсргоавтоматика» [17]
Все способы ОМП по показаниям ФА(ФВ)ос-нонаны на том, что в режиме несимметричного КЗ без обрыва фазных проводов появляется толы® один источник мощности нулевой (обратной) последовательности, включаемый в схеме замещения но поперечной схеме в точке КЗ Зная параметру схемы замещения и показания ФА (ФВ) по конца! поврежденной ВЛ, можно рассчитать расстояние до места подключения этого источника, те. определить место повреждения Схема замещения и обозначения величии при КЗ на одиночной ВЛ приведены на рис 49 15
Выбор схемы расстановки ФА (ФВ) в сети, видов используемых фильтров симметричных составляющих (нулевой или обратной последовательно-ст н), способов обработки их показаний, допустимость неучета влияния ответвлений, продольного активного и поперечного активного и реактивного сопротивлений ВЛ и других факторов регламентируется в [49 11]
Рис. 49.15. Схема замещения и зпюра налрижеив нулевой (обратной) последовательности прав КЗ на одиночной ВЛ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЙ В ВОЗДУШНЫХ
И КАБЕЛЬНЫХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
§49 4]
771
Таблица 49 27. Расчетные формулы для ОМП одиночной ВЛ без обходных связей и взаимной
индукции с другими ВЛ
Расчешая формула		Фиксируемые параметры нулевой (обратной) последовательности
U"-U'-I"x„ 1=	-L ('' + '>л		U', U”, 1" х'с = var, х" = var
, «		7"
/=—	/ (' +/ X		х^ = const, х'^ — const
« +S)f/"4 <	U’	U’, U"
х" хли'-х' хпи"	—1	x^ = const, x" = const
(А" +ХЛ)А' l"-x' U		If, 1”
'= х ir-e х г	L	x' = const, x" = const
л^ с л		
(хльх" )Г/"-х"х'		U”
'	х" х /'-х U"	-L	x' = const, x"= const
t Л	Л		
/ = -Jr	51 (Г + Пхл		U', /" x^ = var, x" = const
х'' (U” - U-) + и”хл		U', 1', U"
1'	(х"Г+(7")хл	L	x'c = var, x" = const
х' (и"-иЭ + /"хлх‘		If, U“, 1'
)х L л	L	xc' = const, x" = var
U"—x'e 1'-!"х (/' + /")хл		u\ и”, г x^ = const, x" = var
В обшсм случае расстояние до места повреждения рассчитывается как отношение линейных комбинаций показаний ФА (ФВ) (метод пассивного многополюсника), иногда (для ВЛ с ответвлениями) это отношение ФА (ФВ) используется как промежуточный параметр при ОМП (метод активного многополюсника) В простейшем случае для одиночной ВЛ без обходных связей и взаимной индукции с другими ВЛ расстояние до места повреждения с учетом обозначений на рис 49 15 можно определять по выражениям, приведенным в табл 49.27 Количество фиксируемых параметров зависит от стабильности сопротивлений примыкающих сетей х/ и х" Если эти сопротивления заранее неизвестны, го на подстанции устанавливают два ФА (ФВ)—амперметр и волы метр, если сопротивления заранее известны, то достаточно иметь по одному ФА (ФВ) с каждой стороны ВЛ Использование данных двусторонних измерений позволяет полностью исключить влияние переходного сопротивления в месте КЗ
Приведенные в габл 49.27 расчетные выражения справедливы для составляющих как нулевой, так н обрат нон последовательности нри несимметричных КЗ без обрыва проводов
В энергосистемах, как правило, ФА (ФВ) реагируют на составляющие нулевой, а не образной последовательности, что объясняется следующими причинами
высокой долей (80 —90 %) КЗ на землю ВЛ напряжением НО—500 кВ,
простотой выполнения фильтров токов и напряжений нулевой последовательности;
независимостью сопротивления примыкающих сетей от нагрузки,
меньшей погрешностью ОМП из-за увеличения удельного веса сопротивления ВЛ в сумме с сопротивлениями примыкающих сетей
Отказ от нулевой и использование составляющих обратной последовательности обычно производятся для ВЛ, связанных трудно учитываемой взаимной индукцией нулевой последовательности с несколькими другими ВЛ, идущими параллельно на всей длине (или ее части)
Обработка показаний ФА (ФВ) в зпертосисте-мах осуществляется тремя способами аналитическим, графическим п диалоговым с использованием информационных техиолот ий
Аналитический способ предусматривает прове дение расчетов диспетчерским персоналом итерго-систсм по формулам, например из табл 49.27, непосредственно после КЗ
Графические способы ОМП предусматривают проведение численных расчетов но формулам неограниченной сложности заранее с тем. чтобы упростить работу диспетчера, уменьшить вероятность ошибок.
При использовании трофических способов обработки показаний ФП в значительной степени исключаются погрешности ОМП из-за ошибок в вычислениях и учете особенностей конфигурации и режима сети, становится целесообразным широкое использование иеупрощенных аналитических выражений при их построении (позволяющих учитывать реактивную поперечную проводимость ВЛ, продольное активное сопротивление, маломощные ответвления и г д )
Диалоговая система обработки показаний ФА (ФВ) с реализацией расчетов на ЭВМ обеспечивает полное исключение ошибок при вычислениях, а также использование неопрошенных расчетных выражений При целесообразной ортаттизации взаимодействия служб энергосистемы повышается оперативность ОМП Однако самой важной особенностью использования ЭВМ и информационных технологий является реализация возможности контроля достоверности показаний ФА (ФВ) и
772	АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Разд«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
автоматическая отбраковка «сомнительных» показании
В настоящее время в энергосистемах эксплуатируется значительное число ФЛ (ФВ), и имеющийся их избыток целесообразно направить на повышение точности ОМ11 и автоматическое устранение «промахов» при счете па ЭВМ
Автоматизация передачи показании ФЛ (ФВ) в сочетании с автоматизацией расчетов могут полностью разгрузить дежурный персонал подстанций и диспетчерских пунктов от сбора, передачи и обработки показаний ФА (ФВ). При построении подобной подсистемы АСДУ энергосистемы предусматривается установка на подстанциях микропроцессорных устройств сопряжения группы ФА (ФВ) с устройством телемеханики, а на диспетчерском пункте —системы приема, масштабирования, отображения с помощью дисплеев комплекса ОИУК. Наиболее просто осуществляется сбор показаний микропроцессорных приборов серии ИМФ, оснащенных встроенным интерфейсом RS-232 для связи с устройствами верхнего уровня.
Важной особенностью методов ОМП является использование показаний ФА (ФВ) с двух концов ВЛ, поэтому рассматриваемые в табл. 49.27 методы называются двусторонними. Двусторонние методы обеспечивают абсолютную отстройку от влияния переходного сопротивления в месте повреждения. Однако технические и организационные трудности сбора, передачи и обработки показаний фиксирующих приборов при двустороннем методе стимулировали развитие односторонних методов, обеспечивающих так называемое «непосредственное» определение расстояния до места повреждения. Очевидно, что непосредственное определение этого расстояния производит ремонтная бригада при обходе BJI.
ФИКСИРУЮЩИЕ ОММЕТРЫ И ЦИФРОВЫЕ ОСЦИЛЛОГРАФЫ
Фиксирующие омметры (см габл. 49.25) обеспечивают одностороннее ОМП. При их использовании не требуется собирать показания приборов с обоих концов линии. Результат ОМП высвечивается на индикаторе фиксатора в километрах до места повреждения. Структура и алгоритм фиксирующих омметров (ФО) сложнее, чем у ФА (ФВ). В них предусматривается реагирование на токи и напряжения фаз трехфазной ВЛ, а также дополнительно на ток нулевой последовательности параллельной ВЛ, связанной взаимоиндукцией с обслуживаемой ВЛ. Обеспечиваются автоматический пуск, определение вида КЗ и расчет по соответствующему выражению, компенсация взаимоиндукции с параллельной ВЛ, учет влияния ответвления на линии (ом
метр типа ФИС). Микропроцессорные омметры дополнительно обеспечивают многократную финитно с привязкой ко времени и лате. ФО имеютбо-лее десяти настраиваемых и регулируемых параметров при вводе в эксплуатацию (коэс]>фициенп1 трансформации первичных т рансформаторов топ и трансформаторов напряжения, удельные активные и реактивные сопротивления ВЛ различии последовательностей, данные по ответвлению, взаимоиндукции и т.д.) ФО обрабатывают значения электрических величин на заранее заданной интервале фиксации Кроме расе гояттия до места КЗ и ето вида ФО запоминают значения векторов токов и напряжений различных последовательностей, векторы фазных величин.
Таким образом, ФО являются универсальным! приборами, обеспечивающими возможность применения как одностороннего, так и не скольких двусторонних методов ОМП. Еще большие возможности применения разнообразных методов ОМПпредоставляют цифровые осциллографы (ЦО) Запоминая с привязкой ко времени форму кривой злев-трических величин при развитии КЗ, они позволь ют, так же как и ФО, применять различные одно-п двусторонние методы ОМП и дополнительно обеспечивают возможность выбора наиболее представительного интервала времени для отстройки от процесса перехода одного вида КЗ в другой. Кроме того, ЦО обеспечивают возможность учета влияли нескольких ВЛ, имеющих взаи.моиндуктивную связь с поврежденной ВЛ. Кроме того, ЦО позван-ют учитывать пофазпую несимметрию ВЛ, корректировать искажения, вносимые трансформаторами< тока и напряжения.
Следует заметить, что для реализации потенциальной эффективности ОМП должна применим отработанная информационная технология принт-тня решений в системе ОМП на ВЛ участка энергосистемы.
В ттой системе используются исходные дав-ные по конфигурации и режимам ВЛ, уточненные I значения параметров элементов, в том числе и ] взаимоиндукции На эпергообьектах размещение -фиксирующих вольтметров, амперметров,омметров и цифровых осциллот рафов должно соотвегст-’ вовать проектным схемам, обеспечивающим включение в цепи трансформаторов тока и напряжении оперативного тока, систем сигнализации о срабь ты вании приборов и их возможной неисправной! (по итогам самотестирования микропроцессорнм исполнений), в сети автоматического сбора мазаний и привязки ко времени с помощью систем регистрации. Значения пусковых параметров приборов должны обеспечивать необходимые коэф I фицпенты чувствительности в основной зоне hi зоне резервирования.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИИ В ВОЗДУШНЫХ
И КАБЕЛЬНЫХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
6494|
773
Верхняя и нижняя границы рабочего диапазона фиксации должны быть выбраны с учетом необходимых коэффициентов запаса по результатам расчетов соответствующих режимов КЗ.
В пунктах управления на верхнем уровне системы поддерживаю гея база данных по конфигурации и режиму сети ВЛ, средствам ОМП, показаниям фиксирующих приборов, данных цифровых осциллографов и т.д. Оператор в диалоговом режиме осуществляет потгопку модели режима КЗ к фактическим показаниям приборов, использует ближнее и дальнее резервирование, осуществляет контроль достоверности данных, выявляет каскадность запуска фиксирующих приборов, производит досто-веризацшо вида КЗ, проверяв! повреждение «на обрыв» и в итоге производит ОМП с указанием рекомендуемой «зоны обхода»
УКАЗАТЕЛИ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Указатели поврежденного участка (УПУ) предназначены для запоминания факта протекания тока КЗ (или направления мощности в ВЛ с двусторонним питанием) Запоминание осуществляется при неуспешном АПВ При успешном АПВ происходит автоматический возврат, сброс показаний и перевод всех сработавших УПУ в исходное состояние.
УПУ монтируются на опорах вдоль трассы ВЛ обычно в местах разветвлений и не требуют подключения к обычным трансформаторам тока Указатель типа УПУ-1. например, располагается на опоре ВЛ напряжением 6—35 кВ в середине треугольника проводов Его срабатывание обеспечивается от суммы ЭДС двух перпендикулярных стержневых магнитных датчиков тока Диаграмма направленности подобной системы такова, что обеспечивается примерно одинаковая чувствительность УПУ-I к токам всех междуфазных КЗ Возврат УПУ-1 после успешного АПВ осуществляется током утечки изолятора, дополнительно подвешиваемого на одну из фаз, или от емкостного отбора напряжения (выполняется с помощью четвертого провода, подвешиваемого в одном пролете) В качестве запоминающего реагирующего элемента используется двухпознцнонное поляризованное реле Съем показании осуществляется ремонтной бригадой с помощью переносного электрического пробника, сш нализирующего положение контактов тгого реле
Указатель тина УПУ-1 имеет два исполнения и соответственно может иметь диапазоны устанавливаемого первичного тока срабатывания от 100 до 300 А или от 50 до 200 А Регулирование тока срабатывания указателя осуществляется плавно-ступенчато переменным резистором и перемычкой.
Первичный ток срабазывания указателя / должен выбираться из условия
1 ’5^раб max — у —	3 ПцП
Указатель опоры с поврежденной изоляцией. Такие указатели запоминают фак! протекания тока КЗ через опору на землю и полому действуют только при КЗ на землю Устанавливаются иа каждой опоре ВЛ напряжением 110 кВ н выше В зоне обхода ремонтная бригада последовательно подключается к указа,елям и находит опору с поврежденной изоляцией. Использование указателей возможно как при успешном, так и нрн неуспешном АПВ. Действие указателей типа УПИ-1 основано на размагничивании предварительно намагниченного воспринимающего элемента магнитным полем переменного юка КЗ на землю, протекающим через элементы железобетонной или металлической опоры Контроль магнитного состояния воспринимающего элемента ремонтной бригадой при обходе ВЛ осуществляется с помощью индикатора на базе геркона. Возврат сработавшего указателя, т.е намагничивание воспринимающего элемента, осуществляется с помощью постоянною магии га Для опроса указателя УНИ-I и его возврата ,ребу-ется, чтобы член бригады непосредственно приблизился к нему
Указазель гирлянды с поврежденной изоляцией УПГ-1М обеспечивает дистанционный опрос, например с автомашины или вертолета (самолета) Монтируется указатель УПГ-1М на верхних изоляторах на каждой гирлянде изоляции фаз ВЛ Конструкция УПГ-IM содержит кольцеобразную пружину из металлической проволоки заданного сечения н яркое покрытие При перекрытии изоляции фазы термическое действие гока КЗ приводит к быстрому разрушению пружины и ее сбрасыванию с конезрукцин гирлянды. При осмо 1 ре ВЛ ле! ко обнаруживаются гирлянды, на коюрых указатели отсутствуют
Указатели замыкании на землю. Известно большое число устройств, позволяющих определять направление к месту замыкания на землю в воздушной сети напряжением 3—35 кВ с изолированной нейтралью. Все приборы реагируют на электрические величины нулевой последовательности, существующие в проводах ВЛ в режиме замыкания Приборы реагируют на ток и напряжение ВЛ дистанционно с помощью преобразователей магнитного и электрическою поля ВЛ Для отстройки от токов нагрузки в приборах предусматривается возможность селективного реагирования на гармонические составляющие электрических величин Прибор «Поиск-1», например, можно оперативно перестраивать на 5, 7, II или 13-ю гармонику, и дистанционно измерять юк нулевой последовательности Сопоставляя показания этого прибора
АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ	[Раи 49
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
774
в местах разветвлений ВЛ, можно определять направление к месту замыкания на землю (ЗНЗ), те. поврежденную ВЛ В радиальной сети с одним источником нн 1апия емкости сети и тупикового участка поврежденной ВЛ, резко отличаются Соответственно резко овличаются и юкн нулевой по-следовавельввостн в проводах ВЛ слева и справа от места повреждения в режиме ЗНЗ Эго обстоятельство позволяет, сопоставляя показания прибора «Понск-1» вдоль трассы ВЛ, находить место ЗНЗ.
Указатели типа «Волна» и «Квант» одновременно реагируют как па магнитную, гак и на электрическую компоненту электромагнитного поля вблизи ВЛ и могут корректировать коэффициент усиления в канале контроля тока для уменьшения дополнительной погрешности из-за непостоянства расстояния до ВЛ В указателях тина «Зонд» при одновременном реагировании на ма1нитную н электрическую компоненты электромагнитного поля вблнзп ВЛ обеспечивается определение направления мощности на 13-п гармонике (650 Гц).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЙ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
11рсдусматривается обязательное последовательное использование того пли иного дистанционного, а затем топографического метода. Наиболее удобным является применение неавтоматического ЛИ (типов Р5-5, Р5-10, Р5-17 и др ), однако оно ограничено случаями обрыва жил и устойчивого замыкания через достаточно малое переходное сопротивление (гпер < 150 Ом). Снижение переходно-10 сопротивления до требуемого значения осуществляется «прожитом» поврежденной изоляции, т е. миовокрагным подъемом напряжения до пробоя, зз длззтельным пропусканием тока через разрядные! канал На КЛ кроме ЛИ может применяться ряд друз их дистанционных методов.
Метод колебательногоразряоа Озз основан зза оценке расстояния до места пробоя заряженной КЛ но длительности периода колебательного разряда при профилакзических нспытаззиях постоянным напряжением
Волновой метод В отличие от ЛИ в ВЛ посылается нс кратковременные'! импульс, а волна напряжения большое! длительности и высокой энергии. Измеряется время прохождения фронтом волны расстояния до МП зз обратно Волна высокого напряжения вызывает в МП искровое! разряд. Поэтому волновое! метод можно использовать как npsi малом, так ее при большом значении переходного сопротивления без «прожига» изоляции
Петлевой метод основан зга измерении соотношения активных сопротивлений двух участков жил КЛ первый участок —поврежденная жила КЛ от одного конца кабеля до МП, второе! участок — от
МП до другого конца кабеля нлзос неповреждеини жила кабеля Измерение соогввонвения осуществят-ется четырехплечим мостом постоянного тока на одном конце КЛ На другом конце для образования второго участка жил КЛ необходимо осуществил электрическое соединение поврежденной жилые используемое! неззоврежденнов! Эзот методприме-ним при замыкавшее одной идее двух жил на оболочку КЛ без обрыва через переходное сопротивление 'пер< 10к°М-
Емкостный метод основазз зза измерении емко-ствз частсв! оборванной жилы КЛ Измерения производятся мостом переменного тока на частоте 1 кГц 11одобные измерения дают приемлемую точной ОМП првз г > 500 Ом
Погрешноствз ОМП дистанционными методами не позволявот проичнодизз. раскопки КЛ, поэтому! знерзосисвемах дополнительно применяется целый ряд топографических методов
Индукционный метод основан на улавливании магнитного поля звуковой частозы надтрассойКД Генератор звуковой частоты, например типа ГК-77 (f~ 800—1000 Гц) или ГЗ-07, подключается к петле КЗ На поверхности земли, перемещаясь вдольКЛ, при ззомощвз рамки, усилителя зз телефона можно проследив трассу КЛ, места расположения муфт (по усилению звука), овхенить глубину заложение кабеля, найти МП Для усиления сигналов, получаемых от индукционное! рамкзз взлез акустического датчика, применяеогся переносные усилители переменного тока В эввергосистемах распространено-белеискатель типа АИП-ЗМ В настоящее врем разработ ан усовершенствованные! кабелеискагелз типа КАИ-77
Акустический метод основан на прослушивании над МН звуковых колебаний, вызываемых искровым разрядом в канале повреждения при ре-боте генератора электрических разрядов, например АГ-01 Он эффективен првз одно- и многофазных замыканиях с различными г обрывах жил, позволяв г определять Ml I на зводводных участкахКЛ Прослушивание звуковых колебаний на поверхно-с звз землвз производится стетоскопом или акустическим датчиком с усилвзтелем зз телефоном типа АИП-ЗМ, КАИ-77 или НА-02
Контактный мепюо основан на измерении электрического напряжения от зоков в земле Место замыкания жилы на оболочку КЛ определяют по изменению направления тока в земле в районе МП првз пиганизз петлзз поврежденная жилаКЛ-оболочка постоянным зз однополярным импульсным напряжением Два контактных стержня, перемещаемых вдоль трассы КЛ на звеизмепном расстояние! 0,5—I м один относительно другого, под-ключазотся к чувствительному направленному измерительному прибору.
СПИСОК ЛИТЕРА П РЫ
775
СПИСОК ЛИП РАТУРЫ
49.1 Электротехнический справочник В 3 т Т. 3. В 2 кн Кн I Производство и распределение электрической энергии / Под общ ред. И И. Орлова (гл ред.) и др—7-е изд испр и доп. М Эиертоатомиздат. 1988.
49.2 Проблемы диспетчерскою и авюматиче-ского управления Сборник докладов и статей / Под ред. А.Ф Дьякова М Изд-во МЭИ, 1997
49 3 Мигюшкии К.'Г. Гелеконгроль и телеуправление в энергосистемах М Эиертоатомиздат, 1990
49.4 К'ривенков И.В., Окин А.А., Семенов В.А. Автоматизация электрических сетей на основе цифровой техники (зарубежный опыт) М Изд-во МЭИ. 1995
49.5. Окин А.А., Семенов В.А. Противоаварий-ное управление в Е ЭС России М Изд-во МЭИ, 1996.
49 6 Дьяков А.Ф., Окин А.А., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энсрюобъедине-ниями М Изд-во МЭИ, 1996
49 7 Дьяков А.Ф. Методы в технические средстве подготовки персонала М Изд-во МЭИ, 1996
49 8 Применение ЭВМ для автоматизации технологических процессов в энергетике / Под ред В.А. Семенова М Энерюатомиздат, 1983.
49.9 Правила устройства электроустановок — 6-е изд М. Энерюатомиздат, 1986.
49.10 Решение Э-18/65 Главтехуправления по эксплуатации энерюснстем Минэнерго СССР. О внедрении и эксплуатации фиксирующих приборов М.. Минэнерго СССР, 1965
49 11 Методические указания по определению мест повреждения воздушных линий напряжением ПО кВ и выше с помощью фиксирующих приборов М СПО «Союзтехэнерго», 1989
49 12 Типовая инструкция по организации работ для определения мест повреждения воздушных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше с помощью фиксирующих приборов М СПО «Союзтехэнерго», 1985
49 13 Пне грукцня по эксплуатации силовых кабельных линий Ч 1 Кабельные линии напряжением до 35 кВ М СПО «Союзтехэнерго», 1980
49 14 А.с. 55159 СССР. Способ определения места замыкания по токам нулевой последовательности, измеренным по копнам линии электропередачи / ГС Гольшман, И М Ланг, С И Раппе//Б.И 1937. №6.
49.15 Розенкиоп М.П. Методика определения места замыкания па землю по токам и напряжениям нулевой последовательности в сетях разной конфигурации М Энергия, 1964
49 16. Казанский В.К., Кузнецов А.II. Фиксирующие приборы типа ФИВО-65 // Электрические станции. 1969. .№ 7 С 68—72.
49.17 Аришпевскпй Л.И. Основные направления работ ОРГРЭС в области релейной зашиты и элек-
гроавтомазики // Наладочные и экспериментальные рабшыОРГРЭС 1964 Вин 31
49 18 Методика технического обслуживания и применения фиксирующих индикаторов ИМФ-1, ИМФ-2 и ИМФ-3 для определения мест повреждения в электрических се 1ях М СПО «ОРГРЭС», 1996
49 19 Аришпевскпй Я..1. Определение мест повреждения в сетях с заземленной нешралыо М Высшая школа. 1988
49 20 Арпишсвскин ЯЛ. Определение месг по-врежтения в сшях с изолированной нейтралью М Высшая школа. 1989
49 21 Аржанинков Е.А., Чухип У.М. Методы и приборы для определения месч повреждения на линиях электропередачи М НТФ «Энергонрси рссс» 1998
49 22 Алгоршмы функционирования и опыт эксплуатации микропроцессорных устройств определения мест повреждения линий эчек|ропередачи / А.К Белотелое. AC Cayxaiac, ИА Иванов, Д Р Любарский И Элемрические станции 1997 №12 С 7—12
49 23 Сюшнй Б.С., Оробев 10.11., Супруков-ская 11.11. Меюдика определения места повреждения ЛЭП на базе микропроцессорной системы регистрации // Микропроцессорные системы управления элек-троэпертегическими объектами Материалы 1-й Всесоюзной научно-технической конференции Киев Ин-т электродинамики АП УССР 1990 С 58—64
49 24 Дна! ностика линий электропередачи / 1О.Я. Лямеи. Н.П Анюнов. В А. Ефремов, ГС Ну-дсльман, Н.В Полшивалнн // Электротехнические микропроцессорные ушроисгва и системы Межвузовский сб научных фудов Чебоксары Изд-во Чувашскою университете, 1992
49 25 Аржанинков Г..А. Днеlaimuomibiii принцип в релейной защите и авюмагике линий при замыканиях па землю М Энерюагоми тда1 1985
49 26 Плаюиов В.В., Быкадоров В.Ф. Определение месг повреждения на iрассе кабельной линии М Энергоатом издат, 1993
49 27 Плат онов В.В., Быкадоров В.Ф. Методы и аппаратура для поиска повреждении на грассс кабельной линии М Информ щерю, 1992
49.28 Расчсч электромагнитных параметров силовых кабелей при нс-снммс >ричных режимах / В.Ф Быкадоров, А В Шевченко, А А Лебедев, Ю К Ершов // Изв вузов Электромеханика 1990 №8 С 94—101
49 29 Платонов В.В., Быкадоров В.Ф., Зылев О.А. Применение компенсации тока растекания при отыскании места замыкания на оболочку силового кабеля И Изи вутов злектромеханика 1992 № 6. С. 44—48
49 30 Быкадоров В.Ф., Клнмен ii-ев А.М., Шевченко А.В. Диа1 востока повреждений комплектных гокопроводов высокою напряжения в условиях эксплуатации // Надежное 1Ь систем энергетики Межвуз, сб Новочеркасск НИИ 1990 С 132—138
Раздел 50
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
СОДЕРЖАНИЕ
50 1
50.2
50.3.
50 4
50 5
50 6
50 7
50 8
50 9
Исходная информация, нормы и основной состав проектов конструктивной части воздушных линий	776
Нормативные климатические условия проек1ирования воздушных линий	776
Выбор проводов н молннезащитных тросов, их физико-механические характеристики	. . .	779
Сведения о линейной арматуре и изоляции проводов	781
Основные сведения об опорах и фундаментах воздушных линий	782
Удельные механические нагрузки проводов и молниезащитных тросов	795
Напряжения в проводах и тросах, тяжения но ним в нормальных — режимах работы	796
Стрелы провеса проводов и тросов	798
Длина проводов и тросов в пролетах возду тиной линии	798
50 10 Критические длины пролетов .. 799
50 11 Особенности расчетов молние-затцнтных тросов в нормальных режимах работы	. 799
50.12	. Тяжения но проводам и молниезащитным тросам нрн их обрывах ........... №
50 13 Пролеты воздушных линий ......801
50 14 Расстановка опор по трассе линии 8И
50.15	Пересечения воздушными линиями технических сооружений
и естественных преград .....  80!
50.16	Напряжения н стрелы провеса проводов и тросов нрн их монтаже 810
50 17 Защита проводов н |росов от повреждений вибрацией ............. 811
50 18. Основные сведения о выборе унифицированных опор н фундаментов	. 812
Список литературы	...... 811
50.1. ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ, НОРМЫ И ОСНОВНОЙ СОСТАВ ПРОЕКТОВ
КОНСТРУКТИВНОЙ ЧАСТИ ВОЗДУШНЫХ линий
Проектирование конструктивной чаши воздушных линий (ВЛ) основывается на проекте электрической части линии (выборе номинального напряжения, марок проводов), специальном изучении метеорологических и геологических условий на трассе линий, технико-экономических расчетах, связанных с выбором трассы, оценке трассы и конструктивных решений с учетом экологических требований, а также на технико-эстетических соображениях [50.1, 50 8, 50 10, 50 II, 50 18, 50 19]
Проектирование конструктивной части ВЛ осуществляется в соответствии с действующими нормами 150 I] с применением, как правило, унифицированных опор и фундаментов (см § 50 5), стандартных марок проводов, тросов, линейной арматуры и изоляторов (см § 50 3, 50 4)
Основными лапами проектирования воздушной линии являются [50 16, 50 19] следующие 1) расстановка опор по выбранной трассе линии, 2) выбор основных типов и марок унифицированных опор и их фундаментов, 3) расчет проводов и молпниезащитных тросов при их работе в нормальных режимах и обрывах в пролетах, 4) расчет проводов и тросов для условий их монтажа и со-
ставление необходимой для этих режимов документации. 5) расчеты габариюв линий при пересечети ими иных технических сооружений, 6) проверочные расчеты отдельных опор н фундаментов, если это оказывается необходимым но условиям расстановки опор по трассе Помимо перечисленных этапов, непосредственно связанных с конструктивной1» егыо ВЛ, при проектировании выполняют разработку основных положений подготовки трассы встрой-тельству, организации эксплуатации линии,обеспечения ее средствами связи и др
В данном разделе приводятся основные сведения, связанные с расчетами проводов и тросовВЛи выбором опор, сооружаемых в климатических условиях основной части герригории Россиииавысоте до 1000 м над уровнем моря в ненаселенной цветности, для иных условий проектирования ВЛ приводятся ссылки на специальную литературу.
50.2. НОРМАТИВНЫЕ КЛИМАТИЧЕСКИ! , УСЛОВИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ВО1ДУШН1Л
ЛИНИЙ
Расчеты конструктивной части конкретных ВЛ выполняются в соответствии с районами крохи-депня их грасс. а также с районированием климата-ческп.х условий территории страны но ветровому давлению, толщине гололедных образований, тро-
Ij 50 2] НОРМ ПИВНЫЕ КЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ 777
зовой активности и интенсивности «пляски» проводов [50.11 В габл. 50 1 укатаны характерные значения гемпературы воздуха [50.2] и клима1ические районы согласно картам [50.1] для крупных городов России
Давление ветра qv, Па. связано с его скоростью о, м/с, соозношением qv = 0,613и2.
В табл 50 2 указаны нормативные значения ветрового давления (скоростною напора) qVH для районов I—VII Эти значения относятся к высоте до 15 м над уровнем новерхносш земли, об определении расчетных значений давления см в § 50 6.
Механические нагрузки о г гололедных образований на проводах (тросах) определяются по данным табл 50 3, в ко горой приведены нормативные значения толщины стенки гололеда />1Н условно цилиндрической формы при его плотности 900 ki/.m’1 Данные значения />гн приведены к диаметру провода (троса) 10 мм и расположению проводов (тросов) на высоте 10 м над земной поверхностью; в определении расчетных значений толщины стенки гололеда bt см в § 50 6
Нормативные сочетания климатических условий по [50 I], принимаемые в расчетах всех конструктивных элементов ВЛ, приведены в табл 50 4 Допускаются уточнения (сравнительно с указанным выше) унизываемых при проектировании ВЛ
Таблица 50.1. Температуры, ветровые и гололедные районы крупных городов России
Город РФ	Темпера г> ра, °C			Район	
	средняя годовая	мании 3-ша.1	наивысшая	по ветровому давлению	но толщине cieHKii fo- лоледа
Архангельск	0,8	-45	34	11	l
Астрахань	9,4	-34	40	111	11
Барнаул	1.1	-52	38	III	III
Белгород	6.3	-37	41	II	II—III
Владивосток	4,0	-31	36	IV	IV
Волгоз рад	7.6	-36	42	III	111
Вологда	2,2	-48	35	1	1
Воронеж	5,4	-38	41	II	II
Грозный	10,1	-33	41	IV	111—IV
Екатеринбург	1.2	-43	38	II	II
Иваново	2.7	-46	38	1	1
Ижевск	2,1	-46	З-7	1	11
Ирку ГСК	-1.1	-50	36	111	1
Казань	2.8	-47	38	11	II
Кемерово	-0.4	-55	38	111	11
Киров	1.5	-45	37	1	11
Окончание табл 50 /
Город РФ	Гсмперагура, °C			Район	
	средняя годовая	наи- пиз- шая	наивысшая	по ветровому давлению	по толщине стенки гололеда
Комсомольск-	-0.7	-50	39	111	III
на-Аму ре					
Кострома	2.7	-46	37	1	1
Краснодар	10,8	-36	42	IV	IV
Красноярск	0,5	-53	38	III	1
Курск	5,4	-38	37	II	11 -III
Магадан	-4,7	-50	30	V	V (оссбый)
Махачкала	11,8	-26	37	V	II 111
Москва	3.8	-42	37	1	1
Мурманск	0	17	32	IV	II
Мальчик	8.8	31	40	—	V(oco6uii/
Нижний Новго-	3,1	-41	37	1	1
род					
Новосибирск	-0.1	-50	38	III	II
Омск	0	-49	40	II	1 11
Оренбург	3.9	-42	42	III	111
Орел	4.6	-39	38	11	II 111
Пенза	3,9	-43	38	11	11 III
Пермь	1,5	45	37	II	11
11е грозаводск	2,2	-40	34	II	II
Петропавловск-	1,9	-34	31	Vll	IV
Камчатский					
Росте в-на-До ну	8,7	-33	40	111	111
Самара	3,8	-43	39	111	111
Смоленск	4.4	41	35	1	II- 111
Санкт-Нетер-	4.3	-36	33	11	1
бург					
Ставрополь	9,1	-36	40	IV	111 IV
Сыктывкар	0.4	-51	35	1	1
Тамбов	4,8	-39	40	11	11—111
Тверь	3,3	-50	38	1	1-11
Томск	-0,6	-55	36	111	1
Тула	4.2	-42	38	1	111
Тюмень	1.3	-50	40	11	11
Улан-Уде	-1.7	-51	40	111	—
(Буря1ия)					
Ульяновск	3,2	-48	40	11	II III
Уфа	2.5	44	39	II	11 111
Хабаровск	1.4	-43	40	111	11
Чебоксары	2.9	44	38	11	II
Челябинск	1.5	-44	39	II	11 111
Ч и га	-3.1	-54	37	11	—
Южно-Саха-	2.1	-39	34	VI	11
линек					
Якутск	-10,3	-64	38	11	1
778
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Разд. Я
Таблица 50 2 Наибольшие нормативные скорое I ныс напоры. На. и скороеги ветра, м/с. на высо1е до 15 м <п поверхности земли
Клима гический район по ветро-во му давлению	1 loMiiiiaiibiioe напряжение линии. кВ		
	до 3	6—330	500. 750
1	270(21С	400 (25)	550(30)
11	350(24)	400(25)	550(30)
III	450(27)	500(29)	550(30)
IV	550 (30)	650 (32)	800(36)
V	700(33)	800 (36)	800(36)
VI	850(37)	КИЮ (40)	1000(40)
VII	1000(40)	1250 (45)	1250(45)
Примечание Без скобок - скорое гиые напоры (ве гровые давления), в скобках — скороеiи вшра
Таблица 50 3 Нормативная юлшина стевии J гололеда, мм, для высоты 10 м над поверхностью зеил
Климатичс-ский район но толщине с гении гололеда	Номинальное напряжение линии, кВ		
	до 3	6—330	500,750
1	5	5	На основе данных наблюдений, но не менее 10
II	5	10	
111	10	15	
IV	15	20	
Особый	20 и более с у ючнепием по данным наблюден» ий	22 и более с уточнением ио данным наблюденный	
Таблица 50 4 Нормативные сочетания климатических условии для проектирования воздушных ла в!
Режим работы ВЛ	Условия расчета	Темпера-	Ветровое давле-	Скорость вет=	Голщина стенки п>
		тура воздуха, °C	нис <7ив.Па	ра и; м/с	лоледа bvw мы
Нормальный	Наивысшая iCMiicpaiypa воздуха	«в	0	0	0
	Нашившая температура воздуха		0	0	0
	Средняя годовая температура	>'>сг	0	0	0
	воздуха Наибольшее ветровое давление	-5	%	4.6	0
	(по табл 50 2)		но		
	Го же при Ос г < -5 °C	-10			0
	Провода и тросы покры i ы голо-	-5	0,25?^	0.5 он6.	Потабл. 50 1 и503
	ледом		L но		ио пемен1.ше5дм
			но ие более 300	но нс более 22	В.'1330 кН и 10 дм
					ВЛ 500 и 750 кВ
	То же при 0с г < 5 °C	-10	0,25? -vhd	°-5 инб	Тоже
	То же при Ьт > 15 мм	-5	0,25?,, , по	0,5 о|16, по	Не менее 15
			инб	> 15 и < 22	
			> 140 и < 300		
	То же при г < -5 °C и йгн > 15 мм Приближение проводов к опорам и сооружениям	-10	Го же	То же	Не менее 15
	при рабочем напряжении	-5		ин6	0
	при атмосферных и внутрен-	+ 15	0,1?	,н<>	0,3 он6, но	0
	них перенапряжениях		VHD		
			ие менее 62,5	не менее 10	
	для безопасного подъема на опору нод напряжением	-15	0	0	0
При обрыве про-	При средней годовой температу-	6СГ	0	0	0
водов или юросов	ре При проводах и тросах, покры-	-5	0	0	Ьс до обрыва,Ого-
	тых гололедом				еле обрыва J
	При нашившей температуре	«в	0	0	0
Монтаж проводов и торосов	Условия монтажа	-15	62,5	10	0
§5ОЗ|
ВЫБОР ПРОВОДОВ И МОЛНИЕЗА1ЦИТИЫХ ТРОСОВ. ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ
пч
климатических условий на основе многолетних достоверных метеорологических наблюдений в районе трассы линии и соответствующей обработки этих данных Дополнительные сведения о нормативных климатических условиях, их специфике (населенная местность, берега водных пространств ит.п.) и применении см. в [50.1. 50.3, 50.5, 50.8]
50.3.	ВЫЬОР ПРОВОДОВ
И МОЛНИЕЗАЩИТНЫХ ТРОСОВ, ИХ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Выбор экономически целесообразных и отвечающих электротехническим условиям сечений проводов ВЛ производится при проектировании электрической части сети высокого напряжения или отдельной линии электропередачи.
Материалы проводов. Как правило, должны применяться провода алюминиевые, сталеалюмп-ииевые или из сплава алюминия марки АВ-Е (о проводах марок АН, АЖ, АЖС см. в разд. 20); применение медных проводов без специальных обоснований не допускается, а также не рекомендуется применение стальных проводов
При прохождении ВЛ в районах с повышенным содержанием сернистого iata, хлористых солей, по берегам морей, соленых озер, засоленных песков и т.п. необходимо применение проводов марок АКП, АСКС, АСКИ, АСК, AHKI1. АЖК11, АЖСКС (см § 20.4).
Поперечные сечении проводов. По условиям механической прочности не допускается применение проводов с поперечными сечениями гоковеду-щей части, меньшими приведенных в табл. 50 5, и подвеска проводов определенных марок в пролетах, больших, чем указанные в табл 50 6
С учетом этих ограничений рекомендуется применение сталеалюминиевых проводов марок АС 25/4,2; 35/6,2; 50/8, 70/11; 95/16 во всех районах независимо ог толщины стенки гололеда. АС 120/19. 150/24, 185/29, 240/32, 300/39, 330/43, 400/51, 450/56 и 500/64 при толщине стенки гололеда до 20 мм. АС 120/27, 150/34,185/43, 240/56, ЗОО/бо, 400/93, 450/56 и 500/64 при толщине стенки гололеда более 20 мм. АС 185/128, 300/204. 500/336 в пролетах более 800 м
По условию отсутствия короннроваиия проводов допускаются минимальные диаметры проводов' 11,4 мм при номинальном напряжении 110 кВ,
Таблица 50.5 Наименьшие допустимые сечении проводов (токоведушен части), мм2
Номинальное напряжение линии, кВ	Участок линии	11ровода		
		алюминиевые и марки АН из сплава АВ-Е	счалеалюминиевые и марки АЖ из сплава АВ-Е	ciajibiibie
До 1	Все участки, кроме от ветвлений к вводам	16	10	25 пли диаметр* 4 мм
Более 1	Ответвления к вводам Участки без пересечений ВЛ с техническими объектами при нормативной топ шине стенки гололеда 6ГН, мм	16		Диамс!р* 3—4 мм
	не более 10	35	25	25
	не менее 15 1 (ролеты пересечений с судоходными реками при />г11, мм:	50	35	25
	не более 10	70	25	25
	не менее 15 То же с железными дорогами	70	35	25
	не более 10	Не допускается	35	Не допускается
	не менее 15	То же	50	Го же
	Пролеты пересечений с линиями связи	70	35	25
	То же с подземными трубопроводами и канатными дорогами	70	35	11е допускается
Указаны диаметры однопроволочных проводов. На этих же линиях не допускается применение однонрово-лочных проводов диаметром более 5 мм.
780
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОИЕРЕДА ЧИ
[Разд. 50
21,0 мм при 220 кВ; 33,2 мм при 330 кВ В расщепленных фазах допустимо применение таких чисел и диаметров проводов 2x21,6 мм или 3x17,1 мм при напряжении 330 кВ; 3x24,5 мм или 2x36,2 мм — 500 кВ [50.1] .
Молниезащитные тросы применяются па ВЛ с металлическими и железобетонными опорами при напряжении 35 кВ только на подходах к подстанциям, а при напряжении 110 кВ и выше по всей длине липни Липни на деревянных опорах, как
Таблица 50 6 Наибольшие промежуточные пролеты, м
Марка провода	Толщина стенки гололеда, мм		
	до 10	15	20
А 35	140	—	—
А 50	160	90	60
А 70	190	115	75
А95	215	135	90
AI20	270	150	НО
А 150	335	165	130
АС 25/4,2	230	—	—
АС 35/6,2	320	200	140
АС 50/8	360	240	160
АС 70/11	430	290	200
АС 95/16	525	410	300
АС 120/19	660	475	350
правило, не защищаются молпиезащитнымитросами, за исключением ВЛ напряжением 220 кВ.
В качестве молниезащитпых тросов обычно применяются стальные тросы 'ГК-9 на ВЛ напряжением 10—150 кВ и'ГК-11 на ВЛ напряжением 220-500 кВ, а т акже сталеалюминиевые провода март АС 70/72 и 95/141 на ВЛ напряжением 750 кВ.
Дополнительные сведения о применении ра-личных материалов, типов конструкций, рекомендуемых марок проводов и тросов приведены в разд 20, а также в [50.1,50.16, 50.18]. Их физико-механические характеристики, применяемые в расчетах, приведены в табл. 50 7 и 50.8
При уточняющих расчетах стрел провисаних проводов и тросов с учетом их вытяжки при монтаже и в процессе эксплуатации помимо эквивалентною модуля упругости Е применяются также моду-ти удлинения: начального растяжения С (модула нсупругости), соответствующий первичной вытяжке провода при его монтаже и в начальный период эксплуатации, и предельного растяжения 0 (модуль релаксации) [50.11.5021,50 22].
Ориентировочные значения модулей С, 0, Е алюминия и стали сталсалюминпсвых проводов, к11/мм2: Са = 53, Da = 35; ЕЛ = 62, Сс = Dc = 185, A’v = 196
Те же характеристики для проводов марокАНи АЖ из сплава АВ-1 СА11 = 51, ОА^ = 32,4, /:АН = САЖ = 55; £>аж = 42,2, £лж = 63,9.
Таблица 50.7. Физико-механические
характеристики проводов и
гросов
Марки и сечения, мм2	Удельная нагрузка оч собственной массы 10 3 11/(м * мм2)	Модуль упругости Е, 101 11/мм2	Температурный кочффипиеш чиненного рас шире-титя ст0, 10 6 °C '	Предел прочности при растяжении а[]р, П/мм2
А. АКП сечениями:				
120—185, 300—400	27,5	63	23	160
95, 240	27.5	63	23	150
АН	27.5	65	23	208
АЖ	27,5	65	23	285
АС, АСКС. АСКП, АСК сечениями:				
10/1,8—50/8,95/16, 120/19, 150/24, 185/29, 240/39, 300/48, 400/64	34,6	82,5	19,2	290
150/19, 185/24, 300/39, 330/43, 400/51,450/56, 500/64	33,4	77	19,8	270
120/27, 150/34, 185/43,240/56, 300/66, 400/93	37,1	89	18,3	330
185/128, 300/204, 500/336	48.4	114	15.5	550
ТК все-г сечений	84,2	200	12	1200
Примечания : 1 Пределы прочности для алюминиевых (А, АКП) и сталеалюминиевых проводовукатаяя при алюминиевой проволоке марки АТ 2 Провода АЖ и АН изготавливаются соответственно из проволок мари АСЗ и ACT алюминиевого сплава АВ-Е. 3. ТК — стальные канаты, применяемые как молниетащитвые троса и оттяжки опор.
§504]
СВЕДЕНИЯ О ЛИНЕЙНОЙ АРМАТУРЕ И ИЗОЛЯЦИИ ПРОВОДОВ
781
7 аблица 50 8 Нормативные допускаемые напряжения проводов я тросов
2 Марки и сечения, мм	Напряжения			
	и/ Н/мм		доли от предела прочности опр	
	при наибольшей нагрузке | а 1 и нашившей 'но температуре |а|б	при средней годовой темпера type и уденыюй нагрузке у, |а|с ,	при наибольшей nai рузке и нашившей температуре	при средней годовой темнерагуре и удельной нагрузке у.
А, АКП сечениями: 16—35	56	48	0,35	0,30
50.70	64	48	0,40	0.30
95	60	45	0,40	0,30
120 и более	72	48	0.45	0,30
АН сечениями: 16—95	83	62	0,40	0,30
120 и более	94	62	0.45	0,30
АЖ сечениями: 16—95	114	85	0.40	0,30
120 нболее	128	85	0,45	0,30
АС. АСКС. АСКП, АСК сечениями: 16, 25	102	87	0.35	0,30
35/6, 2—95/16	116	87	0.40	0,30
120/19, 150/24, 185/29,	130	87	0,45	0,30
240/39, 300/48, 400/64 150/19. 185/24, 240/32.	122	81	0.45	0.30
300/39, 330/43.400/51. 450/56, 500/64 120/27, 150/34, 185/43,	149	99	0,45	0,30
240/56. 300/66, 400/93 185/128, 300/204, 500/336	250	165	0.45	0,30
ТК всех сечений	600	420	0,50	0,35
Примечания 1 Для алюминиевых и сталсалюминневых проводов напряжения укачаны при алюминиевой проволоке марки АТ 2 Для канатов ГК напряжения приведены при пределе прочности 1200 МПа
50.4.	СВЕДЕНИЯ О ЛИНЕЙНОЙ АРМАТУРЕ И ИЗОЛЯЦИИ ПРОВОДОВ
При применении унифицированных и типовых опор (см. § 50.6) на ВЛ используется разнообразная линейная арматура: для прикрепления проводов к штырьевым или подвесным изоляторам, сцепки изоляторов в гирлянды; крепления изоляторов к опорам; подвески к опорам молииезащитных тросов, демпфирования вибрации проводов и тросов; предупреждения схлестывания и опасных сближений проводов расщепленных фаз и проводов разноименных фаз и др Выбор арматуры производится в соответствии с ее конкретным назначением, поминальным напряжением ВЛ, в зависимости о г марок проводов и их числа в расщепленных фазах, от марок молние-
защитиых тросов и г.д. Основные сведения о линейной арматуре приведены в 150.8, 50 11,50.13J
Подбор линейной арматуры производится по разрушающим нагрузкам арматуры и изоляторов, указанным в соответствующих каталогах (50 18, 50.191, и но размерам присоединений.
Сведения о линейных изоляторах разных копст -рукций и назначения приведены в разд 21. Выбор изоляторов для поддерживающих и натяжных гирлянд (соответственно к промежуточным и анкерным опорам) производи 1ся в зависимое in ог усилий, действующих по оси гирлянды в нормальных и аварийном режиме, во шикающем при обрыве провода, и назначаемых коэффициентов запаса прочности (2,7 в нормальном режиме наибольшей нагрузки, 5,0 то же, по для средних зкеплуачанионных условий, 1,8—2,0 в аварийном режиме).
782
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[ВтиЯ
50.5.	ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОПОРАХ 11 ФУНДАМЕНТАХ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
Стальные опоры. Основные конструктивные элементы опор нзтотовляются из стали марки ВМ С г 3 Наиболее нагруженные части опор могут изготовляться из низколегированных сталей Отливки для некоторых узлов опор производятся из ковкого чугуна Для конструктивных растяжек (оттяжек) опор применяются стальные оцинкованные канаты марки ТК, свитые из 19 или 37 проволок Части (секции) опор подвергаются заводской горячей оцинковке для защиты от коррозии, сборка опор, а также соединение отдельных готовых секций производится с помощью болтовых соединений Более подробные сведения приведены в [50 14, 50.15, 50.20].
Железобетонные опоры. Конические и цилиндрические стойки и цилиндрические траверсы опор изготовляются из центрифугированного бетона марок 400—600 Для предварительно напряженной и ненапряженной продольной арматуры применяется торячекатапая сталь в виде стержней, арматурная проволока Продольная арматура выполняется также из плоских пучков канатов (пряден) с предварительным напряжением Для поперечной спиральной арматуры стоек применяется низкоуглеродп-стая холоднотянутая проволока Подробнее см в [50.14—50 16, 50.18]
Деревянные опоры изготовляются из пропитанных антисептиками бревен сосны II и 111 сортов Рекомендуется применение лиственницы зимней рубки (в районах массовой рубки леса, в основном для изготовления опор линий напряжением 220 кВ) Допускается применение ели и пихты для неответственных деталей опор напряжением 35 кВ и менее Подробнее см. в [50 6, 50.13—50 18].
Опоры из сплавов алюминия. Для этой цели могут применяться в основном термически неупро-чеиные сплавы, содержащие 0,5—0,8 % марганца и 6—7 % магния, с пределом прочности 320 МПа [50 20]
Па сооружаемых ВЛ должны применяться унифицированные или типовые опоры, предназначенные для использования в широком диапазоне климатических и геологических условий территории России в ненаселенной местности, поселках и городах, а также в промышленных зонах
На рис 50.1—50.56 приведены схемы основных унифицированных и типовых опор для ВЛ напряжением 0,38—750 кВ. В табл 50 9 указаны некоторые основные характеристики их конструкций и области применения
Стальные свободностоящие опоры могут устанавливаться на специальные подставки (пространственные фермы) для допо тнительного подъема узлов крепления проводов при проектировании пере
ходов воздушных линий через естественные пре-нягсгвия и инженерные сооружения (см §50.15), а также при расстановке опор по трассе в населен-ной местности Подставки изготовляются серийни следующих типоразмеров по высоте [50.16, 50.18] для промежуточных опор ВЛ НО и 150 кВ —4ц 220 и 330 кВ — 5 м, для анкерных и анкерных угловых опор ВЛ 35—330 кВ - - 5 и 9 м (см рис. 50.11, 50.12, 50 15, 50 16), причем пос тедпие могут применяться вместе и создавать повышение на 14 тт (см. рис 50 23, 50 24)
Конструкции унифицированных и типовых спор удовлетворяют требованиям [50 1] и, как правиле, рассчитаны па натрузки от ветрового давления нс менее 500 Па. Анкерные угловые опоры в больший-' стве случаев рассчитаны па углы поворота до 601. Стальные анкерные угловые опоры применяются1 также в качестве концевых, при железобетонных! опорах требуются специальные конструкции! анкерных опор, и поэтому вместо них обычно уста-иаиливаюгся стальные анкерные утловые опоры
Промежуточные опоры ВЛ до 20 кВ рассчкп-1 ны на крепление проводов вязкой из отожженно! стальной проволоки, опоры ВЛ 35—750 кВ—ио крепление проводов в глухих зажимах (допускается в необходимых случаях применение зажимок ограниченной прочностью заделки)
Области применения унифицированных и типовых опор могут быть расширены при условии выполнения проверочных расчетов механичествБ прочности, если имеются необходимые техника-' экономические обоснования
Металлические опоры укрепляются натипових сборных железобетонных фундаментах или сваях (рис 50.57). В специальных условиях (горные породы, болота и др ) применяются особые типы фундаментов таких опор
Стойки железобетонных опор своей нижней частью погружаются на 2,0—3,5 м в грунт, для повышения устойчивости этих опор к подземной частя стоек часто прикрепляются железобетонные ригели Оттяжки опор (см рнс 50.25—50 28, 50 31,50.35, 50 44, 50 51) крепятся к жслезобетонным анкерный плитам (рис 50 58), заглубленным в грунтнаЗ—5ц Деревянные опоры, как правило, имеют составные! стойки, изготовляемые путем сочленения бревна стойки и приставки (пасынка;, которая заглубляется! в грунт иа 2—3 м I |асыпки применяются обычно железобетонные, но они могут быть и деревинныин антисептированными, устойчивость этих опор также можно дополнительно повышать с помощью железобетонных или деревянных ригелей Стойки деревянных промежуточных опор могут быть цельными, ли для их изготовления используются бревна лиственницы длиной 15— 18 м зимней рубки
Подробнее о конструкциях опор, их примене-' нии, а также об их расчетах см в [50 6, 50.10, 50.14—50.20].
§50.5]
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОПОРАХ И ФУНДАМЕНТАХ ВОЗДУШНЫ XПИНИЙ
783
Рис. 50.1. Железобетонная промежуточная одноцепная опора ВЛ 0,38 кВ
Рис. 50.2. Железобетонная анкерная угловая одноцен-ная опора ВЛ 0,38 кВ
>///// дл/д/д я W» д/% д/ /дд.
7-1---------------------f£L
Ряс. 50.3. Деревянная промежуточная опора с железобетонным пасынком ВЛ 0,38 кВ
Рис. 50.4. Деревянная анкерная угловая опора с железобетонными пасынками ВЛ 0,38 кВ
Рис. 50.5. Железобетонная промежуточная одноцепная опора ВЛ 6—20 кВ (размеры для ВЛ 20 кВ — в скобках)
Рис. 50.6. Железобетонная анкерная угловая одноценная опора ВЛ 6—20 кВ (размеры для ВЛ 20 кВ — в скобках)
Рис. 50.8. Деревянная анкерная одноцепная опора ВЛ 6—20 кВ (размеры для ВЛ 20 кВ — в скобках)
Рнс. 50.7. Деревянная проме-жузочная одноцеиная опора ВЛ 6—20 кВ (размеры для
ВЛ 20 кВ — в скобках)
Ряс. 50.9. Стальная промежуточная одноцеиная опора
ВЛ 35 кВ
784
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ
[Разд. 50
Рис. 50.10. Стальная промежуточная двухиеиная опора ВЛ 35 кВ
Рис. 50.13. Стальная нромежуюч-наи одноцепная опора ВЛ 110 кВ
Рис. 50.16. Стальная анкерняи угловая двухцен пан опора ВЛ ПО кВ с подставкой выси i ой 9 м
Рис. 50.11. Стальная анкерная угловая одноненная опора ВЛ 35 кВ с подставкой высотой 5 м
Рис. 50.14. Стальная промежуточная двухцеппая опора ВЛ
ПО кВ
Рис. 50.17. Стальная промежуточная одноцепная опоре ВЛ 220 кВ
Рис. 50.15. Стальная анкерная угловая одноцепная опора ВЛ ПО кВ с подставкой высотой 9 м
Рис. 50.18. Стальнап промежуточная двухцепная опора ВЛ 220 кВ
Рнс. 50.12. Стальная анкерная уе левая двухцепиая опора ВЛ 35 кВ с поде।явкой высотой 5 м
§ 50.5|ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОПОРАХ И ФУНДАМЕНТАХ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ 785
Рис 50.19. Стальная анкерная угловая одноцепная опора ВЛ 220 кВ с подставкой высотой 9 м
Рис. 50.20. Стальная анкерная угловая двух цеп пая опора ВЛ 220 кВ с полеi авкон высоюй 9 м
Рис. 50.21. Стальная промежуточная однонепная опора ВЛ 330 кВ
Рис. 50.22. Стальная промежуточная двухценпая опора ВЛ 330 кВ
Рис.50.23. Свальная анкерная угловая однонепная опора ВЛ 330 кВ с подставками высотой 5 и 9 м
Рис. 50.24. С тальная анкерная угловая двухнеп-ная опора ВЛ 330 кВ с подставками высотой 5 п 9 м
786
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ
[Рад 50
Рис. 50.25. Стальная промежуточная одноцеиная опора на оттяжках ВЛ 500 кВ
Рис. 50.26. Стальная анкерная утловая одноцепная трех-стоечиая опора на оттяжках ВЛ 500 кВ
Рис. 50.27. Стальная промежуточная однопенпая опора на оттяжках ВЛ 750 кВ
Рнс. 50.28. Стальная промежуточная одноцеиная опора на оттяжках ВЛ 1150 кВ
вд 50
§ 50 5|ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОПОРАХ И ФУНДАМЕНТА X ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ 787
Рис. 50.29. Железобетон -нал промежуточная од ио-цепная опора ВЛ 35 кВ
Рис. 50.30. Железобетонная промежуточная двухцепная опора ВЛ 35 кВ
Рис. 50.31. Железобетонная анкерная угловая од попей пая опора на оттяжках ВЛ 35 кВ
Рнс. 50.32. Железобетонная промежуточная одпоиеп-ная опора ВЛ ПО кВ
Рис. 50.33. Железобетонная промежуточная двухцепная опора ВЛ ПО кВ с конической стойкой высотой 22,6 м
Рис. 50.34. Железобе! опная промежуточная двух цен пая опора ВЛ ПО кВ с конической сгонкой высотой 26 м
788
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Рид 5Д
Рис. 50.35. Желсзобез oit-ная анкерная угловая од-поцеппая опора иа оттяжках ВЛ ПО кВ
Рис. 50.36. Железобетонная анкерная угловая однонеп-ная опора ВЛ ПО кВ со стальной надстройкой
Рис. 50.37. Железобетонная анкер-пая уелоная одноцепяап опора ВЛ ПО кВ с двумя цилиндрическими с I ой кам н высотой по 20 и
Рис. 50.38. Железобетонная анкерная угловая двухцепная опора ВЛ ПО кВ
Рис. 50.39. Железобетонная промежуточная двух цепная опора ВЛ 150 кВ
Рис. 50.40. Железобетонни промежуточнап одиоцеп-иая опора ВЛ 220 кВ
§50 5]
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОПОРАХ И ФУНДАМЕНТАХ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
789
Рнс. 50.42. Железобетонная промежуточная двухценная опора ВЛ 220 кВ с горн юн i альным расположением проводов
Рнс. 50.41. Железобетонная промежуточная двухценная опора ВЛ 220 кВ
Рис. 50.43. Железобетонная анкерная угловая одноцепная опора на оттяжках ВЛ 220 кВ
Рис. 50.44. Железобетонная анкерная у|ловая од-ноцениая опора на о (тяжках ВЛ 220 кВ, установленная на фундаменте
Рнс. 50.45. Железобетонная анкерная угловая одно цеп пая опора ВЛ 220 кВ с двумя стойками и стальной надстройкой
Рис. 50.46. Железобетонная промежуточная одноценная опора ВЛ 330 кВ (портальная со стальной надстройкой н в пуз ренин мн тросовыми связями)
790
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Разд 50
Рис. 50.48. Железобетонная промежуточная двут* цепная опора ВЛ (нор«алы1ая с коническими стоиками высотой 26 м, двух «.ярусным иеспв-дар|ным расположением проводов и внутренним
I роговым И СВН1ЯМИ)
Риг. 5(1.47. Железобс i он на я промежуточная о л попей паи опора ВЛ 330 кВ (портальная с коническими стойками высотой 26 м и внутренними  РОГОВЫМИ связями)
Рис. 50.49. Железобетонная анкерная угловая одноцепная «рсхстоечная опора ВЛ 330 кВ (на oi-тяжках илн свободностоящая)
Рнс. 50.50. Железобс гон на и промежуточны одио-цеппая опора ВЛ 500 кВ (портальная, свободно-сюящая, с вну'1 репннмн «роговыми связями)
Рнс. 50.51. Железобетонная анкерная угловая одноцепная трехстоечная опора на оттяжках
ВЛ 500 кВ
Рнс. 50.52. Деревянная промежуточная одиоцеа-пан опора ВЛ 35 кВ
50 51 ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОПОРАХ И ФУНДАМЕН1АХ ВОЗДУШНЫХ ЛИПНИ 791
Рис. 50.55. Деревянная промежуточная одноцепная опора ВЛ 220 кВ
Рнс. 50.54. Деревянная анкерная уиювая одноценная опора ВЛ 35—ПО кВ
Рнс. 50.56. Деревянная анкерная узловая од ио цен-

ная опора ВЛ 220 кВ
Рнс. 50.57. Свайный фундамент со стальным ростверком для стоек стальных опор
792
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Рид Я
Таблица 50.9 Основные характеристики унифицированных и |иповых опор
Номинальное напряжение, кВ	Шифр опоры	Условное обозначение	Марка провода	Нормативная толщина стенки гололеда, мм	Длина пролета, м			Расход материалов			Рисунок
					габаритного	весово- 10	ветрового	стали, кг	желе-зобето-3 на, м	древе- сипы, 3 м	
6—20	П10-1Б	П-ПД-ЖБ-С	А 25—120; АС 16/2,7—50/8	5—20	60— 100	75— 130	85— 140	15.9	0.45	—	505
	1120-1Ь	П-1Ц-ЖБ-С	А 25—120, АС 16/2,7—50/8	5—20	60— 100	75— 130	85— 140	25,9	0,45	—	505
	УЛ10-1Б	АУ-1Ц-ЖБ-С	А 25—120, АС 16/2,7—50/8	5—20	—	—	—	77,4	1,35	—	506
	УЛ20-1Б	ЛУ-Щ-ЖЬ С	А 25—120, АС 16/2.7—50/8	5—20	—	—	—	87.6	1,35	—	506
	1110-7 ДБ	П-1Ц-Д-С	А 25—120, АС 16/2,7—50/8	5—20	66— 100	75— 130	85— 140	2,0	0,13	0,25	507
	1120-7ДБ	П-1Ц-Д-С	А 25—120. АС 16/2,7—50/8	5—20	66— 100	75— 130	85— 140	22	0.15	0.3	507
	ОЛ10-3 ДБ	А-1Ц-Д-С	А 25—120, АС 16/2.7—50/8	5—20	—-	—	—	35.1	0,3	0.95	50!
	ОЛ20-3 ДБ	Л-1Ц-Д-С	А 25—120, АС 16/2,7—50/8	5—20	—	—	—	36	0.35	1.0	50!
35	П35-1	ГИЦ-Ст-С	АС 70/11—150/24	5—20	160— 240	200— 300	225— 335	1558	—	—	50.?
	П35-2	П-2Ц-Ст-С	АС 70/11—150/24	15—20	235— 330	235— 420	295— 335	1934	—	—	501!
	У35-3+5	ау-щ-ст-с	АС 70/11—95/16	5—20	—	—	—	2385	—	—	—
	У35-1+5	АУ-Щ-Ст-С	АС 120/19—150/24	5—20	—	—	—	4727	—	—	5011
	УЗ 5-4+5	АУ-2Ц-Ст-С	АС 70/11—95/16	5—20	—	—	—	3986	—	—	—
	УЗ 5-2+5	АУ-2Ц-СТ-С	АС 120/19—150/24	5—20	—	—	—	6850	—	—	5012
НО	П110-3	П-Щ-С1-С	АС 120/19—240/32	5—10	365— 440	155— 555	435— 445	2558	—	—	5011
	11110-5	П-Щ-Ст-О	АС 70/11—240/32	15—20	200— 330	2 SO- 415	240— 330	2686	—	—	-
	Ш10-7	П-ПД-Ст-С	АС 120/19—240/32	5—10	4 loses	515— 630	460 — 505	2820	—	—	-
	П110-4	П-2Ц-Ст-С	АС 120/19—240/32	5—10	365— 445	455— 555	435— 445	3336	—	—	50 К
	П110-6	П-2Ц-Сг-С	АС 70/11—240/32	15—20	200— 330	250— 415	240— 330	3942	—	—	
110. 150	У110-1+9	ЛУ-1Ц-Ст-С	АС 70/11—240/32	5—20	—	—	—	8544	—	—	5015
	У110-2 + 9	ЛУ-2Ц-С1-С	АС 70/11—240/32	5—20	—	—	—	11 834	—	—	5016
150	II150-I	П-ПД-Ст-С	АС 120/19—240/32	5—20	250— 425	315— 525	3 SO- 425	2720	—	—	-
	П150-2	П-2Ц-СТ-С	АС 120/19—240/32	5—20	250— 425	340— 525	3 SO- 425	4009	—	—	
220	П220-3	П-ПД-Ст-С	АС 300/39—400/51	5—20	380— 520	475— 650	520	4881	—	—	5017
	П220-1	П-ПД-Ст-С	АС 300/39—400/51	5—20	380— 520	475— 650	520	3812	—	—	-
	П220-2	11-2Ц-Ст-С	АС 300/39—400/51	5—20	395— 470	430— 550	465— 470	6450	—	—	5011
сл	Б 50.51	ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОПОРАХ И ФУНДАМЕНТА V ВОЗДУШНЫХ ЛИНИН	793
азд 50	---------------------------------------------------------------------------------
Продолжение табл. 50.9
в- Р	ису-нок	Номинальное напряжение, кВ	Шифр опоры	Условное обозначение	Марка провода	Нормативная толщина стенки гололеда. мм	Длина пролета, м			Расход материалов			Рису- нок
							габа- ритного	весового	ветровок)	ciajiH, KI	жсле-зобсто-3 на, м	древесины 3 м	
	50.5	220	У220-1+9	АУ-Щ-Ст-С	АС 300/39—400/51	5—20	—	—	—	13 078	—-	—	50 19
		330	У220-2 + 9 ПЗЗО-З	АУ-2Ц-Ст-С П-Щ-Ст-С	ЛС 300/39—400/51 2х(АС 330/39)—	5—20 5—10		565—	495	20 245 6392	—	—	50.20 50.21
	50.5												
													
	50.6		ПЗЗО-1	П-Щ-Ст-О	2х(АС 400/51) 2х(АС 330/393—	5—20	495 365—	620	495	5017			
													
					2х( АС 400/51)		495	620					
	50.6		ПЗЗО-2	П-2Ц-Ст-С	2х(АС 330/39)—	5—20	325—	405—	425—	10 475	—	—	50 22
					2х(АС 400/51)		445	555	445				
5	50.7		УЗЗО-1+14	АУ-Щ-Ст-С	2х(АС 330/39)— 2х(АС 400/51)	5—20	—	—	—	25 276	—	—	50 23
3	50.7		УЗ 30-2+14	АУ-2Ц-СГ-С	2х(АС 330/393— 2х(АС 400/51)	5—20	—	—	—	38 910	—		50.24
i5	50.8	500	ПБ-2	П-Щ-Ст-О	Зх(АС 400/51) —	10—20	350—	437—	350—	6914	—	—	50.25
					Зх(АС 500/64)		460	510	460				
0	50.8		УБМ-22	ЛУ-Щ-Ст-О	Зх(АС 400/51) — Зх(АС 500/64)	10—20	—	—	—	15 640	—	—	50.26
	50.9	750	11П 750-1	П-Щ-Ст-О	5х(АС 300/39)—	10—20	470—	520—	415—	11 490	—	—	50 27
					5х(ЛС 400/51)		540	675	540				
	50.10	1150	ПОГ-1150-	П-Щ-Ст-О	8х(АС 300/39) —	10—20	335—	375—	340—	21 050	—	—	50.28
			1М		8х(АС 400/51)		420	460	420				
		35	ПБ35-1	П-Щ-ЖБ-С	АС 95/16—150/24	5, 10	215—	350—	300—	122	1,67	—	50.29
-	50.11		ПБ35-3	П-Щ-ЖБ-С	АС 95/16—150/24	15,20	375 185—	425 225—	465 190- -	118	1,67				
—	-—						265	320	345				
—	50.12		ПБ35-2	П-2Ц-ЖБ-С	АС 95/16—150/24	5, 10	230—	290—	210—	299	1.81	—-	50 30
—	50.13						290	330	380				
			ПБ35-4	П-2Ц-ЖБ-С	ЛС 95/16—150/24	15,20	135—	150—	ПО—	299	1,67	—	—
—	—						190	220	210				
			УБ35-11	АУ-Щ-ЖБ-О	АС 95/16—150/24	5—20	—	—	—	270	2,1	—	50 31
—	—	110	ПБ 110-1	П-Щ-ЖБ-С	АС 70/11—150/24	5,10	255—	295—	325—	216	1,67	—	50.32
							340	385	380				
—	50 14		ПБ110-5	П-Щ-ЖБ-С	ЛС 70/11—240/32	15,20	155—	195—	205—	255	1.81	—	—
							265	380	305				
—	—	по,	ПБ110-2	П-2Ц-ЖБ-С	ЛС 70/11—120/19	5, 10	215—	275—	220—	522	1,81	—	50.33
		150					275	325	280				
—	50.15		ПБ 110-4	П-2Ц-ЖБ-С	АС 185/29—240/32	5, Ю	275	330—	275—	422	2,52	—	—
								345	285				
—	50.16		ПБ110-6	П-2Ц-ЖБ-С	АС 70/11—120/19	15, 20	120—	150—	130—	522	1,67	—	-—
—	—						170	210	185				
			ПБ 110-8	П-2Ц-ЖБ-С	АС 150/24—240/32	15, 20	200—	245—	195—	484	2,52	—	50.34
—	—						240	295	250				
			ПБ 150-1	П-Щ-ЖБ-С	АС 120/19—240/32	5 — 20	175—	205—	190—	316	1,81	—	—
—	50.17						290	310	370				
		по,	ПБ 150-2	П-2Ц-ЖБ-С	ЛС 120/19—240/32	5—20	175—	215—	170—	596	2,52	—	50.39
—	—	150					290	310	325				
			УБ110-1	АУ-1Ц-ЖБ-О	АС 70/11—240/32	5—20	—	До 750	До 500	1526	2,10	—	50 35
—	50.18		УБ 110-23	АУ-Щ-ЖБ-С	АС 95/16—240/32	5—20	—	—		919	3,68	—	50.36
													
794 КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДЛ ЧИ[Рам. Я
Окончание табл 505
Номинальное напряжение. кВ	Шифр опоры	Условное обозначение	Марка провода	Нормативная толщина стенки гололеда, мм	Длина пролета, м			Расход материалов			Рису-Hot
					габаритного	весового	ветровою	с ШЛИ, KI	желе-юбето- 3 на, м	древесины, 3 м	
но,	УБ 110-25	АУ-Щ-ЖБ-С	АС 95/16—240/32	5—20	—	—	—	1887	7,36	—	5031
150	УСБ110-4	АУ-2Ц-ЖБ-С	АС 70/16—240/32	5—20	—	—	—	3699	7,36	—	503!
220	ПБ220-1	11-Щ-ЖБ-С	АС 300/39—400/51	5—20	220—	255—	205—	452	2,52	—	5040
	11СБ220-1	П-1Ц-ЖБ-С	АС 300/39—400/51	5—20	310 270—	360 320—	360 275—	429	3,62				
	ПБ220-4	П-2Ц-ЖБ-С	АС 300/39—400/51	5, 10	375 310	400 360	425 315—	933	5,03			5041
	ПБ220-12	П-2Ц-ЖБ-С	АС 300/39—400/51	5—20	345—	400—	360 390—	2548	5,03			50.42
	УБ220-3	АУ-1Ц-ЖБ-О	АС 300/39—400/51	5—20	430	545	465	1807	2,56	—	50.4]
	УСБ220-1	АУ-1Ц-ЖБ-О	АС 300/39—400/51	5—20	—	—	—	1934	2,56	—	5044
	УСБ220-7	АУ-Щ-ЖБ-С	АС 300/39—400/51	5—20	—	—	—	2335	7,36	—	504’
330	ПВСЗЗО-Ам	П-Щ-ЖБ-С	2х(АС 300/39) —	5—20	—	—	—-	1663	3,93	—	5044
	ПБЗЗО-711	11-1Ц-ЖБ-С	2х(АС 400/51) 2х(АС 300/39) —	5—20	335—	420—	335—	1511	5,03			5041
	11Б330-4	П-2Ц-ЖБ-С	2х(АС 400/51) 2х(АС 300/39) —	5—20	450 230—	560 285—	450 230—	2914	5,04		50.41
	УБЗЗО-5	АУ-Щ-ЖБ-С	2х( АС 400/51) 2х(АС 300/39) —	5—20	290	360	290	2304	11.1			50.40
500	11Б500-5Н	11-Щ-ЖБ-С	2х(АС 400/51) Зх(АС 330/43) —	10, 15	345—	440	390 -	2460	5,03			50 Я
	11Б500-7Н	11-Щ-ЖБ-С	Зх(АС 400/51) Зх(АС 330/43) —	20	355 300	495 340	430 300	2270	5,03				
	УБ500-1	АУ-111-ЖБ-О	Зх( АС 400/51) Зх(АС 330/43) —	10—20							8515	7,80			5051
35	ПД35-1	п-щ-д-с	Зх(АС 400/51) АС 50/8—120/19	5—20	120—	170—	150—	39				2,2	50 5!
	Г1Д35-3	11-1Ц-Д-С	АС 50/8—150/24	5-20	275 120—	740 150—	350 170—	31			3,1		
НО	ПД 110-1	П-1Ц-Д-С	АС 70/11—120/19	5—20	280 130—	660 227—	360 120—	39			2,4	505]
	ПДПО-5	п-щ-д-с	АС 70/11—185/29	5—20	260 135—	600 220—	350 190 -	31			3,2		
35, ПО	УДН0-1	АУ-Щ-Д-С	АС 50/8—185/29	5—20	260	600	440	264	—	6,16	5054
	УД110-5	АУ-Щ-Д-О	АС 50/8 — 185/29	5—20	—	—	—	470	—	5,7	—
220	Г1Д220-1	П-Щ-Д-С	АС 300/39—500/64	5—20	160—	180—	180—	94	—	5,0	5055
	ПД220-3	П-Щ-Д-С	АС 300/39—500/64	5—20	250 160—	535 200—	400 135—	76				5,8		
	УД220-1	АУ-Щ-Д-С	АС 300/39—500/64	5—20	250	600	300	893	—	11,0	50.50
Примечания 1 Все приведенные характеристики относятся к опорам ВЛ, проходящим в ненаселенно! местности, п рассчитаны на ветровое давление не менее 500 Па (скорость ветра не менее 30 м/с). 2. Шифры опор приведены по [50 16—50 18] 3 Условные обозначения опор расшифровываются следующим образом: П —промежуточная, А — анкерная, АУ — анкерная узловая, Щ — одноцепная, 2Ц — двухцеппая. Ст — стальная, ЖБ-жететобе тонная, Д — деревянная. С — свободностоящая. О — на оттяжках 4 Диапазоны пролетов соответспу-ют разным сечениям проводов и толщинам стенки гололеда.
§506] УДЕЛЬНЫЕ МЕХАНИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ПРОВОДОВ И к ЮЛНИЕЗ ХЩИТНЫХ ГРОС ’ОВ	795
50.6.	УДЕЛЬНЫЕ МЕХАНИЧЕСКИЕ ПАГРУЖИ ПРОВОДОВ II МОЛНПЕЗАЩИГПЫ.Х ТРОСОВ
Удельные iiai рузкп у,, II'Im-muT), на провода нтросы учпгыиак>1 механические силы массы проводов и гололедных образований, а также давление ветра на провода без гололеда или с гололедом Удельные нагрузки относятся к единице длины н единице поперечного сечения провода или троса и применяются во всех расчетах конструктивной части ВЛ в качестве исходных величин 11рп определении удельных весовых нагрузок проводов (тросов) осуществляется переход о г массы 1 м провода (и массы осевшего гололеда) к механической силе умножением па ускорение свободного падения.
В табл 50.10 приведены расчетные выражения для определения всех необходимых удельных нагрузок у(, i = 1, 2,	,7
Расчетные значения толщины стенки гололеда определяются на основе § 50 2 и норм [50.11 по следующему выражению
ьг-ьгМ-
где Агн — нормативная толщина стенки гололеда потабл 50.3, мм, к^ = —— + 0,17 —коэффп-циент. учитывающий отличие действительного диаметра провода (ipoca) от 10 мм [50 9|,
= (ig^/i^Q — поправочный ко>ффициснт на высоту расположения над поверхностью земли общего (приведенною) центра тяжести всех проводов 1Ып отдельно тросов рассматриваемого анкерованного участка линии (пли линии в целом) [50 9], учитываемы!! при Лцтп > 25 м, лцтп = «Ср --2/^/3 — высота расположения приведенного центра тяжести проводов в габаритном пролете, м; ,п(т)
л£р — средняя высота крепления проводов ,	.	г И(Т1	-
(тросов) к изоляторам (опоре) м; J б — наиболь-шая стрела провеса проводов, м (см § 50 8)
Расчетные значения скоростного напора ветра определяются на основе данных § 50 2 и норм [50 1J по выражению:
•
где qVii нормативный скорое! ной напор ветра потабл 50 2, Па, к^ = рЁ//•ОЛц^и} —поправоч
ный коэффициент па высоту подвески проводов (тросов), учитываемый при > 15 м [50 4|
Коэффициент неравномерности распределения скоростного напора по пролету ВЛ а в табл 50 10 принимается но [50 1| равным 1,0 при <7tJ[l < 270 Па и 0,7 при qva > 745 Па В диапазоне 270—745 Па 150 9[
°-9
а =--------------------+ 0,1
Коэффициент влияния длины пролета к/ в табл 50 10 по [50 11 равен 1,2 при пролетах до 50 м, 1,1 при 100 м, 1,05 нрн 150 м и 1,0 при 250 м и более
Таблица 50 10 Удельные naiрузки проводов в тросов
Удельная пагру !ка	7,-11/(м • мм2)	Расчетное выра- жение
От собственной массы провода (троса)	7|	9.81 Мо  10 3/Л
О г массы гололедных отложений	72	9.81 gynfcJJ + + />,)!() Ь/Р
Oi собственной массы и массы гололеда	7з	7| + 71
Оглавления ветра па провод (трос) без гололеда	7л	х10 3/Л
О г давления вегра иа провод (т рос) с । ололе-дом Результирующая от массы провода (троса) и давления ветра без гололеда Резу л ы мру ю тая oi массы провода (троса), массы гололеда и от давления ветра	75	цА,С/*(9„„6/4)х х(т/+26,)10 3/F
	7ь	лЙ + *4
	77	5/73+75
Обозначения Л/о— масса 1 км провода или гроса (см разд 20, [50 I8|), ki.7 - полное поперечное сечение провода или троса (для комбинированных проводов — суммарное сечение токоведушей части и сердечника из материала высокой прочности), мм2, 9.81м/с —ускорение свободною падения, б/ внешний диаметр провода (троса), мм, = 900 кг/м3 — плотность гололеда, qv— расчетный скоростной напор ветра. Па (см ниже), а — коэффпнпеш неравномерности распределения давления ветра вдоль проле га ВЛ (см ниже), ki— коэффициеп! влияния длины пролета (см ниже), Сг -— коэффициент лобовою сопротивления провода (троса) давлению ветра
796
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДЛ ЧИ
[Рам 50
Коэффициент лобового сопротивления проводов (тросов) давлению ветраС( в табл. 50.10 принимается равным 1,2 при диаметрах проводов (тросов) мспсс 20 мм и 1.1 при диаметрах 20 мм и более при отсутствии гололеда; для проводов и тросов, покрытых гололедом, независимо от их диаметров Сх - 1,2 [50.1 ]. Более подробные сведения об определении удельных нагрузок см в [50.5, 50.10, 50.11, 50.13, 50.16|
50.7.	НАПРЯЖЕНИЯ В ПРОВОДАХ И ТРОСАХ, ТЯЖЕПИЯ ПО НИМ В НОРМАЛЬНЫХ
РЕЖИМАХ РАБОТЫ
Расчеты проводов и тросов производятся по методу допускаемых напряжений, нормативные значения которых приведены в табл 50.8. Расчеты липин с обычной длиной пролетов (примерно до 800 м) осуществляются по напряжению провода (троса) в его низшей точке Вместе с тем напряжения в точках крепления проводов должны быть не больше 1,05 допускаемого значения для алюминиевых проводов и стальных тросов и 1,10 для сталеалюмииие-вых. В точках крепления па опоре напряжение в проводе (тросе) больше, чем в его низшей точке. При равной высоте расположения точек подвески (рис. 50.59)
= °0 + Г/
где f  стрела провеса провода, м, при удельной нагрузке у, Н/(м  мм2), и напряжении в низшей точке о0, Н/мм2.
При неодинаковой высоте точек подвески по рис. 50.60
= с0 + У fl) > аА = °0 + Y /а-
Рис. 50.59. Пролет воздушной линии с одинаковой высотой креплении проводов на опорах при пересечении железной дороги
Если известны стрелы провеса и /^напряжение в низшей точке провода можно вычислил так (см рис. 50.60, § 50.9)
^o = Y/2/2(7^±^)2,
где знак минус соответствует случаю, когда визю точка кривой провисания находилась бы вне пролета (при больших уклонах профиля трассы)
Комбинированные, в том числе сталеалюминиевые, провода рассчитываются по полному тяже-нию, действующему по проводу, суммарному сечению алюминиевой и стальной частей, эквивалентным модулю упругости, температурному коэффициенту линейного расширения и допускаемому напряжению провода в целом (см. табл. 50 7,508).
При температурах воздуха Ои, отличающихся от данных табл 50 4, допускаемое напряжение стале-алюминисвого провода определяемся по выражению
1°1„ = {|ст!а - («а -	- ®„)^а}£о/£в.
где [с]а, аа, Е.Л — допускаемое напряжение, температурный коэффициент линейного расширена и модуль упругости алюминиевых правом (см. разд. 20);	— температура изготовления про-
вода, условно принимаемая равной +15 °C; Oq,Eq — температурный коэффициент линейного расширения и модуль упругости сталеалюминиевогопро-вода, приведенные в габл. 50.7
Напряжение провода (троса) ап при климатических условиях, характеризуемых температурой воздуха и удельной нагрузкой у„ определяет по уравнению состояния провода.
2,2,. Y»Z Е
24 с2
у2 ГЕ
Рис. 50.60. Пролет воздушной липни с разновысоким креплением проводов па опоре
797
§50 7]
НАПРЯЖЕНИЯ В ПРОВОДАХ И ТРОСАХ. ТЯЖЕНИЯ ПО ПИМ В НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ
где величины с индексом m относятся к известному (исходному) состоянию провода, а с индексом п — к искомому состоянию, / — длина пролета.
Уравнение состояния является неполным кубическим уравнением вида
°\-А°2п-В = °>
где
Е
4 = °т-—г +
24 от
В = у2/2///24 .
Такое уравнение рекомендуется решать методом Ньютона, получая результат с хорошей точностью на третьей итерации, по следующей итерационной формуле:

Как начальные приближения (нулевые итерации) рекомендуется принимать значения, получаемые по следующим эмпирическим формулам [50 12]
если А > 0, то сп0 = 1,02л/в2/3 +	;
если А < 0, то сп0 = 1,035 I------
ЦВ1/3 -А
Уравнение состояния может применяться и при неравных высотах точек крепления проводов, если tg ц/ =	< 0,25 (см рис. 50.60) При ig ф > 0,25
уравнение состояния имеет вид
у:.1 Е з
О„-------jeos V = с„,
24 с/
2 .2 Уп,1 Е 3 -----“COS ф + 24пт
+ «£(в„, ~ ®„)COSV-
В большинстве расчетных задач исходным рассматривается такое состояние провода, для которого назначается допускаемое эквивалентное напряжение. Выбор допускаемого напряжения провода по табл. 50.8 и соответствующих ему уга и проводится на основе анализа рассчитываемых значений критических пролетов (см. § 50.10).
Тяжение по проводу (тросу) при любых условиях работы и в каждой его точке направлено по касательной к кривой провисания провода (троса) и определяется выражением
ТК = аК^
где А— полная площадь поперечного сечения провода (троса).
Наименьшее тяжение по проводу действует в его низшей точке Тц, а в точках крепления (см. рис. 50.60)
ЕА = ?0 + УЕ/А’	= 20 + У^^АН +/а^
Изложенная методика расчетов допускаемых и иных значений напряжений с применением эквивалентного модуля упругости Е является наиболее широко применяемой при массовых расчетах проводов и тросов и нс противоречит действующим нормам [50.1]. Однако при лом не учитываю! ся изменения механических характеристик проводов (тросов) из-за их вытяжки при монтаже и эксплуатации (рис. 50.61) [50.9, 50 111. Взаимосвязь напряжений и изменений длины проводов (тросов), находящихся в эксплуатации, характеризуется модулем релаксации D. Поэтому уточненное выражение для определения допускаемого в эксплуатации напряжения сталсалюмипиеного провода имеет вид [50 9, 50.21]:
[°1» = {l°la-<aa-a0)(e0-
где модуль релаксации сталсалюмиписнон) провода в целом
I -i- к
D = О ——,кц = DMDг = 0,19; к,-- /•’_ с 1 + kh а с '	3 L
Здесь Da, Dc — модули релаксации алюминиевой остальной частей провода (см §50.3); /<d, Fc — площади поперечных сечсппн алюминиевой и стальной частей провода (см разд. 20, [50 18])
Рис. 50.61. Зависимое!и напряжении о проводов oi их удлинения Е в различных режимах нагружения: а— при ускоренном нагружении в процессе монтажа, arctg = С (модуль неупругост и); б — при медленно нарастающей нагрузке проводов до наибольшей расчетной, arctg ф^ = D (модуль релаксации); в — при повторных нагрузках или разгрузках в процессе эксплуатации, arctg фу.- = Е (модуль упругости)
798
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ
[Разд Я
50.8.	СТРЕЛЫ ПРОВЕСА ПРОВОДОВ И ГРОСОВ
При одинаковой высоте крепления проводов (гросов) па соседних опорах (см рис 50.59) стрела провеса в пролете, м, может быть определена так
I)	при пролетах ВЛ до 700—800 м
/, = у,/2/(8с,),
где / — длина пролета, измеряемая по горизонтали (см рис 50 59, 50 60), м; у( — удельная нагрузка провода (1 роса) при конкретных климатических условиях, Н/(м • мм2), ст( — напряжение в низшей точке провода (троса) при удельной нагрузке у, и расчетных климатических условиях, Н/мм2,
2)	при расчетах больших пролетов ВЛ (переходов через широкие водные пространства и т.п ), когда стрелы провеса f > 0,06/
/, = [ch (у,//(2а,))- 1] о,/у,
О расчетах стрел провеса в особых условиях см [50 3, 50 5, 50 7, 50 11] Наибольшие вертикальные стрелы провеса, определяющие габаритный пролет ВЛ (при заданных опорах) или высоту проектируемых (реконструируемых) опор, образуются или при наивысшей температуре воздуха
fv =Yi/2/(8oo ). В	в
или при наибольшей вертикальной (весовой) нагрузке
/3=У?/2/(8о3),
где У|, у3 принимается по табл 50 10. ов ,03— на-В
пряжения провода (троса) в его низшей точке соответственно при наивысшей температуре воздуха 0в, У| п при гололеде без ветра 0г, у3 (см § 50 7)
Климатические условия, при которых имеет место наибольшая стрела провеса провода (троса) в вертикальной плоскости, определяются сравнением высшей температуры воздуха в районе сооружения линии с условной критической температурой, °C
екр==®г + о3<1 -Г|/¥з)(а£) =
= 0, -3°+ [о[ у-,/(учаЕ), 'нЬ “
где Ог — температура, при которой наблюдается образование гололеда, |ст| —допускаемое на-’но
пряжение провода при наибольшей удельной нагрузке (см. табл 50.8 и § 50.7)
При наивысшей температуре воздуха 0в > ©Кр стрела fv >/3, при 0в < Обстрела fv </3.
Провес провода в поперечном сечении пролен ВЛ, например на рис 50.59, удобно определяли выражению
У| =4/х,(1 -х^Г)И
Данное выражение применяется при расчета пересечений ВЛ с иными техническими объекта, для определения расстояния между объектом и про-водами ВЛ Так, иа рис 50 59 Л| = (/т+/)-(У| где h + f - Bbicoia подвески проводов, /т2 — высота от плоскости основания опоры до i оловки рельса.
При неодинаковой высоте подвеса преподана троса на соседних опорах (относительно горизонта] щ) различают (см рис 50 60)
1)	малую стрелу провеса — относительно низшей точки подвеса
2 /м=Л=^м/(8о0),
где /э м — эквивалентный малый пролет, /эМ=/-2/,лб°о/(У/)-
2)	большую стрелу провеса относительно высшей точки подвеса
/6=A = Y^6/(8g0).
где /э g — эквивалентный большой пролет, /36 = / + 2/,JH°0/(Y/)
Провес провода (троса) относительно верхней точки его крепления в любом сечении пролета (см рис 50 60)
50.9.	ДЛИНА ПРОВОДОВ И ТРОСОВ В ПРОЛЕТАХ ВОЗДУШНОЙ линии
Длина провода (троса) в пролете при одииав-вон высоте его крепления па смежных опори (рис 50 59) и пролетах до 800 м вычисляется кц для параболы
/., = /* у,2/3/(24с2)
или при более длинных пролетах — как для цепш! линии
/., = 2(с, /у;) sh (у, // (2о,))
Более подробные сведения см в [50.4, 50.5, 50.7, 50.11]. При неодинаковых высотах точек крепления проводов (см. рнс 50.60) их длина в пролете определяется на основе записанных выше выражений и в виде суммы длин провода в половив! пролета /э м (£^0) и половине пролета /э 6 (Lg0): I
L = 0,5 (La о + £й0)
§ 50 11| ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТОВ МОЛНИЕЗАЩИТНЫХ ТРОСОВ В НОРМАЛЬНЫХ	799
РЕЖИМАХ РАБОТЫ
При расчете проводов (тросов) на основе уравнения параболы
L = /+ (Y2/Go)(/,m + /*б)/48
50.10.	КРИТИЧЕСКИЕ ДЛИНЫ ПРОЛЕТОВ
В нормальных режимах работы линии напряжения проводов должны бы гь не выше их допускаемых значений по табл 50 8 при следующих условиях
1)	низшая гемперап'ра воздуха 6Н, удельная нагрузка У|, допускаемое напряжение провода I	,
2)	средние годовые условия средняя годовая температура Ot г, удельная нагрузка у,, допускаемое напряжение провода [о]с э,
3)	наибольшая внешняя удельная нагрузка па провод унб (у6 или у7), соответствующая ей температура воздуха внб, допускаемое напряжение провода [с L
'нб
Из приведенных трех сочетаний температуры воздуха, удельной нагрузки провода и допускаемого напряжения должно быть выбрано одно такое, использование которого в уравнении состояния провода обеспечит для каждой рассчитываемой линии соблюдение следующих требований
°е -1°1е 
И	н	’ но	1 но
где , сгс)ист —реальные для данной ВЛ на->1	"НО
пряжения проводов при наипизшеп температуре, среднегодовой температуре и температуре воздуха всостояпшз наибольшей внешней нагрузкзз (обычно берется температура гололедообразовапня)
Необходимое сочетание исходных (определяющих) условий расче га выбирае гея сравнением действительного (предполагаемого) пролета (см § 50 13, 50 14и 50 18) и кршически.х пролетов по табл 50 11 Критические пролеты вычисляются по выражению [50.21. 50.22]
. = 4olShi | |(Ч.-|О|Я. +
'кр< V I	2	2
Ym ^(Yn/Yra)
Различаются три критических пролета
I)	/кр| определяет переход от расчетных условий при напнизшей температуре к средним эксплуатационным условиям При этом уп = У|, ()„ = йсг. Мп = [°1с э> Y,„ = Y| - 6„, = 4 п | о ]„, = I о |е ,
К
2)	/KJ)2 определяет переход о г расчетных условий наипизшеп температуры к условиям наибольшей нагрузки у„ = унб, 0„ = й , [тт]„ = | с| ,
1 но	'но
Ут =Y|.	= 4 " [о|„, = |о|е ;
н
Таблица 50 II Исходные условия для расчеюв проводов
Соотношение кригических пролетов	Соотношение расче 1-ною и критических пролетов	Исходные (определяющие) условия расчетов проводов на механическую прочность
Аср! < Аср2 < АсрЗ	/<41	Паиниппая температура
	Аср 1 < < АфЗ	Средние эксплуатацией-
		ные
	/ > СрЗ	11аиболыпая нагрузка
Аф1 > А<р2 > А<рЗ	/</кР2	Намни иная кмнература
	/>4г	11анбольшая нагрузка
3)	/крз определяет переход oi расчетных средних экс пл у агат гонцы х условий к условиям наиболь-шей нарузки- у„ = у|1б, О„ = й [с|„= [ст] , 1нб	•нб
Y„, = Y|.6„, = ficl пГс]„, [с]сэ
За исключением /К1)2 два других критических пролета могут не сущесгвоващ (их вычисление лает мнимый результат) Поэтому рекомендуется первоначально выясним. существование /кр| и / ч
а)	/кр| вычисляется при [о]с , > |о|в ь
<- аЕ(Ь„ - йс г).
б)	/ з вычисляется при [о|t } > | сг| у,/у б. г	'нб
Критический проле! /крЭ необходимо вычислять лишь в том случае, когда /К[И > /кр3
50.11.	ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТОВ МОЛППЕ ЗАЩИТНЫХ ТРОСОВ В НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ РАКОТЫ
Исходным условием расчша молпиезащшных гросов в нормальных режимах (в отличие ог расчета проводов) является обеспечение их допустимой стрелы провеса при климатических условиях, соответствующих атмосферным перенапряжениям (см табл 50.4), коюрая определяе|ся следующим образом. При данных условиях (индекс А — атмосферное перенапряжение) для надежной защиты проводов от непосредственного поражения молнией стрела провеса троса должна быть па 0,5—1,5 м меньше стрелы провеса проводов /п^
f'A =/.и-(0,5-1,5),
где меньшее значение разнос! и стрел провеса относится к пролетам длиной 200 250 м. а большее — к пролетам 450—500 м
Кроме указанного согласно 150 1| расстояние между верхним проводом и молпнезащитным тросом в середине пролета (без учета отклонения их
800
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОЙ ЕРЕДА ЧИ
[Разд Я
ветром) в нормальных режимах работы линии должно быть не менее значений. определяемых следующими формулами (см рис 50 70) [50.5], м. йтп = 4 + 0,015 (/-200)	при 200< / < 1000 м.
/1Л п= 16 + 0,01 (/- 1000)	при 1000 </< 1500 м
По стреле провеса троса определяется его напряжение при климатических условиях, соответствующих атмосферным перенапряжениям,
где у)т — удельная нагрузка для троса ог его собственной массы.
По найденному значению ст1 и по уравнению состояния записанному для троса, определяются напряжения троса при любых других климатических условиях (состояниях) При этом в правую часть уравнения состояния, приведенного в § 50 7, подставляется
2 ,7
У1ТГ/ГТ
А = °т,1 ------— + ит £т(°Д - ° J
24отД
Температура воздуха при атмосферных перенапряжениях принимается равной 15 °C
Климатические условия для проверки на прочность стального молниезащитного троса устанавливаются путем расчета третьего критического
пролета (режим наипизшеп температуры может не рассматриваться)
'крЗт = 121
I 75 + (Ог-Осг) ^..бт^Гг)2-2.04
Если / < /крзт, по уравнению состояния троя рассчитывается о, при средних эксплуатационных условиях и сравнивается с соответствующим допускаемым значением (см табл 50 8). Если к / > /крзт, то расчетным будет режим наибольшей механической нагрузки. При невыполнении проверки на прочность выбирается трос с большим поперечным сечением
Подробные указания о защите ВЛ молнией-щитнымп тросами и их подвеске на опорах см. в [50 I, 50 2], а сведения о расчетах—в[50.4, 50 7, 50 13, 50 16]
50.12.	ТЯЖЕННЯ НО ПРОВОДАМ II МОЛИНЕЗАЩИТНЫМ ГРОСАМ
ПРИ ИХ ОБРЫВАХ
При обрыве провода (проводов однойфазы).хн-НИИ в одном из промежуючных промя (рис 50 62, а и б) спижаюхся тяжепия и напряжения в проводе (проводах) той же фазы в неповрежденных промежуточных пролетах (в рассматриваемом анкерованном участке) Снижение тяжений по проводу (проводам) обусловливается отклонение;] ми гирлянд изоляторов, а также гибкостью проке-
Рис. 50.62. Схема анкерованного участка воздушном линии с промежуточными нролееами одинаково! длины (/| = /2 = ... = /) с гибкими промежуточными опорами без молииезаиеитпых еросов, с подвесным гирляндами изоляторов и креплением проводов в глухих зажимах:
а — нормальный режим работы; б — обрыв провода в первом промежуточном пролете (И пр /), при этом новые пролехы /2и < /д,, < Isu < 1 и 6о- 8и- 8г, — соответственно отклонения опоры (на уровне крепления хирлшды изоляторов), гирлянды изоляторов и точки крепления провода оборванной фазы
§50 121	ТЯЖЕННЯ ПО ПРОВОДАМ И МОЛИИЕЗАЩИТНЫМ ТРОСАМ ПРИ ИХ ОБРЫВАХ	801
жуточных свободностоящих теревянных и железобетонных опор.
Обрыв проводов рассматривается при средних эксплуатационных условиях (ур Ос г) в расчетах приближения проводов к поверхности земли н усилив, воспринимаемых промежуточными опорами Наибольшие тяження создаются при обрыве провода (проводов одной фазы) в промежуточном пролете, примыкающем к анкерной опоре. Этот режим является расчетным для промежуточной опоры, ограничивающей аварийный пролет	,,а
рнс 50 62, б)
Проведение соответствующего расчета преследует цель определить усилия, действующие на эту промежуточную опору, для их учета в последующей проверке опоры на механическую прочность и устойчивость по методу предельных состояний [50 1, 50.14]. При прохождении трассы ВЛ но населенной местности является обязательным обеспечение нормируемого приближения к земле провисших необорванпых проводов [50.11 Несоблюдение этого требования влечет за собой вынужденное сокращение длины промежуточных пролетов или замену промежуточных опор па анкерные облегченные
Примыкающая к пролету обрыва анкерная опора воспринимает тяжение 7д(ав) = ос 3F, где F — сечение провода (проводов) оборванной фазы.
Опоры ВЛ напряжением до 1 кВ пе рассчитываются по нагрузкам аварийного режима [50.1, 50.17].
Для опор ВЛ напряжением выше I кВ нормативные тяження по проводам, воспринимаемые промежуточной опорой ?’п<авт> определяются: а) по табл 50.12 — при креплении проводов в глухих зажимах к подвесным гирляндам изоляторов; б) по паспортным данным зажимов — при креплении проводов в зажимах с ограниченной прочностью заделки (но не более укзанных в табл. 50.12),
в) 1,5 кН — при креплении проводов к тнтырьевым изоляторам; г) при необходимости уточненного расчета пли расчетов, пе охватываемых описанными выше условиями, — па основе специальных методик по [50.4, 50.7, 50 13, 50.16)
При обрыве молнпезаниптюго троса в одном из промежуточных пролетов гяжеппе по тросу в соседнем пролете принимается равным а) О,57'тнб = - 0,5ст, Е~ где <т,	- наибольшее напряжение
троса, FT— поперечное сечение троса, б) тяжеппю, найденному по методике, изложенной в [50 4], если требуется уточненное определение данного тяже-ния
При обрывах проводов на линиях с гибкими опорами тросы оказывают поддерживающее действие, в святи с чем в них возникают дополни тельные напряжения Дополнительное тяжение по тросу при обрыве проводов определяют по схеме рис. 50.63, а, принимая допущение о жестком закреплении стойки опоры в сечениях па уровне крепления троса и па уровне земли
Rr = RchHCHl, где ----сила (реакция), воспринимаемая стопкой
опоры и действующая па высоте крепления оборванного провода (рис. 50.63, б), h^( и Н - высоты точек крепления изоляторов и молпиезащиг-ных тросов на опоре.
При одностоечных опорах R(- = ^]цав) (см. табл. 50.12 - негибкие опоры); при промежуточных опорах портального типа с двумя молппеза-щитнымп тросами (см рис. 50.63, б).
Г{С '!nasr'l/D
Дополнительное напряжение троса, обусловленное силой Rr
Таблица 50 12, Нормативные гяжения по проводам, действ)тощие в аварийном режиме В. I на промежуточные опоры
Опоры ВЛ	Число проводов в фазе	Сечение проводив, мм*	I [ормативнос тяжение /щав) в полях максимального гяжения по проводу
Свободностоящие металлические п пт любого	1	Не более 185	0.50
материала на оттяжках с молниезашитнымн тро-	1	11е менее 205	0,40
сами (негибкие опоры)			
Железобетонные свободностоящие без молпис-	1	Не более 185	0,30
зашитых тросов (гибкие опоры)	1	Не менее 205	0,25
Деревянные свободностоящие без молниезащит-	1	Не более 185	0,25
ных тросов (гибкие опоры)	1	Не менее 205	0,20
Для ВЛ напряжением 330 кВ и ниже е расщеп-	3	11е более 185	0,35(0,21)
ценными фазами (в скобках — дэя гибких желе-	2	Не менее 205	0,32 (0, 20)
зобегонных опор)			
Для ВЛ напряжением 500 кВ	2—4	Не менее 205	0,15, но пе менее 18 кН
26-760
802
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ
[Рам Я
а полное тяженне по тросу
°1 ав ~ птс э + °| д’
где G, с ,— напряжение троса при средних эксплуатационных условиях (у|т, 6С г) Это напряжение
должно быть не выше 70 % ею предела прочное™ (см табл 50 8) Детализацию условий и метода! определения нормативных гяжепий по проводам и тросам в аварийных режимах см в [50.1]
S0.I3.	ПРОЛЕТЫ ВОЗДУШНЫХ линий
Рис. 50.63. Статическая схема к расчету дополнительного гяжеппя по тросу при обрыве провода одной фазы
Промежуточные пролеты — расстояния по гортоптали между соседними промежуточным! опорами (см рис. 50 59, 50 62) определяются высотой выбранных унифицированных или типовых промежуточных опор Диапазоны изменения эта пролетов указаны в забл 50 13
Промежуточные габаритные пролеты в общем случае определяются (рис 50.64) высотой выбранных промежуточных опор //, высотой тросостайи Лт, расстоянием по вертикали между проводами^ длиной подвесной гирлянды изоляторов 1 (табл 50 14), наибольшей возможной стрелой провеса проводов, не отклоненных ветром, (см § 50.8), наименьшим допустимым по условиям безопасности расстоянием от низшей! точки провисающего нижнего провода до поверхности земли (нормируемый габарит липин) hr (табл 50.15), и-пасом на неровности поверхности земли Дй = 0,2-0,3 м Расчет габаритного пролета линии произво-
Таблица 50 13 Ориентировочная длина, м, промежуточных пролетов при нормативных стенках гололеда 6ГН, мм
Материал и конструкция промежуточных опор	Номинальное напряжение С7НОМ, кВ	Одноцепные опоры		Двухцепные опоры	
		*г„=Ю	*,„-20	6гн=10	
Стальные свободное гоя щие	35	235—310	145—210	220—290	125-180
	НО	280—380	190—290	280—380	190-290
	150	350—370	250—280	350—370	250-280
	220	465—475	360—390	420—425	330-355
	330	450—460	350—370	390—400	—
	500	420—460	345—370	—	—
Стальные на оттяжках	220	475—490	380—390	—	—
	330	450—470	350—365	—	—
	500	400—450	300—350	—	—
	750	470—540	350—425	—	—
Железобетонные свободностоящие	35	165—295	105—220	230—265	135-165
	ПО	215—295	145—220	200—270	110-210
	150	245—270	175—210	245—255	175-200
	220	290	220—250	410—430	320—345
	330	310—320	240—275	—	—
	500	345—355	290—3 10	—	—
	750	420—490	350—385	—	—
Железобетонные па оттяжках	500	300—350	250—300	—	—
Деревянные свободностоящие	35	185—265	120—190	—	—
	ПО	190—230	130—175	—	—
	220	225	190—200	—	-
g 50.13]
ПРОЛЕТЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ
803
Таблица 50.14. Основные характеристики изоляции на промежуточных опорах воздушных линий (высота до 1000 м над уровнем моря, вне зон повышенною загрязнения)
Номинальное напряжение, кВ	Тип изолятора	Металлические и железобетонные опоры			Деревянные опоры		
		Количество изоляторов	Строительная высота изолятора или длина гирлянды (с арматурой), м	Масса изоляторов с арматурой, кг	Количество изоляторов	Выси 1 а изолятора ил и длипат ирляпды (с арматурой), м	Масса изоляторов с арматурой, кг
До 1	IIC16	1	0,14	0,8	1	0,17	1,72
	НС18	1	0,165	1,0	1	0,195	2,0
6—10	ILIC10A	1	0,19	2,35	1	0,19	2,35
	ШС10Г	1	0,225	3,1	1	0,225	3,1
	ШФ10Г	1	0,22	2,75	1	0,22	2,75
20	1ПФ20В	1	0,25	5,05	1	0,25	5,05
	Г1С40А	2	0,46	5,30	1	0,35	3,35
35	Г1С40А	4	0,715	8,72	3	0,6	7,0
	ПС70Е	3	0.672	12,1	2	0,55	12,0
	ЛК70/35	1	0,90	3,6	1	0,90	3.6
	ЛП7О/35	1	0.98	3.4	1	0.98	3,4
ПО	1IC40A	10	1,38	18,9	9	1.27	17,2
	1IC70E	8	1.31	29.1	7	1,20	25,7
	ЛК70/П0	1	1,46	6,47	1	1,46	6,47
	ЛП70/П0	1	1,41	4,32	1	1.41	4,32
	ЛК 120/110	I	1,56	12,8	1	1,56	12,8
	ЛП120/П0	1	1.82	14.0	1	1.82	14,0
220	ПС70Е	15	2,20	53,5	13	1,9	60.0
	ЛК70/220	1	2.39	7.95	1	2,39	7,95
	ЛП70/220	1	2,26	8,65	I	2,26	8,65
	ПС120Б	15	2,31	67,0	13	2.0	59,2
	ЛК 120/220	1	2,58	18,0	1	2.58	18,0
	ЛП120/220	1	2,40	15,0	1	2.40	15,0
	ПС160Д	13	2,57	94,0	12	2,42	88,0
	ЛК 160/220	1	2,69	21,8	1	2.69	21.8
	ЛП160/220	1	2,65	19,3	1	2,65	19,3
150	ПС70Е	10	1,56	36,5	—	—	—
	ЛК70/150	2	2,13	7,5	—	—	—
	ЛП7О/15О	2	2,15	6,5	—	—	—-
	ПС120Б	10	1,68	47,5	—	—	—
330	UC70E	20	2,95	90,3	—	—	—
	ЛП70/330	1	3,25	31,0	—-	—	—
	ПС120Б	20	3,00	103,3	—-	—	—
	ЛК 120/330	1	3,33	45,0	—	—.	—
	ЛГИ 20/330	I	3,28	32,0	—-	—	—
	ПС160Д	17	3,00	129,2	—	—	—
	ЛК 160/330	1	3,48	46,2	—	—	—
	ЛП 160/330	1	3,30	33,2	—	—	—
	ПС210В	16	3,26	143,42	—	—	—
500	ПС120Б	28	4,37	142,6	-—	—	—
	ЛК 120/500	1	4,53	56,1	—	—	—
	ЛП120/500	2	5,62	46,6	—	—	—
	ПС160Д	25	4,50	204,5	—	—	—
	ЛК 160/500	1	4,86	76,0	—	—	—
	ЛП 160/500	2	5,82	67,0	—	—	—
	ПС210В	23	4,79	220,0	—	—	—
	ПСЗООВ	20	4,88	285,2	—	—	—
750	ПС120Б	43	6,56	233,2	—	—	—
	ЛК 120/750	2	7,19	97,7	—	—	—
	ЛП 120/750	3	7,90	85.2	-—	—	—
	ПС160Д	37	6,54	289,4	—	—	—
	ЛК 160/750	2	7,40	99,0	—	—	—
	ЛП 160/750	3	8,32	87,5	-—	—	—
	ПС210В	35	7,П	318,5	—	—	—
	ПСЗООВ	31	7,32	393,1	—	—	—
804
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Рам 50
Таблица 50.15. Наименьшие допустимые расстояния, м, проводов воздушных линий до земли
I пересекаемых объектов
Район прохождения ВЛ или пересекаемые объекты	Номинальное напряжение воздушной линии, кВ								
	до 1	6, 10	20	35, ПО	150	220	330	500	750
До земли в ненаселенной местности	6,0	6,0	6,0	6,0	6.5	7,0	7,5	8,0	12,0
До земли в труднодоступной местности До jcmjhi в населенной местности, па территориях промышленных предприятий	3,5	5,0	5,0	5,0	5,5	6,0	6,5	7,0	10,0
в нормальном режиме	6,0	7,0	7,0	7.0	7,5	8,0	9,5	15,0	23,0
при обрыве проводов в соседнем пролете До проводов линии связи и сигнализации при наибольшей стреле провеса		4,5	4,5	4,5	5,0	5,5	6,0	6,5	—
в нормальном режиме1	1,2	2—4	3-^1	3—5	4—6	4—6	5—7	5-7	6,5
в аварийном режиме Железные дороги общею пользования	—	1,0	1,0	1,0	1.5	2,0	2,5	3,5	—
в нормальном режиме до головки рельса неэлек- 2 трифицированпой железной дороги	7,5	7,5	7,5	7,5	8.0	8,5	9,0	9,5	20,0
то же, но при обрыве провода в пролете, соседнем 4 с местом пересечения	6,0	6,0	6,0	6,0	6,5	6,5	7,0	—	-
oi провоза до несущего троса подвески или до контактною провода электрифицированной железной 2 3 дороги в нормальном режиме	1,0	2—3	3—5	3—5	4—7	4—7	5—8	5-8	10,0
то же, но при обрыве провода в соседнем пролете4 До полотна автомобильных дорог с общей шириной проезжей части 4,5 м и более	1,0	1,0	1,0	1,0	2,0	2,0	2,5	3,5	—
в нормальном режиме	7,0	7,0	7,0	7.0	7,5	8,0	8,5	9,0	16/)
при обрыве провода в пролете, соседнем с местом 4 пересечения Судоходные реки, каналы, шлюзы и т.п	5,0	5,0	5,0	5,0	5,5	5,5	6,0	6,5	—
до уровня самых высоких вод при наивысшей температуре воздуха	6.0	6.0	6.0	6.0	6,5	7,0	7,5	8,0	10,0
до наиболее высоких точек судов при высшем судоходном горизонте воды или до габарита сплава леса при наивысшей температуре Несудоходные и несплавныс реки и каналы	2,0	2.0	2.0	2,0	2,5	3,0	3,5	4,0	5,5
до уровня высоких вод (при 15 °C)	2,0	3.0	3,0	3,0	3,5	4,0	4,5	5,0	10,0
до уровня льда зимой (при -5 °C, провода покрыты гололедом)	6,0	6,0	6,0	6,0	6,5	7,0	7,5	8,0	12,0
1 Меньшая из цифр относится к линиям с молниезащитными устройствами, используется также лри проверит по условиям гололеда, большая из цифр относится к линиям па деревянных опорах и без молниезашишыхустройств
2	Определение наибольшей стрелы провеса проводов на пересечениях с железными дорогами общего Поль зоваиия и дорог «лектрифицированного транспорта производится с учетом наивысшей температуры окружающего воздуха и добавочного нагрева проводов током в нормальном режиме работы линии (при отсутствииданншо токовых нагрузках липни температура проводов принимается 70 °C).
3	Указанные расстояния берутся в зависимости от длины пересекающего пролета воздушной линии и расстов-ния оз места пересечения до ближайшей опоры линии
4	2
При пересечениях линий, выполняемых проводами сечением 185 мм и более, проверка габаритов нс требуется
азд. 50
§50 В]ПРОЛЕТЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ 805
ли
сВ
750
12,0
10,0
> 23,0
Рис. 50.64. Размеры промежу (очной опоры, определяющие длину габаритного промежуточного пролета линии (или высоту опоры)
7 6,5

20,0
дится на основе допустимой (габаритной) стрелы провеса провода
[/ ] = И - (й, + А + й„ + hr + Дй)
по выражениям
-8 10,0
5	—
0 16,0
5	—
О 10,0
.0	5,5
,0 10,0
,0 12,0
В +	+ ЗАС
N 2/1
2	2
1 = (Y|Z1/{8|/|} +Ylal)£/{24]a| };
/? = |о] ot£(O[/( - O[a]), С = 8£1Л2/3.
Здесь у|у], О[д| — удельная нагрузка и температура воздуха при климатических условиях, в которых образуется наибольшая сзрела провеса, равная [/]; У|0|,0|о| —то же, но при климатических условиях, соответствующих рассматриваемому напряжению [о].
Климатические условия, соответствующие наибольшей вертикальной стреле провеса провода
/нб = I/]. выбираются после вычисления приближенного значения условной критической температуры воздуха и ее сравнения с наивысшей температурой Ов, зафиксированной метеостанциями, расположенными вблизи трассы 13Л (см § 50 8). Климатические условия, соответствующие [о], выбираются после определения критических пролетов (см § 50.10) и их сопоставления с верояшыми значениями габаритных пролетов проектируемой линии, которые принимаются на основании данных табл. 50.9, 50.14
При толщине стенки гололеда па проводе 15 мм и более и наибольшей скорое!и ветра 25 м/с и более обычно |стJ = |о|	, у,о| = у|16 = у7 и
После определения [/] по приведенным выше выражениям необходимо проанализировать правильность положенных в основу расчета исходных климатических условий У(ст|, 6[о| при [с]. У[/1 и ®[/] Это выполняется сравнением полученного значения пролета /г с /кр], /кр->, /кр3, а также уточненного значения Окр с заданной Ов При расхождении положенных в основу расчета значении У|ор б|Я|, [ст], У|у] и с результатами проверочного анализа расчет следует повторить, исходя из новых параметров климатических условий, соо1ветствующих значению [о|, полученному по рекомендациям § 50.10 и [/] по рекомендациям § 50.8.
Ветровым пролетом ВЛ /вт называется промежуточный пролет, соответствующий нагрузке от давления ветра па все провода нтросы Этот пролеi всегда принимается равным полусумме длин пролетов, примыкающих к опоре (рис 50 65):
^2вг — А’’ ^Звг > ^г’ ^5 кг < ^г
Весовым пролетом ВЛ /вс пазывае(ся промежуточный пролет, соответствующий нагрузке от
проверках
стройств.
зего поль-тужающе-
I данных о
и расстоя-
ов не тре-
/г, /вс, /вт — соответственно габаритный, весовой и ветровой пролет
806
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОН ЕР ЕДА ЧИ
[Разд. 50
массы проводов и тросов, воспринимаемой промежуточной опорой, и измеряемый между низшими точками провисающих проводов в соседних пролетах (точка О на рис. 50.65) Этот пролет может быть равен габаритному, больше или меньше габаритного в зависимости от рельефа трассы линии.
АЛ, . АЛД / = / + — —-— -----------1
JBC /вт у I ।	/, I
где 1 — помер пролета, у — номер промежуточной опоры (/=_/+!)
Промежуточные пролеты в населенной местности выбираются как по условиям нормального режима BJ1, так и ио условию наибольшего возможного провисания проводов, которое получается в первом от анкерной опоры пролете при обрыве провода во втором промежуточном пролете. Расстояние о г низшей точки провода до поверхности земли или городских технических сооружений должно быть не меньше указанных в табл 50.15, что приводит к существенному сокращению пролетов при применении опор, предназначенных для ненаселенной местности Длина пролета, возможная по условиям данного аварийного режима BJ1, определяется по [50.4, 50 7, 50.13, 50 16].
Анкерный пролез —расстояние по горизонтали между соседними анкерными опорами (см. /п иа рис. 50.70).
Анкерованный участок — расстояние по горизонтали между анкерными опорами, ограничивающими ряд промежуточных пролетов, сумма длин которых является длиной анкерованного участка. Длина последнего не нормируется для ВЛ напряжением 35 кВ и выше при креплении проводов в глухих зажимах или зажимах с ограниченной прочностью заделки [50.1].
При креплении проводов к штырьевым изоляторам па ВЛ напряжением 35 кВ и ниже длина анкерованного участка должна быть не более 10 км, если толщина стенки гололеда составляет 10 мм, и пс более 5 км при толщине 15 мм и более Анкерные опоры устанавливаются в местах, определяемых условиями прокладки трассы линии, пересечениями с другими техническими объектами и иными условиями работы и монтажа ВЛ
Приведенный пролет — эквивалентный (по условию равенства напряжений в низших точках проводов) промежуточный пролет, определяемый для анкерованного участка линии с неравными промежуточными пролетами по формуле
т к
I = У I./ У /,> Пр а I	I
1=1
где /, — длина /-го промежуточного пролета при к таких пролетах в пределах одного анкерованного участка.
По приведенным пролетам производятся расчеты ВЛ после расстановки опор по трассе линии.Дополнительно см [50 4, 50.7, 50 13]
Длины пролетов переходов 13Л через пересекаемые технические сооружения выбирайте» по условию наименьшего допускаемого приближения проводов к определенным частям данного сооружения (см. § 50.15).
50.14.	РАССТАНОВКА ОНОР НО ТРАССЕ ЛИНИИ
Расстановке опор предшествуют изыскан™ трассы липин (составляются план-абрис, продольный профиль и геологическая структура будущей трассы линии) Указанные данные наносятся иа карту трассы (рис 50.66) Для отдельных мест в силыюперссечеппой местности, при пересечений технических объектов и естественных препятствий могут сниматься и поперечные профили трассы.
Масштабы плана и профилен обычно принимв-ются следующие:
Для плана................. I 10 000—1:25000
Горизонтальный для нормальных профилей ............. 15 000
Вертикальный для нормальных профилей ............. 1:500
Для профилей переходов через автомобильные п железные до
роги, ливни связи и т.п..
Горизонтальный...........
Вертикальный.............
1 I 000—1:2000
1100— I 200
На рис. 50.66 приведен пример продольного профиля трассы линии. В нижней части рисуни дан спрямленный план местности (абрис шириной 100 м). Еще ниже указаны отметки профиля, расстояния между пикетами и номера пикетов. Наоси трассы линии указаны стрелками углы поворота линии.
При проектировании грассы линии и последующей расстановке опор должны соблюдаться наименьшие допустимые вертикальные и горизонтальные расстояния от проводов и опор ВЛ до ииыхта-ннческих объектов.
Расстановка промежуточных опор но профилю производится графическим путем при помощи «шаблонов», вычерчиваемых па прозрачных материалах (калька, пленка и т.п.) Исходными пунктами при расстановке являются точки установки опор анкерного типа.
Шаблон для расстановки опор представляет собой изображение кривой наибольшего провисают» провода (кривая / на рис. 50.67) и двух равноудаленных по вертикали от нее кривых, именуемых габаритной и земляной. Шаблон строится для провода выбранной марки при расчетном (габаритном)
§50.14|
РАССТАНОВКА ОПОР ПО ТРАССЕ ЛИНИИ
807
Средняя часть чертежа заполняется данными о типе опор,
номерах опор, пролетах п т.д.
ПК 358 + 43,7	756,30 — расстояние между углами
v	Размеры в метрах
Рнс. 50.66. Продольный профиль и план участка трассы воздушной липни
Рнс. 50.67. Шаблон для расстановки промежуточных опор по профилю трассы линии
пролете и наибольшей вертикальной стреле провеса провода (см. § 50.8). Точки кривой / рассчитываются по уравнению параболы, соответствующему системе прямоугольных координат с началом, совмещенным с низшей точкой параболы, в следующей записи:
у = Агш(х/100)2,
глех = О —/г/2; *ш = У[/1-	ск-
удельная нагрузка па провод и напряжение в его низшей точке при [/]; /г — габаритный пролет.
Кривая 2 шаблона (габаритная) строится вычитанием из ординат кривой / наименьшего допусти
мого по нормальным режимам расстояния о г низшей точки провода до земли (Лг па рис 50 64, табл. 50.15). Нижняя кривая 3 (земляная) определяется вычитанием из ординат кривой / высоты над поверхностью земли точки крепления к гирлянде изоляторов низшего провода (h на рис. 50.64).
Начиная е точки установки анкерной (или концевой) опоры и соблюдая строго вертикальное положение оси ординат шаблона, последний перемещают вдоль продольного профиля трассы так, чтобы кривая 2 в одной из точек касалась поверхности земли, нигде ее не пересекая (рис. 50.68). Место установки каждой следующей промежуточной опоры укажет точка пересечения кривой 3 с земной поверхностью. При нескольких пересечениях кривой 3 выбирается место установки опоры, при котором пролет получается наиболее близким к расчетному габаритному. Таким методом находят места установки всех промежуточных опор внутри рассматриваемого анкерованного участка
Во всех вариантах расстановки опор по мере продвижения по профилю трассы необходимо следить за тем, чтобы получаемые пролеты не превышали значения весовых и ветровых пролетов для применяемой промежуточной опоры, и значения габаритного пролета, которой был положен в основу расстановки. Дополнительно следует исключать
808
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ
[Разд 50
Рис. 50.68. Схема расстановки опор по трассе липин с применением итаблона (см. рис. 50.67)
Рис. 50.69. Силы, действующие на изоляторы  опоры линии, проходящей по силы1опсресечеши>1 местности, при низкой температуре воздуха
среди выявленных такие точки профиля, в которых установка опор невозможна или неудобна (крутой склон, непроходимое болото, дороги зз т.п.).
Далее определяется приведенный пролет, по которому следует вести дальнейшие расчеты проводов, тросов зз опор (см. § 50.13). Прзз практическом совпадензззз прззведенного зз габарззтного пролетов (с отклонеззззем ± 5—6 %) ис требуется выполненззе проверочных расчетов В случае больнзего расхождения длины этих пролетов следует определить на-ззряженззе проводов по уравпенизо состояния для приведенного пролета зз сравнить его с напряжением прзз габарззтном пролете. Незначззтелызое отличие ззх значений указывает на то, что корректировка расстаззовкзз оззор не требуется. В противном случае строи гся 130331.333 шаблозз с введением в его расчет напряжения, соответствующезю приведенному пролету, зз вновь производится расстановка опор.
В сззльнопересечепной местности требуется проверка расстановкзз опор ззо режиму наинизшей температуры воздуха, когда на некоторых опорах могут появзггься направленные вверх усилия (ТА зза рис. 50.69). С этозЧ цельзо рядом с кривыми 7, 2 зз 3 примеззепззого пзаблона (см. рис. 50.67) дополззи-тельно вычерчивается кривая наименьшего прови-санззя при температуре воздуха Он (см. табл. 50.4). Признаком ззоявлеззия направленных вверх уеззлий в точках крепления проводов к гирляндам изоляторов является расположение низшей точкзз кривой наименьпзего провисания шаблона вне пределов рассматриваемого промежуточного пролета. В таких случаях потребуются специальные меры, пре-дотвращаютзпзе подъем ззодвесных изоляторов, съем шсырьевых изоляторов со штырей зз т.п
Расстаззовка опор по трассе связана со специальными расчегамзз габарззтов пересечений ВЛ с разиымзз зехнззческимзз сооружениями зз естест-веззнымзз преградами. Дополнительные сведения о расстановке опор см. в [50.5, 50.13, 50.16, 50.17].
50.15.	ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ВОЗДУШНЫМИ ЛИНИЯМИ ТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ
И ЕСТЕСТВЕННЫХ ПРЕГРАД
Осззовззой задачей расчета ззлзз проектирования пересечезззззЗ является обеспечение следующих нормативных показателей'
1)	допускаемых расстояний от проводов пере-секазощей ВЛ до конструкций идея ззорматззвззыхгабаритов пересекаемого объекта;
2)	то же от опор пересеказозцстз ВЛ;
3)	допускаемых углов пересечений проводи ВЛ с трассоз“з ззерссскаемозо объекта;
4)	тззпов опор, изоляторов и зажимов проводи в пролете пересскаюзцей ВЛ и иных специальных требований [50.1 ].
Кроме указанного должны быть выдержаны допускаемые расстояния сблззжеззззз“з рядом расположенных трасс ВЛ зз других иззжеиерззых сооружении
Допускаемые расстояззия от проводов ВЛ до пересекаемых сооружезззззЗ зз основные иные условия пересечения ВЛ зз технических объектов приведены в табл. 50.15 31 50.16. Более подробные указания см. в [50.1]. Для вновь осуществляемых пересечений, как правззло, пересекающая лизпзя должнапро-ходззть над пересекаемым объектом. Прзз пересечении двух ВЛ выше должззы быть расположены провода липин более высокого номинального напряжения
На рззе. 50.70 прззведено схематззческое изображение пересечения ВЛ с элект рифицироваинм двухколейной железной дорогой (ЛК зз ЖД), линия-мзз связи (ЛС) зз линией электропередачи напряжением до 1 кВ (ЛН) Пересеченззе должно быть спроек-тироваззо таким образом, чтобы габарззтныеразмеры Лс, Лж, Лн, ас, аж, ан былзз не меньше нормативных, а также чтобы былзз выдержатты ос зальные норма-тззвные требоваззия для тазеоз'о пересечения [50.1]
Обеспечение необходззмых расстояний в нормальных зз аварийном режззмах ВЛ достигается еле-
§ 50.15]	ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ВЛ ТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИИ И ЕСТЕСТВЕННЫХ ПРЕГРАД
809
Таблица 50 16. Основные требования к воздушным линиям 35—500 кВ, пересекающим в ненаселенной местности технические объекты (в пересекающих пролетах) |50.11
Объект пересечения	Пересекающая ВЛ				Угол пересечения трасс ВЛ и объекта	Допускаемое рас- стояние О1 обьекза ди опоры ВЛ,м	Иные требования
	Номинальное напряжение, кВ	Типы опор	Способ крепления проводов	Наименьшее сечение проводов, мм2			
ВЛ 330— 500 кВ	330—500	Анкерные	В глухих зажимах		Нс нормирован		11ровода ВЛ более высокого напряжения располагаются пал проводами ВЛ более низкого напряжения
ВЛ 220 кВ и менее	330—500	Допускаются промежуточные	То же	—	То же	—	7 о же
ВЛ 220 кВ и менее	220	То же	»	—	»	—	»
Линии связи.	35	Промежу-	В глухих зажн-	Мпоюпрово-	Возможно	До опоры	11е допускается
сигнализации и радио трансляции выполненные неизолированными проводами	и более	точные при проводах сечением 120 мм~ и более	мах, на подвесных изоляторах	личные, а 70, АС 35/6,2 70 (алюминием А 70). 35/6,2 (сталеалюминиевые АС)	близкий к 90°	ВЛ не менее 7	расположение опор объектов пересечения под проводам и ВЛ Провода ВЛ располагаются выпх2 объектов пересечения
Железные дороги общего пользования электрифицированные	6—500	Анкерные	В глухих зажимах; при проводах сечением 120 мм2 и более двухцепные гирлянды изоляторов		40—90 °C	До габарита железно йдорог и. высота опоры + 3	При пересечении железных дорог необгцего пользования допускаются промежуточные и анкерные облегченные опоры
Автомобильные дороги с шириной проезжей части, м 15 н более	6—500	То же	То же		Не нормирован	Высота опоры	
6,0—7,5	6—500	Анкерные облегче гз-ные или промежуточные	То же или при штырьевых изоляторах двойное крепление	•	То же	—	—
Судоходные реки	6—500	Анкерные	В глухих зажимах		»		При использовании проводов АС сечением 120/19 и более допускаются анкерные облегченные и промежуточные опоры (при смежных с последними — опоры анкерного типа)
Надземные и наземные трубопроводы	6—500	Анкерные	То же		Близкий к 90° при пересечении газо- и нефтепроводов	—	То же
Примечание. Вертикальные расстояния между проводами ВЛ и пересекаемыми объектами см. в табл. 50.15.
810
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Рам 50
Рис. 5(1.70. Анкерный пролет псресечення воздушной линии с электрифицированной железной дорого! (ЛК и Ж'Д), линией напряжением ло I кВ (ЛИ) и линией евнзи (ЛС)
дующими мерами а) расположением опор пересекающей ВЛ относительно пересекаемого объекта (ас, аж, ан и г.и ); б) надлежащим выбором высоты опор ВЛ и применением в случае необходимости опор повышенного типа (унифицированных опор на унифицированных подставках); в) анкерным креплением проводов на опорах ВЛ
Применяемая на практике методика проектирования пересечения ВЛ с различными объектами заключается в следующем Опору ВЛ требуемого типа (А 1 пли А2 на рис. 50 70) устанавливают на наименьшем допустимом расстоянии от пересекаемых объектов Расположение другой опоры пролета пересечения (пролет / ) определяется требованиями допустимого приближения низших проводов ВЛ к верхним точкам пересекаемых объектов При лом для нахождения таких расстояний применяется расчетное выражение приведенное в § 50 8 Наименьшая возможная длина пролета /п (см рнс 50 70) определяется минимальными допустимыми расстояниями от обеих опор ВЛ до технических сооружений. Если в таком варианте не соблюдаются наименьшие допустимые размеры hc, Лж и /гн, то применяются специальные меры, обеспечивающие подъем точек крепления проводов, но при этом следует увеличивать /п, добиваясь получения минимальных запасов в габаритах. Расстановка промежуточных опор по трассе ВЛ по обе стороны от пролета пересечения ведется с учетом выбранных ранее точек установки других анкерных опор
Пересечения воздушных линий с протяженными объектами могут проектироваться с применением промежуточных опор (двух-, трех- или четырех-нролетные анкерованные участки) В случаях раз
новысокой подвески проводов на смежных опори, пролетов разной длины и неодинаковых уделим нагрузок по пролетам напряжения и стрелы прок-са при необорваппых провозах определяются путем решения системы линеаризованных уравнений состояния проводов вычислительным метолом «прогонки» [50.23| Более подробные сведены см в [50 13, 50.16]
50.16.	НАПРЯЖЕНИЯ II СТРЕЛЫ ПРОВЕСА ПРОВОДОВ II ТРОСОВ ПРИ ИХ МОНТАЖЕ
Монтаж проводов и тросов ВЛ должен осуществляться с такими механическими напряжениями, при которых в эксплуатации ВЛ не будут превышены их допускаемые напряжения, указанные I табл 50 8 Оценка напряжения проводов и тросов я процессе монтажа выполняется косвенно — № стрелам провеса, соответствующим конкретным длинам промежуточных пролетов, климатические условиям проведения монтажных работ и монгаа-ным напряжением
Так как после проектной расстановки опор по пересеченной трассе ВЛ промежуточные пролеты оказываются неодинаковыми, то монтажные напряжения проводов и тросов рассчитываются для приведенного пролета (см § 50 13) с использовании модифицированного уравнения состояния провода и при учете конкретных климатических условий монтажа у । и 0м (подразумевается проведение монтажа проводов при отсут ствии юлоледа и ветрового давления).
S 50171
ЗАЩИТА ПРОВОДОВ И ТРОСОВ ОТ ПОВРЕЖДЕНИЙ ВИБРАЦИЕЙ
811
Л'пРСм , , См
УУ., и|°С
+ «С'М(6Г-6М),
где С„ = -———— — монтажный модуль м 1 + (C/D- 1 )v
удлинения провода, определяемый геометрическими соотношениями модулей С и D и принимаемым значением доли общей вытяжки провода под действием нагрузки У|, реализуемой непосредсгвенно впроцессе монтажа; v = 0,05P\/Fc [50.9]. При этом расчетное значение монтажного напряжения завышается с целью компенсации последующей вытяжки провода под действием расчетных наибольших внешних нагрузок от гололеда и ветра (выполняется обоснованная перетяжка провода).
Поскольку в реальных условиях монтаж проводов может происходить при различных температурах воздуха, например в диапазоне от паиннз-шей до наивысшей температур, то для всех возможных длин приведенных пролетов, характеризующих различные анкерованные участки ВЛ, а также для всех анкерных пролетов проводится серия расчетов значений пм. По этим значениям находятся стрелы провеса всех приведенных и анкерных пролетов:
Ат.пР = ¥|/пР/(8ом)-
где/Пр — длина приведенного пролета.
Для каждого конкретного промежуточного пролета, имеющего длину вычисляет ся стрела провеса, соответствующая определенной температуре монтажа,
Рис. 50.71. Монтажные графики проводов (тросов)
Обычно рассматривается не весь набор промежуточных пролетов ВЛ, а несколько характерных значений, наибольшее и наименьшее, габаритное повторяющиеся.
На основании проведенной серии расчетов составляются монтажные таблицы и строятся монтажные графики, аналогичные приведенным на рис 50.71, которыми и руководствуются при проведении монтажных работ на линиях. Дополнительные сведения см. в [50.9, 50.21, 50.22].
50.17.	ЗАЩИТА ПРОВОДОВ И ТРОСОВ ОТ ПОВРЕЖДЕНИИ ВИЬРАЦШ П
Для предотвращения изломов проволок, ведущих к последующему обрыву провода или троса ВЛ, проходящей по открытой ровной или малопересеченной местности, необходима подвеска к проводам и тросам гасителей вибрации при условиях, указанных в табл. 50.17. При прохождении ВЛ (с одним проводом в фазе) по пересеченной или застроенной местности, по редкому и низкорослому
Таблица 50.17 Условия, при которых необходима зашита проводов и тросов от вибрации
Провода, тросы	Число проводов в фазе	Номинальное сечение, мм2	Открытая, ровная местность бе J кустарников и деревьев		Сильно пересеченная или настроенная местность, редкий и низкорослый лес	
			Пролеты длиной, м, и более	осэ, Н/мм2	Пролеты длиной, м. и более	э, 11/мм2
Алюминиевые тт АН из	I	До 95	80	35	100	4!)
сплава АВ-Е	1	120—185	100	35	125	40
	I	240 и более	120	35	150	40
Сталеалюмиииевые и	1	До 95	80	40	100	45
АЖ из сплава АВ-Е	1	120—185	100	40	125	45
	1	205 и более	120	40	150	45
	2	Все сечения	150	45	175	50
	Любое	То же	500(переходные пролеты)	11ри всех ас э	—	—
Стальные канаты ТК	1	»	120	180	150	200
812
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Разд. 50
лесу длина упомянутых пролетов у величивается на 20 %, а при двух проводах в фазе — на 10 %.
Алюминиевые провода сечениями до 95 мм2 и сталеалюмипиевые провода сечениями токоведу-2 щей части до 70 мм ВЛ 6—20 кВ следует защищать подвеской на них (вблизи мест крепления к изоляторам) демпфирующих петель из провода той же марки, а для проводов больших сечений и для стальных тросов — специальных гасителей вибра-ц..... ГВН [50.19].
50.18.	ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ВЫБОРЕ УНИФИЦИРОВАННЫХ ОПОР
II ФУНДАМЕНТОВ
Выбор необходимых для конкретной ВЛ унифицированных пли типовых опор [50 16, 50.17] производится па основании сопоставления конкретных условий проектирования с каталожными характеристиками опор по следующим показателям I) материалу опор. 2) номинальному напряжению ВЛ; 3) маркам проводов (и молниезащитных тросов, если они требуются); 4) скоростному напору ветра; 5) толщине стенки гололеда; 6) приведенному (ио расстановке опор на трассе), габаритному (по каталогу опор), весовому и ветровому промежуточным пролетам, а также с учетом интенсивности «пляски» проводов, характера местности прохождения трассы (населенная, горные районы или иная) и ее особенностей (необходимость применения разновысоких опор, плавки гололеда и др ). При выборе конструкций опор следует выполнить все требования ПУЭ [50.1] по применению концевых, анкерных, угловых н промежуточных опор.
Применение опор па оттяжках целесообразно по экономическим соображениям и особенно в горной или болотистой местностях, но их не следует применять (при напряжениях до 330 кВ) в районах с интенсивным земледелием или посевами ценных сельскохозянс твенных культур.
Расположение проводов и тросов на опорах может быть различным, но с учетом ограничений: при />гн = 15—20 мм и в районах с частой «пляской» проводов предпочтение должно отдаваться подвеске проводов всех фаз па одинаковом расстоянии от земли, а при Ь1 > 20 мм такое расположение является обязательным.
Выбор материала опор производится на основании технико-экономических показателей с учетом конкретных экономических и климатических условий района сооружения ВЛ.
Значительная часть ВЛ в настоящее время сооружается на стальных опорах Предпочтение применению стальных опор перед железобетонными следует отдавать также при сооружении ВЛ в горной пли труднодоступной для транспорта местно
сти, а также на линиях 35—500 кВ при расстоянии более 1000 км от заводов железобетонных конструкций до железнодорожного пункта, из которого перевозка элементов опор начинается с применением местных транспортных средств.
Железобетонные опоры рекомендуется применять во всех случаях, когда экономически не оправданно применение стальных или деревянных опор,в также в районах с повышенной влажностью воздуха при средних годовых температурах 5 °C и выше.
Опоры из коне тру кпионных алюминиевых сплавов могут применяться в условиях особенно труднодоступных трасс (горы, топкие болота), когда транспортировка опор весьма затруднена (например, осуществляется с применением вертолетов).
Деревянные опоры применяются для ВЛ, трассы которых прилегают к районам, богатым строевым лесом и со значительными лесоразработками для других нужд народного хозяйства Целесообразно их применение также в районах с малой влах-нос гью воздуха и средней годовой температурой нс выше 5 °C Как правило, приставки должны 6m железобетонными, по допускаюгоя и пропитанные деревянные. Элементы опор могут выполняться ю круглых и пиленых лесоматериалов.
Проверочные расчеты опор выполняются в случаях расхождения климатических условий или характеристик рассчитываемой ВЛ с теми, которые соответствуют унифицированным (или типовым)опорам Порядок этих расчетов следующий:
1)	определение необходимых расстояний между проводами и частями опор, между проводами разных фаз, между проводами п молпиезащитными тросами; определение основных размеров опор (высоты крепления проводов, полной высоты опоры, длин траверс, габаритной ширины опоры);
2)	определение нормативных и затем расчетных нагрузок, действующих па опору в целом» на отдельные се элементы (траверсы, стойки илв ствол опоры, трососгойкн),
3)	составление статической схемы опоры и действующих на нее расчетных сил,
4)	определение расчетных сжимающих и растягивающих сил, изгибающих и крутящих моментов, действующих ио веем основным элементам конструкции опоры, а также расчетных механических напряжений и сопоставление их значений с расчетными сопротивлениями материала этих элементов Расчет опор производится по метод) предельных состояний. Подробнее см в [501, 50.13, 50.14, 50.16].
Расстояния между проводами проверяются № условиям: 1) допустимого их сближения при несинхронных раскачиваниях ветром и при «гоист в зависимости от поминального напряжения ВЛ, схемы расположения проводов п тросов на опоре, наибольшей стрелы провеса, расчетной толщины стенки гололеда и интенсивности «пляски» преподов, 2) безопасного подъема на опору при нсотклю-
СПИСОК ЛИТЕРТУРЫ
813
ченпом напряжении, 3) наименьшего допустимою расстояния между ючками крепления гирлянд изоляторов к траверсе деревянных опор портального типа
Проверка расстояний между проводами, между проводами и частями опор, между проводами и молнисзашптными тросами, а также проверка высоты опор поясняется рис 50.72, 50 73 и табл 50 4, 50 13, 50 15, подробнее см в [50 I].
Расчетными режимами опор являются нормальные и аварийные режимы ВЛ, при которых возникают наибольшие изгибающие и крутящие моменты, действующие на опору, а также наибольшие усилия, сжимающие и растягивающие детали опор.
В нормальных режимах работы все опоры рассчитываются, исходя из полного количества проводов и молниезащшных тросов применительно к наибольшим весовым и ветровым пролетам линии. Кроме того, в таких режимах. I) анкерные опоры должны быть рассчитаны на разность гяжений по проводам н тросам, возникающих из-за отличия приведенных пролетов по обе стороны от опоры, 2) анкерные и узловые опоры рассчитываются на тя-жепия по проводам и тросам в условиях наинизшей температуры воздуха; 3) двухнепные опоры рассчи-
Рис. 50.72. Расстояния от проводов до заземленных частей двухцепнон опоры н расстояния между проводами фаз
Рис. 50.73. Высота крепления молниезашитпого троса и ею защитный угол ay
1ываю1ся для случая, koi ia смошировапа лишь одна цепь ВЛ, 4) концевые опоры рассч1пываю|ся на одност ороннее тяженис всех проводов и ipocoB
Аварийные режимы промежу ючпых опор рассчитываются при средних эксплуатационных климатических условиях и ио расчетым 1яжепням, указанным в табл 50 12 При эюм рассматриваются обрыв провода или проводов одной фазы ВЛ при неповрежденных молниезащитных iросах, обрыв одного молпиезащипюю ipoca при неповрежденных проводах
Опоры анкерные нормальные в аварийных режимах рассчитываются на обрыв I) двух фаз алюминиевых проводов всех сечений п сталеалю.мн-ниевых сечением до 150 мм- (при этом молпиеза-щитпые тросы не оборваны), 2) одного молпиеза-щитного троса при необорванных проводах Анкерные облегченные опоры рассчитываются на обрыв проводов только одной фазы при необорванных тросах. В этих режимах односторонние |яжепия по необорванным проводам и молпие защитным тросам, воздействующие на анкерную опору принимаются равными наибольшим тяжеииям при гололеде без ветра или при наинизшей температуре (по большему из этих значений) Дополнительно анкерные опоры рассчитываются па основные режимы монтажа проводов и ipocou
Статический расчет опор осущес1втяе1ся по правилам строительной механики с учсюм конкретных схем рассматриваемых опор юм [50 6, 50 13, 50.14, 50 16, 50 20])
Выбор унифицированных фундаментов к металлическим опорам производится по альбомам таких фундаментов с учсюм пша и копщрукцип опоры, характеристик грунтов в местах установки опор, резулыагов вычисления вырывающих или вдавливающих усилии, обусловленных действием расчетных нагрузок на провода, тросы и опору липин [50 6, 50 16, 50 18, 50 19[
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
50.1	Правила устройства элеК1роусгаповок / Минтопэнерго Российской Федерации - 6-е изд , пе-рераб. и доп с изменениями М ГлавЭнергонадзор России, 1998.
50	2 Строительные нормы п правила Cipon-тельная климатология и геофизика СНиП 2 01 01 — 82 М. Стройнздат, 1983
50.3	. Андриевский В.П., Голованов А. Г., Jijiii-ченко Л.С. Эксплуатация воздушных линий электропередачи —3-е изд М. Энертя, 1976
50	4 Бошняковнч Л.Д. Механический расчег проводов и тросов линий электропередачи -2-е изд Л Энергия, 1971
50	5 Бошняковнч Л.Д. Расче! проводов подстанций и больших переходов ЛЭ11 Л Энер| ия. 1975
50.6	Гальперн МЛ. Деревянные опоры линий электропередачи М Энергия, 1972
814
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
|Рщд.5О
50.7	. Глазунов А.А. Основы механической части воздушных линий электропередачи. М.— Л.: Госэнер-гопздат, 1956. Т. 1. Работа и расчет проводов и тросов.
50.8	. Гордон С.В. Сооружение линий электропередачи.—3-е изд М.: Эпергоатомиздаг, 1984.
50.9	. Зарудский Г.К. Конспект лекций по курсу конструкций воздушных линий М.: МЭИ, 1977.
50.10	. Зелнченко А.С., Смирнов Б.П. Проектирование механической части воздушных линий сверхвысокого напряжения. М/. Энертоиздат, 1981.
50.11	. Кессельман Л.М. Основы механики воздушных линий электропередачи. М.: Эпергоатомиз-дат, 1992.
50	12. Костенко М.В. Инженерная методика расчета напряжения в проводе (общин случай) И Известия вузов. Энергетика. 1984. №2 С. 36—38.
50.13	. Крюков К.П., Новгородцев Б.П. Конструкции и механический расчет линий электропередачи —2-е изд Л.: Энергия, 1979
50	14. Крюков К.П., Курносов А.П., Новгородцев Б.П. Конструкция н расчет металлических и железобетонных опор линий зле к гро передачи. —2-е изд. Л. Энергия, 1975
50	15. Повышение эффективности электросетевого строительства / А.А. Зевип, К.П Крюков, А.И. Курносов и др., Под ред 11.11. Тиходеева. Л.: Эпергоатом-пздат, 1991.
50.16	Справочник по проектированию лнш* электропередачи / Пол ред М.А Реута и С С. Роють на. —2-е изд. М.: Энергия, 1980.
50.17	. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности / Под ред. П А. Катюш В.И. Франгуляна М.т Энергия, 1980.
50.18	. Справочник ио электрическим устаиоаш высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейи, С.А. Бажанова. —3-е изд. М.. Энергоатомиздат. 1989
50.19	. Справочник по сооружению линий зла-тропередачн напряжением 35—750 кВ: Справочнп мастера / Сост: С.В. Крылов и др.. Под ред. М.А Реуп М.: Энергоатомиздат, 1990.
50.20	Трофимов B.II. Исследование и расчет»-вых типов металлических опор линий электропере» чи. М.: Энергия, 1968.
50.21	. Электрические системы. Электричесаие сети / Под ред. В А Веникова, В.А Строева М.. Ввитая школа, 1998.
50	22. Электрические спс темы и сети в примере и иллюстрациях / Под ред В.А. Строева М.. Высш школа, 1999
50	23. Зарулскнй Г.К., Хачатурова Е.А,Уточнеа-ный расчет проводов анкерованного участка с различными длинами пролетов в нормальных условиях работы воздушной линии // Электричество 2000. Ле] С II—15.
РАЗДЕЛ 51
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
СОДЕРЖАНИЕ
51 I Особенности кабельных линий	815
51 2 Параметры электрической схемы замещения	816
Математические модели кабельной линии (816) Погонное активное сопро гивление (817) Погонные реактивные параметры (818) Погонная активная проводимость (818) Особенности схем замещения (819)
513 Сооружение маслонаполненных линий 819 Общие сведения (819) Линии высокого давления (819) Линии низкого давления (822)
51 4 1оки и мощности, допзетимые по условиям нагрева в стационарном режиме	823
Липпи 6—35 кВ (823) Линии ПО— 500 кВ (826)
51 5 Кабельные линии с принудительным охлаждением	828
Способы принудительною охлаждения (828) Расчет натрузочпой способности (829) Технические характеристики (830) 51 6 Газой тонированные линии электро-
передачи	831
Основные характеристики газовой изоляции (831) Основные типы конструкций (832) Особенности теплового режима работы I ИЛ (833) Основные технические характеристики ГИЛ с пофазно экранированными токоведушимн элементами (834)
517 Криогенные линии электропередачи 835 Общие сведения (835) Конструктивные элементы сверхпроводящего кабеля (836) Система криогенного обеспечения и токовводы (836) 1ехничес.<ие характеристики СПКЛ (837)
Список литературы	. 838
51.1.	ОСОБЕННОСТИ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
В соответствии с [51.1] кабельная линия электропередачи (КЛ) определяется как «линия электропередачи, выполненная одним или несколькими кабелями, уложенными непосредственно в землю, кабельные каналы, трубы, на кабельные конструкции». Как электроустановка КЛ представляет собой устройство для передачи электроэнергии по токоведущим элементам (ТВЭ) с использованием в качестве электрической изоляции (ЭИ) твердой, газообразной или жидкой среды, помещенной в герметичную оболочку. Поэтому КЛ относятся к категории линий закрытого типа, которые обладают рядом специфических свойств, не присущих линиям открытого типа, т е воздушным (ВЛ)
Наличие в большинстве конструкций кабелей металлической оболочки предопределяет то, что распространение электромагнитных воли происходит в ограниченном пространстве между токоведущими элементами и оболочкой Следствием этого являются значительно меньшие по сравнению с ВЛ того же поминального напряжения значения волнового сопротивления и соответственно большие значения натуральной мощности кабельных линий.
С другой стороны, относительно небольшая длина кабельных линий переменного тока (до 25 км) определяет то, что предельная по условиям
статической устойчивости мощность Атред (ПРИ включении КЛ между узлами системы с фиксированными напряжениями) значительно выше допустимой по условиям пат рева Поэтому, как и в случае коротких ВЛ, задача увеличения натуральной мощности и пропорциональной ей Рпрел не возникает Проблемой для электропередач закрытого типа является увеличение нагрузочной способности по условиям нагрева [51 2]
Эта проблема усугубляется тем, что наличие ЭП и внешних защитных покровов определяет ухудшенные условия теплоотвода от ТВЭ тт является причиной того, что допустимая по условиям нагрева в стационарном режиме мощность (или ток) при одинаковом с ВЛ номинальном напряжении и сечении фаз в условиях естественною охлаждения в 1,4—1,7 раза меньше, чем у во злу тиной линии
Для всех разновидностей кабельных линий напряжением НО кВ и выше натуральная мощность превышает допустимую по условиям нагрева Это. в свою очередь, означает, что даже в режимах максимальных перетоков в КЛ существует избыток реактивной мощности В ряде случаев возникает необходимость компенсации этих избытков, что влечет за собой определенное удорожание линии за счет затрат на установку шунтирующих реакторов [51 3].
816
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОН ЕРЕД 1ЧИ
[Рам 51
Сгопмосгь же сооружения I км кабельной линии иа порядок и более превышает аналогичный показатель для ВЛ того же номинального напряжения, если не принимать во внимание стоимость отчуждаемой под трассу липин территории. Учет последнего фактора в условиях рыночной экономики является необходимым условием технико-экономического анализа Вместе с тем, поскольку в суммарных затратах иа сооружение и эксплуатацию КЛ доминирующей составляющей являются капиталовложения, проблема снижения потерь элекгроэперт им отходит на второй план, хотя с позиций необходимости увеличения нагрузочной способное!и уменьшение тепловыделений в кабеле, те. потерь в жилах, изоляции и оболочке, ие теряет своей актуальности
Несмотря иа высокую стоимость сооружения КЛ, основной причиной экономического характера, обусловливающей их прогрессирующее применение в системах электроснабжения, является значительное сокращение размеров территории, отчуждаемой под iрассу липни, что выступает главным фактором в пользу КЛ, если линия должна прокладываться в районах с высокой стоимостью земли Кроме того, использование КЛ является единственно возможным способом канализации электроэнергии через протяженные водные пространства, на подходах к аэродромам, при выводе мощности к откры гым распределительным устройствам (ОРУ) некоторых гидроэлектростанций (ГЭС) и т.п
Вторая причина, по которой предпочтение в ряде случаен отдается КЛ, имеет технический характер и состоит в более высоком уровне их надежности по сравнению с ВЛ, что объясняется прежде всего независимостью КЛ от влияния атмосферных условий, когоро.му подвержена ВЛ И, наконец, при решении вопросов электроснабжения городских территорий все чаше учитываются экологические, эстетические и архитектурно-планировочные критерии и соображения, по которым преимущества имеют подземные кабельные липни
Кабельная линия как техническая система состоит из следующих элементов
собственно силового кабеля пли кабелей (см. 151 4], §20 8);
оборудования для соединения и секционирования участков кабеля и присоединения концов кабеля к аппаратуре и шинам распределительных устройств под общим названием кабельная арматура (см. [51 4], § 20.12);
аппаратуры подпитки маслом или газом (для масло- и газонаполненных КЛ);
системы охлаждения маслом или водой (в КЛ с принудительным охлаждением);
компрессорного оборудования и апиаратурн очистки и осушки газа (в линиях с изоляцией ежа-тым газом);
системы криогенного обеспечения основным! вспомогательным хладагентом (в криогенных кабельных линиях).
51.2.	ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ {СМЕЩЕНИЯ
МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КАБЕЛЬНОЙ ЛИНИИ
В качестве математической модели КЛ для расчета электрических режимов может быть использовано одно из трех взаимозаменяемых представлений [51.5]
симметричный пассивный че1ырсхколюсник;
симметричная схема замещения (И- пли Т-образная);
матрица комплексных у тловых проводимостей
В pacneiax режимов кабельных электрических сетей наиболее широко применяется П-обратнат схема замещения, разновидности которой представлены иа рис. 51 1.
Схема замещепия общего вида (рнс 51 I,охарактеризуется двумя комплексными параметрами.
продольным комплексным сопротивлением
поперечной комплексной проводимостью Ул= = Ол+7йл.
Вещественные п мнимые составляющие этик комплексных параметров в общем случае определяются через значения соответствующих погонных (иа единицу шииты КЛ) параметров Оу, Xg, gg, Jg), число параллельных цепей нц и длину / линии.
/гл = ''0//«ц-Лл=л0//«ц-°л = -W'1U- Лл =
где Гу, .ту — погонные активное н индуктивное сопротивления. Ом/км. gy, b0 — погонные активная! емкостная проводимости, См/км
В силу относительно небольшой протяженности КЛ в использовании поправочных коэффициентов. учитывающих распределенность параметров по длине, при определении Zn и Yn нет необходимости.
Наряду с абсолютными значениями iiotohim параметров полезно представлять п соотношения между активным и индуктивным сопротивленцами Оу = гу/.Ту, активной и емкостной проводимостями х0 = £$1Ь0, а также значения потопной зарядив
мощности Oz-n= б/" Z>n . Знание значений этих и-~~ ' V ним V
§51.2]
ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ
817
Рис. 51.1. Варианты схем замещения КЛ: а — схема общего вида; б — упрощенная (без учета активной проводимости поперечных ветвей); в — приближенная (при замене поперечных ветвей постоянной зарядной мощностью); г — без поперечных ветвей (при пренебрежении как активной, так и емкостной проводимостью); д — без учета индуктивного сопротивления и проводимостей
раметров позволяет ориентироваться в выборе подходящего для целей исследования или расчета варианта схемы замещения линии.
Конструктивные отличия кабельной линии от воздушной (близость токопроводящих жил;
наличие твердой электрической изоляции с относительной диэлектрической проницаемостью значительно большей, чем у воздуха; наличие металлических экранов и оболочек, окружающих каждую или все жилы кабеля, и т.н.) определяют существенное различие погонных параметров воздушных и кабельных липин при одинаковых номинальном напряжении н сечении токоведущих элементов.
ПОГОННОЕ АКТИВНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ
Допущения, принимаемые при определении погонного активного сопротивления воздушной линии, в случае КЛ являются неприемлемыми. Во-первых, влияние поверхностного эффекта и эффекта близости (особенно в жилах крупных сечений) является весьма существенным, и соответственно активное сопротивление значительно отличается от электрического сопротивления постоянному току (омического). Во-вторых, кабельные линии, как правило, работают при максимально допустимых или близких к ним температурах нагрева жил до 90 °C, и пренебрежение их отличием ог 20 °C вносит заметную погрешность Кроме гонт, помимо потерь активной мощности непосредственно в жилах в кабеле имеют место потери и в других металлических элементах (экранах, оболочках, броне), которые необходимо учитывать при определении эквивалентного погонного активного сопротивления (см. § 51.4).
Кабельные линии напряжением 6—35 кВ сооружаются преимущественно с использованием кабелей с бумажной пропитанной вязким составом изоляцией, которые имеют как медные, гак и алюминиевые токопроводящие жилы. Значения г0 представлены в табл 51 1 [51.3].
Маслонаполненные кабельные линии 110 — 220 кВ в соответствии с ГОСТ 16441—78 имеют 2 сечения медных жил о: 150 до 800 мм и соответствующие значения эквивалентного активного сопротивления 0,1438—0,0312 Ом/км. Кабели НО -220 кВ с полиэтиленовой изоляцией изготавливают с алюминиевыми жилами сечением 270—800 мм2. При этом их погонное активное сопротивление лежит в пределах 0,092—0,04 Ом/км.
Таблица 51.1. Погонные активные сопротивления КЛ 6—35 кВ с пропитанной бумажной изоляцией
I [араметр	Сопротивление жилы, Ом/км, при сечении, мм2										
	10	16	25	35	50	70	95	120	150	185	240
'«(Си)’	1,84	1,15	0,74	0,52	0,37	0,260	0,194	0,153	0,122	0,099	0,077
г0(Л|)-	3,10	1.94	1,24	0,89	0,62	0,443	0,326	0,258	0,206	0,167	0,129
818
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Разд. Л
Таблица 51 2 Погонные реактивные параметры КЛ 6—35 кВ с противГанной бумажной изолвцве!
К мм2	х0, Ом/км, при UH0M, кВ				Сео, квар/км, при ИН0М,кВ			
	6	10	20	35	6	10	20	35
10	0,110	—	—	—	2,3	—	—	—
16	0,102	0,113	—	—	2,6	5,9	—	—
25	0,091	0,099	0,135	—	4,1	8,6	24,8	—
35	0,087	0,095	0,129	—	4,6	10,7	27,6	—
50	0,083	0,090	0,119	—	5.2	Н,7	31,8	—
70	0,080	0,086	0,116	0,137	6,6	13.5	35,9	86
95	0,078	0,083	0,110	0,126	8,7	15,6	40,0	95
120	0,076	0,081	0,107	0,120	9,5	16.9	42,8	99
150	0,074	0,079	0,104	0,116	10,4	18.3	47,0	112
185	0,073	0,077	0,101	0,113	10,7	20,0	51,0	115
240	0,071	0,075	—	—	13,0	21,5	—	—
Таблица 51.3. Погонные электрические napaMeipi.i МИКЛ низкого давлении [51.6|
г 2 Г, ММ	'о-Ом/км	д0, Ом/км. при LHOM, кВ		О’ Мвар/км. ПР" ^ном- кВ	
		ПО	220	110	220
150	0,1438	0,200	—	1,03	—
185	0,1169	0,195	—	1,12	—
240	0,0906	0,190	—	1,20	—
270	0,0809	0,185	—	1,22	—
300	0,0731	1,180	0,145	1,25	3,04
400	0,0558	0,170	0,135	1,38	3,32
500	0,0456	0,160	0,128	1,48	3,67
625	0,0378	0,150	0,120	1,61	4,02
800	0,0312	0,140	0,112	1,79	4,42
ПОГОННЫЕ РЕАКТИВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
В силу отмеченных выше особенностеГз конструкции КЛ их погонное индуктивное сопротивление значительно меньше, а погонная емкостная проводимость больше, чем у воздушных линий Значения х0 и Q( 0 для КЛ 6—35 кВ даны в табл 51 2, а для маслонаполненных КЛ (МНКЛ) ПО—220 кВ низкого давления — в табл 51.3.
Как видно ззз табл 51.2 п 51.3, погонное индуктивное сопротивление кабельных линий 6—220 кВ в 2—4 раза меньше, чем у воздушных линии тех же номинальных напряжений (около 0,4 Ом/км)
Погонная емкостная проводимость и соотвегот-венно зарядная мощность КЛ отличаются от аналогичных параметров ВЛ еще в большей степени Помимо сближения фаз в общей оболочке или экрани
рования жил. приводящих к увеличению bQ в то! же степени, чго и уменьшение х0 (в 2—4 раза),существенное влияние оказывает отличие относительной ди>лск1рнческой проницаемости сот едя-пипы. Гак, бумажная пропитанная изоляция харам теризуеюя значениями е = 3,5—3,7, а полиэтилене вая — е = 2.2—2,3, чзо приводит к дополни тельному увеличению Ьо и Q)(q По сравнению! аналоз ичпым значением для ВЛ с перасщеплення фазой значения зарядной мощности КЛ 35—221 й оказываются в 8—50 раз больше
ПО1О1П1АЯ АКТИВНАЯ ПРОВОДИМОСТЬ I
У кабельной линии активная нроводимостьоя ределяегся погерями акяивпой мощности в изолн ции кабеля А/’11з() (диэлектрическими потерями^ может бызь выражена через емкостную проводе мость и тангенс угла ди электрических потерь tgS:
ДО = Ь0 ‘ё8 оли &Рт 0 = Q(xjtgS.
Значения tg6 определяются типом изоляцш жил кабеля Для кабелей с бумажной пропитанное изоляцией при Ц,ом = 6—35 кВ значения tg6 лежи в пределах 0,008—0,015 Изоляция кабелей НОЙ с центральным маслоироводяшим каналом имея tg6 = 0,003—0,0045, а кабелей 220 кВ, прокладываемых в стальном трубопроводе, — от 0,0025 » 0,0045 [51.2] Полиэтиленовая изоляция имеет 1и около 0,0008 Практически в расчетах ретина электрических сетей с диэлектрическими потерями в КЛ приходится считаться лишь при напряжения < 220 кВ и выше. Таким образом, нрн 0'ном £ ПОЙ I схема замещения КЛ не содержит ветвей с акт-ной проводимостью.
S513]
СООРУЖЕНИЕ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ ЛИНИИ
819
ОСОБЕННОСТИ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ
Несмотря на го, что погонное значение зарядной мощности КЛ значительно больше, чем у воздушной, учет в схеме замещения ветвей с емкостной проводимостью обычно необходим лишь при > 35 кВ, поскольку КЛ имеют значительно мепыную длину по сравнению с ВЛ того же номинального напряжения при примерно одинаковых или даже несколько больших передаваемых мощностях. При меньших номинальных напряжениях КЛ с достаточной точностью представляется одной из схем замещения, показанных на рис. 51 I, г, д, которые отличаются по признаку наличия индуктивного сопротивления.
Необходимость учета в схеме замещения КЛ ее индуктивного сопротивления определяется его соотношением со значением активного сопротивления, те тначеиием параметра и0 = г0/.х0 В соответствии с данными габл 51 I и 51.2 для КЛ 6—10 кВ диапаюны изменения о0 составляют 17—1,0 (кабели с медными жилами) и 28—1,7 (кабели с алюминиевыми жилами) при сечениях 10—240 мм2 В первом случае с наличием индуктивного сопро-2 тивления можно не считаться при F< 120 мм (о0 > >2), а во втором — при любых сечениях и использовать при этом схему замещения, изображенную на рнс 51 I, д
Такая же схема замещения может использоваться и для кабелей 20 кВ с медными жилами при F< 70 мм2 и с алюминиевыми жилами при F< < 120 мм\ При напряжении 35 кВ п медных жилах кабеля отказ ог учета индуктивного сопротивления приводит к большим погрешностям и при всех сечениях (120—300 мм2) следует использовать схему, изображенную па рис 51.1, г, а в случае кабелей с алюминиевыми жилами ее применяют при сече-2 ниях 150 мм и более.
Для маслонаполненных кабельных линий 110— 220 кВ значения о0 лежат примерно в том же диапазоне, что и у аналогичных воздушных линий (см. табл. 51.3), а именно от 0,6 до 0,2. а у липин, выполненных кабелями с полиэтиленовой изоляцией и алюминиевыми жилами, этот диапазон составляет 0,8—0,4. Таким образом, для КЛ ПО—220 кВ вопроса о возможности отказа от учета в схеме замещения индуктивного сопротивления не возникает, идля них обычно используются схемы, показанные па рис. 51.1, б и в, а для КЛ 220 кВ и выше и полная схема замещения (рис. 51.1, а)
51.3.	СООРУЖЕНИЕ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ Линин
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Маслонаполненные кабельные линии ПО— 500 кВ низкого и высокого давления наиболее широко применяются в системах электроснабжения крупных городов и промышленных зон России и стран СНГ’ Основными элементами таких линий являются собственно кабель (или кабели), соединительные муфты, предназначенные для соединения их строительных длин, стопорные муфты для секционирования системы маслоштдинтки, концевые муфты для присоединения кабеля к распределительным устройствам, а также подпитывающая аппаратура.
Прокладка МИКЛ может осуществляться в земле, кабельных сооружениях, ирон тводствсппых помещениях, а также в воде (через водные пространства). При прокладке в земляной траншее глубина заложения кабеля определяется уровнем промерзания грунта. В средней полосе России эта глубина составляет 1,5 м При этом все остальные кабели, пересекающие МНКЛ, прокладываются выше, что позволяет избежать се повреждения при проведении ремонтных работ.
Проектирование МНКЛ начинается с выбора трассы. Ее правильный выбор во многом определяет материальные затраты, трудоемкость строительно-монтажных работ и удобство эксплуатации линии. Например, при сооружении МНКЛ в городах пе рекомендуется прокладывать кабели пол проезжей частью улиц Желательно избег аг ь псресече нпй с теплотрассами, с маршрут тми рельсового транспорта, водоемами Колодцы, где размещаю гея соединительные и стопорные муфты, следует располагать под га тонами п во дворах жилых зданий
ЛИНИИ ВЫСОКОЮ ДАВЛЕНИЯ
Кабельная линия, выполненная маслонаполненным кабелем высокого давления, показана па рис. 51.2. Такне липни сооружаются на тлектро-станцпях (обычно па ГОС) для вывода мощности к ОРУ 220—500 кВ, а также для реализации глубоких вводов в системах электроснабжения городов Способы прокладки кабелей высокого давления (ВД) представлены па рис 51.3.
При прокладке в земле сооружение линии начинается с рытья траншей и устройства колодцев для соединительных и стопорных муфт а также опорных конструкций для концевых муфт Маслонаполненные кабели высокого давления представляют
Рис. 51.2. Кабельная линия, выполненная маслонаполненным кабелем высокого давления:
1 — кабельный ввод в трансформатор; 2 — трансформатор; 3 - труба разветвления; 4 — соединительно-разветвительная муфта; 5 - неподвижная опора; 6 — туннель; 7 — подвеска; 8 — соединительная муфта; 9 — трубопровод с кабелем; 10 — автоматическая подпитывающая
установка; 11 — разветвительная муфта; 12 - концевая муфта
X Г
Рнс. 51.5. Кабельная линия, выполненная маслонаполненным кабелем низкого давления при прокладке в земле:
/ — концевая муфта; 2 - опора; 3 — манометр; 4 — трубка; 5 — бак давления; 6 - асбоцементная труба; 7 — засыпочный состав с низким тепловым сопротивлением; 8 стопорная муфта; 9 — железобетонная плита; 19 помещение для баков давления; // — трансформатор; 12 — соединительная муфта;
13 кабель; 14 — компенсатор
“ = О £ ж »С 5 Z 8
м	S	g	5	S'	5
3	"	I	3	С	»
₽	3	i	ё	§
3 i § з | о я _ я =
» а в w v
2 5 s 5? в а i s «
с 1
I 2 I
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ [Разд.51 I §51.
§51.3|
СООРУЖЕНИЕ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ ЛИНИИ
821
Рис. 51.3. Способы прокладки кабелей высокого давления:
а— однонепная линия в траншее; б — двухцепная линия в траншее, в — то же в туннеле на подвесках; г — четырехцепная линия в туннеле на кронштейнах: / — грунт для засыпки траншеи; 2 — траншея для кабелей;
3 — специальный засыпочный состав с низким тепловым сопротивлением; 7 — трубопровод с кабелем; 5 — туннель для кабельных линий; 6 — подвеска; 7 — скоба; 8 — кронштейн
собой три изолированные и экранированные фазы, размещенные в стальном трубопроводе, который и обеспечивает работу кабеля при номинальном давлении масла 1,5 МПа. Кроме того, трубопровод является надежной защитой фаз кабеля от механических повреждений. Изолированные жилы изготавливаются на кабельных заводах и поставляются на место монтажа либо во временной свинцовой оболочке, снимаемой непосредственно перед затягиванием фаз в трубопровод, либо в герметизированных кон геннерах с маслом.
Трубопровод сваривается из отрезков труб длиной 10—12 м. Перед сваркой каждый отрезок трубы подвергается тщательной очистке внутри (до металлического блеска), снаружи накладываются антикоррозионные покровы толщиной 10 мм. После этого отрезок трубы закрывают с двух сторон заглушками, вакуумируют и заполняют осушенным азотом.
Готовые отрезки труб укладывают в траншею автокраном и затем производят их сварку Одновременно со сваркой в них закладывается вспомогательный трос для последующей затяжки фаз в трубопровод. Сварка труб является весьма о:вет-ственной операцией, так как герметичность трубопровода во многом определяет надежность линии Поэтому каждый сварной шов просвечивается с помощью гамма-лучей для обнаружения возможных дефектов.
Герметичность готовою трубопровода оценивается методом «натекания». Для этого трубопровод вакуумируют и определяют изменение давления, в нем при отключенных вакуумных насосах. После испытаний трубопровода на герметичность производится его заполнение сухим очищенным азотом.
При работе иод нагрузкой фазы кабеля нагреваются, что приводит и к нагреванию трубопровода, а следовательно, и к изменению его длины. Если кабель прокладывается в земле, то перемещения
822
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Разд 51
Рнс. 51.4. Схема затягивания кабелей в трубопровод:
/ — |рубопровод. 2 — колодец соединительной муфты; 3 — три фазы кабеля; 7 — стальной грос; 5 — лебеди;
6 машина для снятия свинцовой оболочки; 7 — динамометр; 8 — барабаны или контейнеры с кабелем; 9 — направляющие ролики; 10 — палатка
трубопровода при этом не наблюдается. Если же кабель прокладывается в туннеле, то для компенсации температурных изменений длины трубопровода необходимо сооружение неподвижных опор (см рис. 51 2), а также направляющих опор (подвесок) Установка неподвижных опор необходима также для кабелей, прокладываемых в земле, в месте входа их в колодцы с соединительными, соедииитель-ио-разветнителы1ымт1 или разветвительными муфтами Неподвижная опора исключает всякое перемещение трубопровода и гем самым предотвращает разрушение труб. Направляющая опора позволяет трубопроводу перемещаться в ограниченном пространстве.
Следующим этапом монтажа МНКЛ является одновременное затягивание трех фаз кабеля в трубопровод. Схема затягивания приведена на рис. 51.4. Если кабель поступает на место монтажа во временной свинцовой оболочке, то ее снимают перед затягиванием с помощью специальной машины, и эта операция ограничивает скорость протяжки то 1.5 м/мин Если же затяжка производится из контейнеров, го ее скорость может быть увеличена до 5— 8 м/мни Максимально допустимое усилие тяження при этом должно быть не выше 48 Н на 1 мм сечения токопроводящей жилы По окончании затягивания в очередную секцию ее концы с выходящими из них концами фаз герметизируются, секция трубопровода вакуумируезся и заполняется сухим азотом при давлении 0,02—0,03 МПа [51 7J.
Следующим этапом сооружения линии является монтаж соединительных, соединительно-разветвительных и концевых муфт. Монтаж муфт производится в закрытом помещении (палатка или шатер), где поддерживается температура 20—25 °C и относительная влажность не более 60 % Заданный микроклнма! создастся калориферами или вешняя горами с силикагелневыми фильтрами. В течение всего периода монтажа муфз секции подпитываются с противоположной стороны сухим азотом.
После окончания монтажа всех муфт линия ва-куумнруется, а затем заполняется маслом, подготовленным в дегазационных установках Вакуумирование линии нроизводитея до ост аз очного давления 0,133- 10 3 МПа. Заполнение линии маслом производи тел при работающих вакуумных насосах, масло в линию подают до тех пор, пока через каждую муфту в сливные баки не пройдет 100—150л сухого горячего масла При этом происходит сушка и промывка изоляции муф| После окончания процесса заполнения маслом линию подключают к подпитывающей установке, поднимают давление до поминального, а затем линия ставится под напряжение
ЛИНИИ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Кабельные липни, выполненные маслонаполненными кабелями низкого давления, обычно работают в электрических сетях 110—220 кВ, осушесп-ляющих элек1роснабжение промышленных пред-прняшй и районов крупных городов. Схема такой кабельной л!... при ее прокладке в траншее приве-
дена на рис 51 5, а расположение кабелей — на рнс 51.6. В этом случае кабели обычно размещены по вершинам равносторопнею треугольника вплотную один к другому, что позволяет уменьшить потери в экранах и оболочках и сократить объем земляных работ но сравнению с их расположением по горизонтали на некотором расстоянии друг о г друга.
Поскольку кабели низкого давления имеют свинцовые пли алюминиевые оболочки, механическая прочность которых невелик;!, то предусматривается их защита от повреждений либо асбоцементными плитами (для кабелей в свинцовой оболочке), либо железобеюниыми киками (для кабелей! алюминиевой оболочке)
Укладка кабелей в траншею производится с помощью лебедки и направляющих роликов. Кабели/ алюминиевой оболочке протягиваются за токопро- |
токи и мощности.
§51 4]ДОПУСТИМЫЕ ПО УСЛОВИЯМ НАГРЕВА В СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ 823
Рис. 51.6. Схема расположения маслонаполненных кабелей в ipaniiiee:
а — одноцепная линия, проложенная непосредственно в траншее; о — одноцепная линия в железобетонных лотках; 1,4 — железобетонные плиты; 2 — засыпочный состав; 3 — кабель, 5 - железобетонный лоток
водящую жилу Усилие тяжения при этом должно быть не выше 80 11 па 1 мм" сечения. Кабели марки МНСК тянутся за стальные проволоки брони с усилием (70 —100)103 Н. Скорость протяжки составляет 8—18 м/мин. Допустимые радиусы изгиба составляют (25—30) (т/о6 + <7Ж), где с/о6, </ж — наружные диаметры оболочки и жилы соответственно Как в траншее. так и в туннеле кабели иеобхо-тнмо у кладывать в виде « шейки» е запасом по длине I—3 % для компенсации температурных деформации либо возможных смешений грунта.
После прокладки кабелей производится монтаж соедини тельных, стопорных и концевых муфт Для этой цели сооружаются временные колодцы для размещения соединительных муфт, постоянные для стопорных муфт и опорные стойки для концевых муфт. Монтаж муфт производится в закрытом помещении (палатки, шатры), где поддерживается температура 12—25 °C и относительная влажность не более 60 %. В процессе монтажа необходимо обеспечить давление масла в любой точке кабеля не менее 0,03 МПа. Для этого к противоположному концу кабеля подключают баки давления. После монтажа муфты вакуумируются до остаточного давления 40 Па, а затем заполняются маслом от дегазационной установки или от баков тавлепня
После окончания монтажа линии шатры и па-таткн разбираются, временные колодцы засыпаются грунтом и прикрываются съемными железобетонными плитами В колодцы .цтя стопорных муфт должен быть обеспечен доступ персонала для контроля давления и обслуживания муфт, подпитывающей и измерительной аппаратуры Они имеют злектрнческое освещение и телефонную связь с диспетчерским пунктом кабельной сети.
51.4.	ТОКИ II МОЩНОСТИ, ДОПУСТИМЫЕ ПО УСЛОВИЯМ IIAI РЕПА В СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ
ЛИНИИ 6—35 кВ
Определение допустимых токов пат рх тки / и соответствующих нм мощностей У - 73С’/,ШП производился на основе уравнений тепловою баланса КЛ, учитывающих все источники теплоты в кабеле, тепловые сопр01нвтення его элементов н окружающей среды, а также допустимую температуру нагрева электрической нтотяцип н заданную температуру среды, ь которой прокладывае ся линия В соответствии с уравнением тепловою баланса может быть составлена тепловая схема замещения КЛ, аналогичная схеме тамещештя электрической цепи постоянного тока, где аналогом потенциалов являются температуры па изотермических поверхностях кабеля, аналогом токов тепловые потоки, а аналогом электрических сопротивлений— термические сопротивления [51.2, 51.3|
Тепловая схема тамещеттия одножильного кабеля представлена на рнс 517 Для кабеля постоянного тока единственным источником теплоты являются потери в жиле ЕРЖ , Вт/м.
Д/'ж /Хом-	(51.1)
где/ — ток в жиле кабеля. А;ом электрическое сопротивление жттлы постоянному току (омическое) на единицу длины 'iiihith при заданной температуре, Ом/м
Для кабеля переменит о напряжения источниками теплоты служат потерн в жиле ЛРЖ, диэлектрические потери в изоляции Д/'нз и потери в обо-
824
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Разд 51
Таблица 514 Удельные 1ермическяе сопротивления а материалов, применяемых дла изоляции и защитных покровов
Материал	о, К-м/Вт
Электрическая июля ни я	
бумага, пропитанная вязким составом	6,0
бумага, пропитанная маловязким маслом	5,0
полиэтилен	3,5
поливинилхлорид	5,0-6,0
резина изоляционная	5,0
Защитные покровы	
пропитанный джут и другие волок и истые материалы	6,0
поливинилхлорид	5,0-6,0
полил идеи	3,5
полихлоропреп	5,5
Рис. 51.7. Тепловые схемы замещении одножильного кабеля:
а — постоянного напряжения; б — переменного напряжения
дочке ДРоб, вызванные протеканием в ней продольных и вихревых токов
Потери в жиле в зтом случае вычисляются по формуле, аналогичной (51.1), однако при расчете электрического сопротивления жилы переменному току (активного) Я а следует учитывать не только его зависимость о г температуры, но и его возрастание за счет влияния поверхностного эффекта и эффекта близости (см. [51.4], разд. 20).
Потери в металлической оболочке могут быть определены как некоторая доля потерь в жиле:
(51.2)
Формула для расчета коэффициента уо6 будет дана ниже
Диэлектрические потери в изоляции следует учитывать только в кабелях па напряжения ПО кВ и выше. Для одножильного кабеля они вычисляются по формуле
ДРИЗ= (^roCtgS,	(51.3)
где Дф — фазное напряжение. В; си - 314 рад/с — угловая частота переменного тока; С — емкость единицы длины кабеля, Ф/м; tgS— тангенс угла диэлектрических потерь.
Для расчета допустимого тока нагрузки необходимо также определить термические сопротивления изоляции Я/и1, защитных покровов Rln и окружающей среды Rlo. Термическое сопротивление изоляции одножильного кабеля с круглой жилой рассчитывается по формуле
1п ('Из/гж>/2л-	<5|4>
где оиз — удельное термическое сопротивление электроизоляционного материала, К • м/Вт (табл. 51.4); гиз —внешний радиус изоляции; гж — радиус жилы кабеля
Расчет Rlu производится по (51.4), поползни логарифма необходимо подставить отношение ре-диуса по защитным покровам к радиусу кабеля пол защитными покровами, а вместо значения ащ ие-пользовать значение оп удельного термического сопротивления материала защитного покрова (си табл 51.4)
Термическое сопротивление окружающей сре-ды зависит от способа прокладки кабеля При прокладке кабеля в воде или мокром грунте (по дну рек, озер, морей и т.п.) его значение ничтожно мало. При прокладке в воздухе с достаточной стеганью точности
R:u = 1/(аттс/|;),	(515)
где 1/а — удельное сопро течение тенлоперехощ от поверхности кабеля к воздуху, К  м2/Вт;
паружный диаметр кабеля, м. Значение 1/адляи-белей с внешним диаметром от 40 до 300 ммможег быть принято равным 0.1 К • м^/Вт.
При прокладке одиночного кабеля в земляной траншее
R
1о
где oIfl — удельное термическое сопротивленца грунта, К • м/Вт; Н — глубина прокладки, м. Дм ориентировочных расчетов значение агр может быть принято равным 0,8—0,9 К • м/Вт
Если прокладка кабеля осуществляется в траншее в непосредственной близости от других силовых кабелей, то необходимо учитывать их взаимное тепловое влияние. В частном случае для трет одинаково натруженных одножильных кабелей,
токи и мощности.
j 51 4]ДОПУСТИМЫЕ ПО УСЛОВИЯМ НАГРЕВА В СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ 825
проложенных в горизонтальной плоскости с расстоянием s между осями сосетних фаз, значение Rto можно рассчитать по формуле:
Для кабелей, расположенных по вершинам равностороннего треугольника вплотную один к другому (5 = dK),
/?'о = те(,,,тг + 21п7г)-	<51 8)
'° 2тД dK dK)
Пользуясь рис. 51 7, для одножильного кабеля постоянного напряжения можно записать следующее уравнение теплового баланса.
т/?т + Я/о).	(51.9)
а для кабеля переменного напряжения
Ц' ‘0 =	+ «,П +	+	+
+ «m + »,o) + ^ra + V (51.10)
В формулах (51.9) и (51 10) Гж— температура жилы, а То —- температура окружающей среды.
Если принять во внимание (51.1), то при Г = = ^жлоп для кабеля постоянного напряжения из (51.9) определяется допустимый ток нагрузки:
/Д0П=7(7’жД0п-2'о)/ЛжоМ(Л(.в +/?<r,+	(51.11)
Аналогично для кабеля переменного напряжения
""Ч «./(VW1^))
Длительно и кратковременно допустимые токи вычисляются при 7’жлоп, равной соответствующей максимально допустимой температуре нагрева изоляции (табл. 51.5). Температура окружающей среды То, если нет дополнительных сведений, может быть прими га равной 25 °C при прокладке в воздухе и 15 °C при прокладке в грунте
Тепловая схема замещения трехжильного кабеля 6—10 кВ с секторными жилами и с поясной изоляцией представлена на рис. 51.8 В соответствии с этой схемой допустимый ток нагрузки
^.лоп-^о)/ 3 «ж а^ю* Я,п^,о) .(51.13)
где RlHS = 1,1 (с1|3/2л) In ((/?с + Дф + Дп)/Яс); Rc — радиус дуги сектора; Дф, Дп — толщина фазной и поясной шоляцпи соответственно. Значение ДРо6 для этих кабелей мало и его можно не учитывать.
Тепловая схема замещения кабелей марок ОСБ иОСК на напряжения 20—35 кВ отличается от предыдущей наличием теплового сопротивления за-
Таблина 51.5. Допустимые температуры нагрева изоляции кабелей, °C
Тип кабеля	Длительно допустимая температура	Кратковременно допу ci и мая темпера! ура
С вязкой пропиткой бумажной изоляции па напряжения, кВ		
1—6	80	105
10	70	90
20—35	65	65
С полиэтиленовой изоляцией на напряжения до 6 кВ	70	130
С поливинилхлоридной изоляцией па напряжения до 6 кВ С изоляцией из с ши-	70	160
гою пол и л илепа на напряжения ПО— 220 кВ Маслонаполненный на напряжения, кВ.	90	130
110—220	85	90
330—500	75	80
полпения между фазами Япап, выполненного из по-локнистых материалов. Это сопротивление включается последовательно с Rlu и Rlo В этом случае формула для расчета допустимого тока нагрузки имеет вид'
^лоп
I________Э ж доп________
^жа(^(из + (1 +Тоб>^тиш
+ 3(1+t06)(«„i + ^o))’ (5114)
где Rlm определяется по формуле (51 4) Значение уоб для этих кабелей составляет 0,1—0,2.
Термическое сопротивление заполнения может быть вычислено по формуле
^'°зав
Рис. 51.8. Тепловая схема замещения для трех-жильиого кабеля с поясной изоляцией
826
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Разд 51
где G = (0,85 + 0,2л) 1п(8,3 - 2,2лул + I. Здесь т (^н ф +	w — ^обш Лз ф- ^п.ф тол-
щина подушки иа свинцовой оболочке фазы; До6щ — толщина общей подушки под броней, наложенной вокруг трек скрученных, отдельно освинцованных жил
ЛИНИИ 110—500 кВ
Л...in 110—500 кВ сооружаются с использова-
нием маслонаполненных кабелей низкого давления (марок MUCK, Ml ICA и др.) или высокого давления (марок МВДТ, МВДТк). Для линий ПО—220 кВ перспективным является и применение кабелей с поли инденовой изоляцией. Тепловая схема замещения для одножильных кабелей типа М11СК и с полиэтиленовой изоляцией представлена на рис 51.7,6 Согласно этой схеме расчет допустимого тока нагрузки следует производить по формуле (51 12) Формулы для расчета термических сопротивлений. входящих в (51 12), были приведены ранее
Для определения Бж а используется выражение:
«жа=«жом('+.’’,ЛТ6).	(51.15)
зде тг|, >’б — коэффициенты, учитывающие увеличение сопротивления жилы за счет поверхностного эффекта н эффекта близости [51 2J.
Для кабелей, расположенных по вершинам треугольника, коэффициент у0[- рассчитывается по формуле
^об°м	1
= —7777—777’ (
жом 1 т (''обом/лоб/
где /?0[- ом — омическое сопротивление оболочки на единицу длины, Ом/м; ЛОб = 2о>- 10 71п(л/гж).
Сопротивление жилы постоянному току /?жом определяется при максимально допустимой температуре Гждоп по формуле:
«жом = Р(1 +«/(^flon-20))(l +А')/СЖ, (51.17) где р — удельное электрическое сопротивление материала жилы при 20 °C, Ом - м. Кж — сечение жилы, м ; п/—температурный козффициент увеличения сопротивления, 1/°С; К — коэффициент, учитывающий скрутку жилы. Для одножильных кабелей 110—220 кВ можно принять К = 0,04.
Тепловая схема замещения маслонаполненного кабеля высокою давления (марки МВДТ) представ-
Рис. 51.9. Тепловая схема замещения кабеля  стальной трубе с маслом под давлением: а — сечение кабеля; б — тепловая схема заметем
лена на рис. 51 9, б. Для одной фазы справедлива выражения
Лк “ то = ^nn + Лм + 3(Лп + Ло)) + АЛ1Х
х (0,5Я„о + Я,м + 3(Я,П + Я,о)) 3- ДРЭ(/?,М 3-3(8,„з
з- Я,о) + ЗДРТ(Л,П + /?,0));	(5118)
7 доп

+ 3(1+Уэ+уТ)(/?,п + /?,0))-	'
где RlM — термическое сопротивление масла, К • м/В г; ДРЭ, ДРТ — потертз в металлических экранах и трубопроводе на одну фазу, Вт/м; у,г = БРЛБРХ, ут = ДРТ /БРЖ
Термическое сопротивление масла
Я(м =/>/(А'1лс/к)з-/>/(/(2л7)т), (51.20)
где dK и От — диаметры фазы кабеля и внутренне* поверхности трубопровода, м, b — удельное сопротивление теплоперехода оз масла к поверхности кабеля и трубопровода, равное 0,0425 К-м7/Вт,К| и /<2 — коэффициенты, учитывающие части поверхности кабеля и трубопровода, участвующие! теплоотводе (см. рис. 51.9, а) Для принятой схемы
токи и мощности
$514|ДОПУСТИМЫЕ ПО УСЛОВИЯМ НАГРЕВА В СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ 827
Рис. 51.10. Графики зависимостей экономических и допустимых по условиям нагрева мощностей кабельных линий II) кВ с пропитанной бумажной изоляцией с медными (индекс Си) и алюминиевыми (индекс А1) жилами от сечения ТПЖ
расположения фаз в трубопроводе Л"| = 5/6, а /С2= 1/3
Если учесть, чго часть теплового потока or фазы к трубопроводу отводится через медный экран, то А/м можно рассчитать по формуле
Л,м= «VW (.5121) где Rn — термическое сопрозивлеиие экрана, равное 2,3 К • м/Вт для кабелей марок МВД'1 и МВДТк, а А,м рассчитывается по формуле (51.20)
Коэффициенты у3 и ут рассчитываются по формулам
А	1 7
З'э =	-------'1 	(51 22)
л»“' + (лЭМ1Ч)
ут = 0,76(0,0115 л, - 0,0014850,.) 105/Аж ом, (51 23) где А, ом — сопротивление экрана па единицу длины кабеля, Ом/м, А'э = 2w 10 71п(.я7гэ), Ом/м, л — расстояние между осями жил кабелей, мм; гэ —
Рис. 51.11. Графики laBiiciiMHCTeii допустимых по условиям naipcBa мощностей кабельных линий ПО—220 кВ oi сечения ТПЖ:
/ — МИКЛ с кабелем марки МВД Г 220 кВ. 2 — то же МНСШв, ПО кВ. 3 — КЛ с кабелем марки ЛПвП, 110 кВ.-----------прокладка в ipynie (15 °C).
— прокладка в воздушной среде (25 °C)
средний радиус экрана, мм, D - внутренний диаметр трубопровода, мм
Па рнс 51 10 представлены зависимости допустимых по условиям нагрева мощностей кабельных линий 10 кВ с пропитанной бумажной изоляцией от сечения токопроводящей жилы (Т11Ж), коюрые сопоставляются с экономически целесообразными мощностями
*эк =
где JiK — экономическая плотность гока, которая при числе часов использования максимально!) нагрузки от 3000 до 5000 в год для кабелей с медными жилами равна 2,5 А/мм2, а для кабелей с алюминиевыми жилами 1,4 Л/мм2 [51 8] Из рис 51 10 ясно, чго при больших сечениях жил кабелей S'JK > S Следовательно, в ряде случаен определяющим условием при выборе сечений жил кабелей е вязкой пропиткой является не экономическая целесообразность, а допустимый нагрев изоляции кабеля
В случае же КЛ номинальным напряжением 110 кВ и выше последнее условие является определяющим всегда и выбор сечения производится по допустимым мощное зям В качестве примера на рис. 51 11 показаны зависимости SJ1OI| = f(F) для
828
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Разд 51
МИКЛ высокого давления напряжением 220 кВ, а также для линий 110 кВ с кабелями марок МНСШв и АПвП Из рис 51.11 следует, что при прокладке таких КЛ в воздухе с расчетной температурой 25 °C значения S выше, чем при прокладке в земле с температурой 15 °C Кроме того, ясно, что двукратное увеличение номинального напряжения приводит к увеличению нагрузочной способности не в 2 раза, а лишь иа 60—70 %
51.5.	КАБЕЛЬНЫЕ ЛИПНИ
С ПРИНУДИТЕЛЬНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ
СПОСОБЫ ПРИНУДИТЕЛЬНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ
В зависимости от места отбора выделяемой в кабеле теплоты потоком охлаждающей среды (хладагента) различают три основных вида искусственного охлаждения:
внутреннее, т.е. охлаждение жилы путем прокачки охлаждающей среды по центральному каналу в ней (рис. 51.12);
Рис. 51.12. Схема внутреннего охлаждениями-лонанолнеииого кабеля:
1 — маслоохладитель, 2 — кабель е каналом внутри жилы; 3 — насос для перекачки масла; 4 — возврп-ный трубопровод, 5 — концевая муфта
поверхностное, те охлаждение наружной поверхности кабеля (рис 51 13);
косвенное, т.е охлаждение окружающей п-бель среды (рис. 51.14)
Рнс. 51.13. Схемы поверхностного охлаждения маслонаполненных кабелей:
а — охлаждение кабеля высокого давления за счет циркуляции масла в трубопроводе, б — охлаждение кабеле!
низко! о давления за счет циркуляции воды в трубах, / — масло, 2 — вода
Рис. 51.14. Схемы косвенного охлаждения:
а — при прокладке в земле; б — при прокладке в канале, в — при прокладке в туннеле, / — кабель; 2 —трубопровод с водой; 3 — засыпочный состав, 4 — защитное покрытие
§515]
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ С ПРИНУДИТЕЛЬНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ
829
При использовании сочетания различных видов охлаждения из числа перечисленных применяется термин комбинированное охлаждение.
При создании кабельных линий, оснащаемых охлаждающими системами, необходимо решать вопрос не только о выборе способа охлаждения, по также и о выборе охлаждающей среды. 13 качестве хладагентов в таких системах могут использоваться воздух, маловязкое масло, вода и легкоиспаряю-щиеся жидкости типа фреонов. Вода находит применение во всех видах принудительного охлаждения. Остальные хладагенты не всегда рационально использовать для отдельных видов охлаждения. При косвенном охлаждении (КО) хладагент не имеет контакта непосредственно с кабелем, поскольку оно осуществляется посредством прокачки воды по трубам, размещаемым на некотором расстоянии о г кабеля (или группы кабелей), будь то прокладка в грунте или в воздушной среде (в кабельных сооружениях) Использование воды в этом и в других случаях объясняется прежде всего гем, что ее теплоемкость существенно выше, чем у других хладагентов.
При поверхностном охлаждении (ПО) хладагент имеет непосредственный контакт с внешней поверхностью кабеля. Воздух при этом используется в системах вентиляции туннелей и других кабельных сооружении иногда в сочетании с другими способами охлаждения (например, с косвенным). Достигаемое при воздушном охлаждении поверхности кабелей увеличение нагрузочной способности относительно невелико, поэтому к нему прибегают реже, нежели к другим, более эффективным способам.
Системы с использованием для ПО масла реализованы на ряде относительно коротких МНКЛ высокого давления, где оно циркулирует в трубопроводе линии с возвратом на станцию охлаждения по отдельной трубе При использовании для ПО воды три фазы линии могут размещаться как вместе в обшем желобе, лотке или трубе, так и в отдельных трубах. Последний способ находит преимущественное применение в силу более высокой эффективности, хотя и является более дорогостоящим
Для внутреннего охлаждения (ВО), осуществляемого путем прокачки хладагента по центральному каналу в жиле кабеля, могут использоваться масло или вода. Специфика этого вида охлаждения по сравнению с КО и ПО состоит в некотором изменении конструкции кабеля, связанном с необходимостью увеличения диаметра центрального канала для снижения его гидравлического сопротивления потоку хладагента.
К разновидностям комбинированного охлаждения относятся:
сочетание поверхностного водяного охлаждения стандартных маслонаполненных кабелей
(МНК) низкого давления с принудительной циркуляцией масла в их центральных каналах,
сочетание косвенного водяного охлаждения кабелей, прокладываемых в туннеле, с принудительной вентиляцией последнего;
сочетание водяного охлаждения стандартных МНК высокого давления с циркуляцией масла в трубопроводе линии
Для косвенного, поверхностного и внутреннего водяного охлаждения могут использоваться однотипные системы, различающиеся лишь количеством труб или каналов для прямого и обратного потоков. Система охлаждения состоит из одной или более станций охлаждения и трубопроводной сие темы Станция охлаждения включает в себя насосно-двигательные установки, резервуары охлажденной и нагретой воды, а также теплообменную установку. При сооружении станций охлаждения на территории открытых подстанций или электростанций в качестве 1енлообмсцпой установки могут быть использованы вентиля горные градирни капельного типа. Для закрытых подстанций пригодны теплообменники типа «вода—воздух» или «вода—вода», где хладагент охлаждается в радиаторе, обдуваемом потоком воздуха или омываемом потоком воды вторичного контура
РАСЧЕТ НАГРУЗОЧНОЙ СПОСОБНОСТИ
Расчет допустимых токовых нагрузок для об щего случая принудительного охлаждения с произвольным расположением кабелей и охлаждающих элементов достаточно сложен, его методика изложена в [51.2]. Ниже приводятся формулы, выведенные для некоторых частных случаев.
Для МНК низкого давления, охлаждаемого путем прокачки масла ио центральному каналу в жиле (рис. 51.12), допустимый ток натру зки без учета теплового влияния соседних фаз определяется выражением
1Гждоп-^о-^„,(0,5^из + /?,о)Х
Лжа(Л,ИЗ + (1+У0б)^о)х
/	-а,	-а, /,
->----*-------------------------------, (51.24)
,	-а(/л
хI 1 - кс I
где к = (/?,,„ + Rlo)/(Rlm + RlM + Я,о); а, = =	+ RIM + Я,о)); см — удельная теп-
лоемкость масла, Вт - с/(кг • К); q — сечение капала 2	, 3
прокачки масла, м ; у — плотность масла, кг/м ; им — скорость прокачки масла, м/с; Гм1 — температура масла на входе в канал прокачки, °C; RM =
830
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Разд. 51
= Ыш1к ж — сопротивление теплоперехода от поверхности канала к маслу, К  м/Вт; dK ж — диаметр канала в жиле, м, L — длина линии, м
Допустимый ток нагрузки для маслонаполненного кабеля высокого давления, охлаждаемого посредством циркуляции масла в трубопроводе (см рис. 51 13, а), определяется по формуле:
,	= / доп - 7 о -	+	,
“’"АЛи^м^м - 3(1 + .VT))X
+ (ЗЛ,о + Л",м)(1-е 2'))-(Гм1-Го)е’ 2‘
>---------------------------—--------------- (51.25)
x«J(l-e )
где а2 = 1 /(смс/умом(Л",м/3 + /?,„)); /?',м = = Ь/(К । nd*) — сопротивление теплоперехода о г поверхности кабеля к маслу, К  м/Вт; R" = b/(K^nDr) — сопротивление теплоперехода от масла к внутренней поверхности трубопровода, К • м/Вт.
Для кабелей, проложенных в земле и охлаждаемых водой (см. рнс. 51.13, б и 51.14, а), допустимый ток нагрузки может быть рассчитан по формуле
+ 3R
0,5/?, + 1,5/? х
, (51.26)
где 7В| — температура охлаждающей воды на входе с трубопроводную систему, = R,o/(Rlo + /?,„), «3 = 1/(св^увпв(/?,о + /?,в)); /?,в — сопротивление теплоперехода от поверхности кабеля к воде.
При косвенном охлаждении по двум трубам, расположенным между проложенными горизонтально гремя кабелями с расстоянием s между осями, в формулу (51.26) вместо /?,о и /?,в подставляются выражения. /?,о - 1/( 1//?,о! + 1//?,о2 + ^Rloj) и RlB = = 1/(1//?,„, + 1//?,в2 + 1/«,вз>. где А’,о|, /?,о2 и /?,о3 рассчитываются па формуле (51 6) Значения /?,в для крайних кабелей определяются как
1,3 = <°1р/2п) In (0,122? Vs/'V-,,/^),
а для среднего кабеля — как
Я,в2 = (%/2л) 1h(0,0468xVx/vt^t), где гк — внешний радиус кабеля, гт — внешний pi-диус трубы
Для случая поверхностного охлаждения рассчитывается по формуле (51 6), но вместо следует подшавить d1 (диаметр грубы, в котором проложен кабель).
Сопротивление /?,в в этом случае определяете! в зависимости от характера потока охлаждающе! волы. При ламинарном течении (Re < 1000)
/?,в = 7,3- 10 2/Хв, а при турбулентном потоке (Re > 3000) /?,в = 2,46/ABRe°’6Pr0-3
Здесь Re = v.d'/Juu число Рейнольдса Рг1 = свцв/Ав — число Прапдтля, Хв — теплопроводность воды; цв - вя 1 кость воды
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
По одноцепным МИКЛ, проложенным в теми и работающим в условиях естественного охлаждения (ЕО), могут передаваться мощности 150— 160 МВ  А при (7НОМ =110 кВ, 260—290 МВ -Аира /7НОМ ~ 220 кВ и около 600 MB-А при напряжении 500 кВ Оценку технической эффективности охлаждения КЛ определенного номинального напряли-ния выполняют путем сопоставления юпустнмвх по условиям нагрева мощностей или токов при ЕО и искусственном охлаждении (ИО), т е по значению коэффициента технической эффективности
э ~ *-*доп(Ио/Адоп(ЕО) ~ 2доп(Ио/2доп(ЕО)> 1-
Наиболее эффективным способом принципиально является внутреннее охлаждение, поскольку отвод теплоты осуществляется непосредственной его основною легочника, ie от жилы Так, по японским данным, нагрузочная способность МНКс сечением жилы 2000 мм2 и с центральным каналом диаметром 52 мм, по которому циркулирует маис, составляет 1500 МВ-А при напряжении 275 кВа 3000 МВ  А при 500 кВ. Достоинством этого ваш охлаждения является и го, что кабельная линия охлаждается полностью, включая концевые и соединительные муфты Недостатком этого способа и-1 ляется значительное снижение нагрузочной способности с ростом длины секции охлаждения про неизменных параметрах хладагента на входеьсистему охлаждения В связи с этим длина секции охлаждения МПК с вну I ренины охлаждением мятой нс превышает 500 .м. Передача мощности на боль-
§51.6]
ГА ЗОИЮЛИРОВАННЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
831
Рис. 51.15. Схема волипого охлаждающего контура:
/ — охлаждаемый кабель; 2 — концевая муфта; 3 — насос для перекачки воды, 4 — теплообменник
шве расстояния требует увеличения перепада давления масла в канале, что не всегда допустимо в связи с ограниченной механической прочностью оболочки
Поверхностное охлаждение жил МНК высокого давления посредством циркуляции масла в трубопроводе характеризуется значительно меньшей эффективностью Так, КЛ 500 кВ на Волгоградской ГЭС с сечением жил 550 мм2 при принудительном охлаждении рассчитана на передачу мощности 405 МВ  А Аналогичные японские КЛ 275 кВ с сечением жил 1600 мм2 предназначены для передачи мощности 440 МВ • А.
Значительно большие нагрузки допускают КЛ с поверхностным водяным охлаждением. Так, линии 225 кВ в Париже рассчитаны на передачу мощности 600 MB A. Этот способ применим как для МНК низкого давления, зак и для кабелей с пластмассовой изоляцией при их прокладке в полиэтиленовых или поливинилхлоридных трубах. Поверхностное охлаждение может применяться для КЛ протяженностью до 15 км, однако при этом возникают проблемы охлаждения соединительных и концевых муфт.
Косвенное охлаждение позволяет увеличить нагрузку линии на 15—50 %. Однако при этом требуются дополпизельные мероприятия и технические решения по охлаждению концевых и соединительных муфт. В качестве примера ниже приводят-сятехническне характеристики МНКЛ низкого давления напряжением 400 кВ с сечением жил 2000 мм2, сооруженной в Лондоне Протяженность линии 11,6 км. Система водяного охлаждения состоит из четырех полиэтиленовых труб наружным диаметром 114 и внутренним 85 мм Две трубы исполь
зуются для прямого потока и две — для обратного Расчетная температура воды на входе в систему 15 °C зимой и 30 °C летом Для охлаждения нагретой воды применяются теплообменники воздушно-водяного тина При указанны', параметрах нагрузочная способность лини» составляет 1400 МВ - А зимой и 1200 МВ  А в леший период.
Примером использования комбинированного охлаждения служит МИКЛ напряжением 110 кВ длиной 300 м с сечением медных жил 1400 мм2. Система косвенного охлаждения имеет три трубы, две из которых диаметром 130 мм предназначены для прямого потока, а третья диаметром 147 мм для обратного (рис. 51.15) Расход воды в трубах прямого потока составляет 3 л/с, скорость нрокачкп 0,4 м/с. Для возвратного трубопровода соответствующие значения равны 6 л/с и 0,54 м/с Гемпера-тура воды на входе в систему 40 °C. Циркуляция масла в центральных каналах жил (диаметр канала 14 мм) осуществляете.! со скоростью 0,036 м/с Возврат масла происходит но трубопроводу диаметром 25 мм. При этом нагрузочная способность линии составляет 400 МВ  ,\ По авалей ичпой линии номинальным напряжением 380 кВ может передаваться мощность 1120 МВ  А.
51.6.	ГАЮИЗОЛПРОКАНПЫЕ .111111111 ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗОВОЙ ИЗОЛЯЦИИ
Газ, применяемый в качестве основной изоляции КЛ, должен удовлетворять следующим требованиям |5 1.9]
иметь высокую кратковременную и длительную электрическую прочность,
832
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Рам 51
быть инертным и не выделять химически активных веществ при ионизации;
обладать хорошей теплопроводностью;
иметь достаточно низкую температуру сжижения при рабочих давлениях;
быть недсфицигным и иметь достаточно низкую стоимость.
Среди наиболее доступных газов, таких как воздух, азот, фреон и элегаз (гексафторид серы), последний в наибольшей степени удовлетворяет приведенной совокупности требований. Он безвреден, химически инертен, имеет высокую теплопроводность. не горит, не поддерживает горения, имеет высокую электрическую прочность и стабильные характеристики.
Однако элегаз, как и фреон, относительно дорог, поэтому целесообразно использовать его в смеси с азотом |51.10]. При применении смеси из 10 % элегаза и 90 % азота ее температура сжижения при давлении 3 МПа составляет около -45 °C, т е. такая смесь может использоваться при открытой прокладке линии даже в районах с достаточно низкими зимними температурами. Чистый же элегаз при сравнительно небольших давлениях (0,4 МПа) имеет температуру сжижения около -40 °C, поэтому электротехнические устройства открытой установки с изоляцией чистым элегазом рассчитаны на давления, пе превышающие 0,5 МПа Для линий же, прокладываемых в земле на глубине, превышающей глубину промерзания, давление элегаза может быть увеличено примерно до 1 МПа.
Электрическая прочность элегаза и его смеси с азотом возрастает с увеличением давления, поэтому выбор оптимального давления связан с учетом таких конкурирующих факторов, как уменьшение размеров изоляционных промежутков и пеобхо-
Рпс. 51.16. Эскиз поперечного сечения коаксиальной фазы
Таблица 51.6. Значения коэффициента 4 а показателя степени а, |51.10|
Газ	Давление р, МПа	А. МВ/м	“г
Азот N2	Более 0,5	2,5	0,33
Элегаз SF6	0,1—0,75	2,6	0.80
10%SF6 + 90%N2	Более 0,5	3,3	0,40
дпмость повышения механической прочности инструкции. Полученные экспериментально в системе коаксиальных цилиндрических электроде! (рис. 51.16) радиусами г и R и усредненные зависимое ги пробивной напряженности Е1П элетазз,азол и их смеси от давления р и радиуса внутреннего электрода г (при а = Шг = 2—4) аппроксимируются следующим эмпирическим выражением [51.10].
Апр = '1(10/>)“,|1+(1/-Л)|, где р, МПа; г, см; значения коэффициента^ и поп-зателя степени аг беру|ся из 1абл 51 6
ОСНОВНЫЕ ТИНЫ КОНС ТРУКЦИЙ
Основными типами конструкций газоизолированной линии (ГИЛ) переменного тока являются конструкции.
с пофазяяо экранированными жесткими трубчатыми токоведущими элементами (ТВЭ),
с тремя фазными жесткими тру&татымиТВЭ| общем жестком экране;
с гибкими ТВЭ в жестком экране (полугибш конструкция),
с гибкими ТВЭ и экранами (полностьюгибка конструкция).
Первая из этих конструкций наиболее проста В качестве материала трубчатой токопроводящй жилы обычно используется алюминий промышленной чистоты. Материалом для оболочки может служить алюминий, сталь яялн диэлектрик. Наиболее важным элементом конструкции в отношении электрической прочности изоляции являются диэлектрические распорки, которые в большинствеслуи-ев имеют форму диска.
Второй тип копе тру кцшт ГИЛ — три трубчатых жилы в общем экране — от личается большей кои-иакгностью Внешний диаметр оболочки таи# ГИЛ не более чем на 80 % превосходит диаметр оболочки пофазно экранированной конструкции вя те же номинальное напряжение и мощность Ка следствие этого ширина |раншеи сокращаете! к 2,5—3 раза Недостатком этой конструкции является наличие взаимного влияния фаз и значительны! динамические усилия при КЗ. Помимо дисковых
§516|
ГА ЮИЗОЛИРОВАННЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
833
распорок используется закрепление каждой фазы на двух опорных стержневых изоляторах, расположенных под углом 60°
Полу гибкие и полностью гибкие пофазно экранированные конструкции позволяют уменьшить трудность и снизить стоимость монтажа в полевых условиях, присущие жестким конструкциям, изготавливаемым секциями небольшой длины (12— 15 м) Гибкая фаза может быть изготовлена и транспортирована па барабане в строительных длинах 100—2 00 м.
ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ГИЛ
Тепловая схема замещения коаксиальной фазы ГИЛ (см рис 51 16) представлена па рис 51 17 На схеме обозначены Гж,Г б. То— температуры на поверхности жилы, оболочки и температура окружающей среды. Я/об. /?/0 — тепловые сопротивления и голиции, оболочки и окружающей среды, К - м/Вт, ДРЖ, Л/’(16 — тепловыделения в жиле иоболочке, Вт/м
Пропускная способность ГИЛ небольшой протяженности ограничена условиями допустимого нагрева элементов конструкции (жилы и оболочки) до температур соответственно 7'ж доп и Гоб доп. В соответствии с уравнениями теплового состояния, полученными на основе схемы рис. 51.17, допустимые по условиям нагрева жилы (I-е ограничение) и оболочки (2-е ограничение) определяются следующими выражениями
доп (I) — лД ^ж.доп —	’
7доп (2) = лДГобдои “	’
г	2
где гж — сечение жилы, мм , р — удельное электрическое сопротивление материала жилы и оболочки, мкОм  м, у = (Л/’ж + А/?о6)/ А/'ж — коэффициент, Я,1КВ = /?/1П +	+ fyo> — эквивалентное
тепловое сопротивление
Соотношение между токами, допустимыми по условиям нагрева жилы и оболочки,
7доп(1)/7доп(2) =	’
1де k -j ~~ (7 доп —	доп — T'q), kft ~ уJ 7^пкъ
При прокладке грех коаксиальных фаз ГИЛ в грунте и при характерных для этого случал значениях температур (Т^доп = 120 °C, То =	= 5 °C,
Го6 доп гр = 30—50 °C) значения kj гр составляют 4,6—2,5, a kjf гр = 1 Таким образом, к/ гр кц > 1 и, следовательно,
доп 1р(2)<2до|| |р(1) -
т е пропускную способность при прокладке в грунте лимитируют условия допустимого нагрева поверхности оболочки фазы ГИЛ
При прокладке же в воздушной среде и при Т = 120 °C Т = Т ~ 25 °C и /’ -	= 70 °C
ждоп и о в v 11 *оо доп в v значение к/а ~ 2, а кКя «1 Поэтому произведение /г?н кцв меньше 1 и. следовательно,
^лгш в (I) < ^доп в(2)’
т е при прокладке ГИЛ в воздушной среде пропускная способность лимитируется условиями нагрева токоведущего элемента фазы.
Соотношение допустимых токов, определяемых активными ограничениями при прокладке в грунте н в воздухе,
/ I Т Т<
ДОП в( 1 ) _ | Ж доп	В f IKB гр
у	— I 'г	_ -г Р
7 дон ip(2)	N 1 об lonip /|рлпквв
При характерных значениях температур диапазон значений первого сомножителя подкоренного выражения составляет 4—2, а отношение Я.л.в / /7?пкв В>1 Поэтому
7лоп в (I)	7цои гр (2)
причем гем в большей степени, чем больше /2ВШ (см рис 51 16) Таким обратом, пропускная способность ГИЛ по условиям нагрева в условиях открытой прокладки всегда выше, чем при прокладке в грунте.
На рис. 5118 представлены зависимости /доп от внутреннего диаметра оболочки D = 2R при прокладке в грунте и в воздухе для ГИЛ с тремя пофазно экранированными жесткими ТВЭ с отношением
Рис. 51.17. Тепловая схема замещении ГИЛ
27-760
834
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Рам 51
Pur. 51.18. График зависимости пропускной способности ГИЛ но условиям допустимого nai рева от диаметра оболочки:
--------при прокладке в воздухе (/ — 7пб = 70 °C;
2 — 7^6 = 50 °C),-----------при прокладке в
грунте с удельным тепловым сопротивлением
1.2 К  м/Вт (3 — Го6 = 30 °C. песчаный грунт;
4 — 7об = 50 °C, глинистый rpyirr)
радиусов алюминиевых оболочки и жилы R/r = 3 при допустимых температурах нагрева жилы и оболочки, указанных выше [51.10]. Они показывают, что при открытой прокладке пропускная способность ГИЛ при малых диаметрах оболочки в 2— 3 раза, а при больших — в 4—6 раз больше, чем при прокладке в земле
При прокладке фаз в земле на одной глубине экономически целесообразные -S.JK и максимально допустимые 5'доп мощности для ГИЛ 220—750 кВ [51 11] имеют значения, представленные в тайл. 51.7.
Таблица 51 7 Экономически целесообразные и допустимые по условиям нагрева мощности ГИЛ
Мощность ГИЛ. МВ-А	"нем- кВ		
	220	400	750
	1200—1400	2000—2500	4000—5000
‘’доп	2500	4500	6000
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИЛ С ПОФАЗНО ЭКРАНИРОВАННЫМИ
ТОКОВЕДУЩИМИ ЭЛЕМЕНТАМИ
Соотношение номинального напряжения  геометрических размеров. Максимальная мет-трическая прочноегь газовою промежутка в системе цилиндрических электродов имеет место пра а = Я/г = е = 2.718 ]51.12], г.е при!па=1 Приэтом связь пробивной напряженности £пр, номинального напряжения Е/ном и радиуса внутреннего ТВЭг определяется выражением
"ном = КгЕ„р’
где К = -Уз/( л/2АпАэ) — жвпвалентпый коэффициент запаса по напряжению; кп — расчетная кратность внутренних (коммутационных)перенапряжений;^— коэффицие нгэксплуагационпыхусловий.
Поскольку £’ в свою очередь, является функцией давления р и радиуса г, то окончательное выражение, связывающее номинальное напряжение рассматриваемой ГИЛ с ее геометрическими размерами имеет вид
"ном = АЭ-.1 (1()р) '| I + (1 /Jr)\ =
— КА (1 Ор) (г + */г),
т е. зависимость UHOM = fir) при р = const является возрастающей При подстановке в левую часть этого выражения значения стандартного номинального напряжения при заданном значении давлевияоп-ределяется требуемое значение радиуса внутреннего проводника коаксиальной фазы г, а следовательно, и R = аг.
Так, для смеси пз 10 % з.чегаза и 90 % азоп (А = 3,3 МВ/м, схг = 0,4) при р 1,5 МПа, кп = 2,5, Аэ = 1,8н К =	 2,5 • ).8) = 0,273 значение
г для ГИЛ 220 кВ составляет 5 см, а для ГИЛ 500кВ — 12,8 см.
Погонные электрические параметры.Погонные индуктивное сопротивление х0, Ом/км, и емп-сгная проводимость йр, См/км, коаксиальной фаза ГИЛ при стандартной частоте переменного тока/= - 50 Гц определяются как
xG = 2п  10 2 Ina;
bg = п  10~^/18 Ina
Таким образом, реактивные параметры ГИЛ с пофазно экранированными зоковедущими элементами определяются лишь соотношением радиуал оболочки и жилы R/r.
При толщине стенок трубчатых проводниин, не превышающей глубины проникновения элаоро-
§517]
КРИОГЕННЫЕ ЛИПНИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
83^
Таблица 51 8 Основные технические характеристики ГИЛ с иофазио жраинрованнымп ТВ')
НОМ’ кВ	S’ ‘-’НОМ’ МВ-А	/	А НОМ’	Р, МПа	, 2 ММ	F ~ ОО’ 2 ММ	DFlr. мм/мм	*0-м кС м/ км	Сео. Мвар/ км	х0. Ом/км	ZB, Ом	I наг МВт	7кр
400	2000	2887	0.44	9800	11 875	504/240	0,236	3,72	0,048	43,5	3680	530
500	2200	2530	0.45	6823	15 193	508/171	0,192	4,00	0,088	65.4	3830	547
магнитной волны, что имеет место для большинства реальных конструкций, активное сопротивление единицы длины коаксиальной фазы ГИЛ, Ом/км, может быть принято равным омическому и определено как
л0 = р//-
Активная проводимость единицы длины коаксиальной фазы ГИЛ, См/км, определяется тангенсом угла ди >лекгрических потерь и значением />(|
Со = fc0 tgS
В силу малости tgS для шегаза и его смеси с азотом активная проводимость пренебрежимо мала и при составлении схемы замещения ГИЛ ее можно нс учитывать
Волновые параметры и натуральная мощность. При определении волновых параметров ГИЛ с пофазно экранироваппымн ТВЭ — волнового сопротивления ZB и коэффициента распространения электромагнитной волны у0— без большой погрешности можно пренебречь не только активной проводимостью, но и активным сопротивлением липни При = Gq = 0 и с учетом выражений для х0 и Ьй
ZB = JxO/ba = 60 In а ;
Уо“7лАо*О = J '-°5 ' 10-3 •
При а = е = 2,718 волновое сопротивление рассматриваемой ГИЛ равно 60 Ом, тогда как волновые сопротивления ВЛ напряжением 220, 500 и 750 кВ составляют соответсгвеппо 400, 280 и 260 Ом, т е в 6,7—4,3 раза больше, чем у ГИЛ с пофазно экранированными токоведущими элементами. Натуральная мощность такой линии
Гнаг = ,!{7k/Zb = C/Zb>
где n — число коаксиальных фаз; (7К — действующее значение напряжения между проводниками коаксиальной фазы. Для указанного выше диапазона поминальных напряжений она в 6,7—4,3 раза больше, чем у ВЛ, и при ZB = 60 Ом составляет:
Л.аз (220) = 800 МВт, Рнаг {500) = 4160 МВт
11 Гнат (750) = 9400 МВт-
Зарндная мощное и. и критическая длина. Суммарная реактивная molhhociь, генерируемая ГИЛ длиной /(т е зарядная мощностьQ(-) н се критическая длина /кр определяются выражениями
Qc= 6/Lz’o/=0<o/-/KP = Wfto.
где S'ron — допустимая по условиям нагрева ГИЛ мощность, a Q(-u зарядная мощность единицы длины линии
В ряде случаев критическая длина онрелеляе!-ся по поминальной мощноеi и
кр ~	'и
Критические длины I 1IJ1 220—750 кВ с пофаз-по экранированными ТВЭ составляют несколько сотен километров Проектные данные по ГИЛ 400—500 кВ этой конструкции |51.11] представлены в табл 5 I 8.
51.7. КРИОГЕННЫЕ IIIII1III ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Для охлаждения токоведущпх элементов кабельной линии до крошенных leMiiepaiyp (меньше 120 К) в качестве хладагентов могут использоваться сжиженные i азы, основные неплофи зические па-раме гры которых приведены в [51 13]
Криогенная кабельная линия включает в себя три основных компонента собственно криогенный кабель, рефрижераторное и вспомогательное оборудование (систему криогенного обеспечения) концевые устройства (i о ко вводы)
В соответствии с уровнем рабочей температуры и материалом токопроводящих жил различают два типа криогенных кабелей [51 141
криопроводящие (КПК) с жилами из металлов, не переходящих в сверхпроводящее состояние в диапазоне температур 20—120 К (медь, алюминий, бериллий), для охлаждения коюрых в принципе могут быть использованы 1акие хладагенты, как водород, неон, азот, аргон, кислород и метан,
сверхпроводящие (СПК) с жилами из сверхпроводящих материалов (ниобий, ниобий-титан, ниобий-олово, ниобий-германий и др ). для охлаждения которых используется гелий в жидком или сверхкритическом состоянии.
836
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Рам Я
Из числа возможных вариантов криопроводя-uuix кабельных линий (КПКЛ) оптимальным ио экономическим показателям является вариант с использованием в качестве материала токопроводящих жил алюминия высокой чистоты и жидкого азота в качестве хладагента. Однако даже такой вариант КПКЛ не обладает сущеегвениыми экономическими преимуществами по сравнению со сверхпроводящими кабельными линиями (СПКЛ), в связи е чем ниже рассматриваются лишь последние
Основные сведения из теории сверхпроводимости и электромагнитные свойства сверхпроводников приведены в разд. 2 (§ 2.2), а критические параметры сверхпроводящих материалов — в разд 16 (§ 16.6) 1-го гома настоящего справочника [51.15].
КОНСТРУКТИВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ СВЕРХПРОВОДЯЩЕГО КАБЕЛЯ
Сверхпроводящий кабель состоит из двух основных конструктивных элементов.
холодной зоны (ХЗ), внутри оболочки которой размещается токонесущая система (1 НС) и каналы прокачки гелия;
теплоизоляционной оболочки (ТО), служащей для ограничения теплопритоков извне к ХЗ.
Современная концепция создания СПК исходи г из целесообразности размещения всех фаз кабеля переменного тока или полюсов кабеля постоянного тока в общей ТО. Необходимость наличия в ХЗ каналов прокачки основного хладагента (гелия) определяет целесообразность использования трубчатых токоведущих элементов TI 1С СПК переменного и пос гоянпого тока может быть выполнена как полностью коаксиальной, так и с пофазным экранированием фаз (полюсов). В том и в другом случае основой ТИС СПК служит коаксиальная пара проводников, которая может быть выполнена жесткой или гибкой
Электрическая изоляция между проводниками коаксиальной пары в жестких трубчатых конструкциях может быть образована вакуумируемой 3	4
до 10 —10 11а или заполненной прокачиваемым хладагентом полостью с диэлектрическими распорками между проводниками либо слоем твердого диэлектрика. Как в этом случае, гак и в гибких конструкциях, где последний вариант является основным, слой электрической изоляции образуется намоткой лепт из синтетического материала (например, полиэтилена) или наложением пористого материала с последующей пропиткой основным хладагентом.
Теплоизоляционная оболочка в криогенных кабелях может быть выполнена с использованием вы-соковакуумной, вакуумно-порошковой и вакуумно-многослойной теплоизоляции (ТИ). Для C1IK
Рис. 51.19. Эскиз поперечного сечения сверхвро-водящего кабеля напряжением 111) кВ:
/ — стальная зашитая оболочка с антикоррозийным покрытием. 2 — вакуумно-многослойная изоляция,
3— |росовая растяжка; 4 —каналы прокачки гелия, 5 — манжета; 6 — оболочка ХЗ, 7 — азотный экрак 8 — каналы прокачки азота; 9 вакуумируемая полость; 10—элек|рическая изоляция; II—токовеф-шне элемешы коаксиальной фазы
наиболее рационально применение комбинированной ТО, состоящей из полос т, заполненной вакуумно-многослойной ТИ, вакуумированной полости и промежуточного азотного жрана.
Азотный экран в жесткой ТО может выполнялся либо в виде двух полу кольцевых полостей, либо в виде нескольких груб, расположенных поверх оболочки ХЗ, по которым прокачивается в прямой и обратном направлении жидкий азот. Такая комбинированная ТО позволяет ограничитьтеплопри-ток к ХЗ до 0,1 Вт/м" а к азо i ному >крану — до 2 Вт/м" В гибкой ГО соответствующие полости образуются гофрированными трубами. Полностью гибкая ТО позволяет получить значения тенлодрв-токов к ХЗ, не превышающие 0,5 Ет/м2, а к азотному экрану — 4 Вт/м2
Поперечное сечение СПК переменного токаха-рактернон конструкции представлено на рис. 51.19
СИСТЕМА КРИО! ЕННОГО ОБЕСПЕЧЕНИИ И ТОКОВВОДЫ
Система криогенного обеспечения СПКЛ рассчитывается на поддержание параметров (расхода, температуры и давления) основного (гелия) и вспомогательного (азота) хладагентов в пределах, определяемых условиями оптимального функционирования линии в установившихся режимах и условиями восстановления сверхпроводящего сопок-ния после отключения КЗ и АПВ липин. Циркуля-
8 51-7]
ция хлада циклу с П1 иых устан ми опредс и указанн
Тепло
должна О' ницы дли тока чере-потерь в < подложка потерь на нительна: ределяетс ройства -
Сумм ров ос НОЕ нарном р
где Qp ос дительно та’ ^осн ННЯ (КОЭ( щий затр при удал Для гел! (меньши! тановка^ менном
принима
Анал мощност него хла ^всп — ности в ( номинал затраты тановок ют 1,5 %
То ко тают в с« бельной ружающ токовво/ жуточно можны j коввода
№ п?
Г 2 3
15171
КРИОГЕННЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
837
имя хладагентов осуществляется по замкнутому циклу с помощью гслиево-азотных рефрижераторных установок, число и расстояние между которыми определяются требуемой степенью надежности и указанными выше условиями
Теплота (<?хз), которая в стационарном режиме должна отводиться основным хладагентом из единицы длины ХЗ кабеля, складывается из теплопри-тока через ТО, тепловыделений за счет джоулевых потерь в сверхпроводниках и их стабилизирующих подложках, диэлектрических потерь в изоляции и потерь на трение при прокачке хладагента Дополнительная тепловая нагрузка рефрижераторов определяется тсплопритоком <7ГВ через концевые устройства — гоковводы
Суммарная мощное 1ь привода рефрижераторов основного хладагента липин длиной / в стационарном режиме
/’р осн — ^ОСН^р ОСН’
где Qp ос11 =	+ </|н — требуемая холодопроизво-
дигелы|ос1ь рефрижераторов основного хладатен-та, Лосн — коэффициент эффективности охлаждения (коэффпцисн I рефрижерации), характеризующий затраты мощности на привод рефрижераторов при удалении I Вт теплоты из охлаждаемой зоны. Для гелиевых рефрижераторов = 300—500 (меньшие цифры соответствуют более мощным установкам) [51 12] При расчетах СПКЛ па современном этапе развития криогенной техники /тосн принимают равным 500.
Аналогично может быть рассчитана потребная мощность привода рефрижераторов вспомогательного хладагента (азота) Рр ВС11 с учетом того, что Авсп ~ 6—10 Поскольку собственно потери мощности в СПКЛ пренебрежимо малы по сравнению с номинальной, то ее КПД в основном определяют затраты мощности на привод рефрижераторных установок Рр^ = Рр осн + Рр всп, которые не превышают 1.5 % oi поминальной мощности линии
Токовводы (концевые устройства) СПКЛ сочетают в себе функции высоковольтной концевой кабельной муфты и теплового моста между ХЗ и окружающей средой Все современные модификации токоввоцов базируются на использовании промежуточного охлаждения ТВЭ ввода При этом возможны два способа непрерывное охлаждение то-коввода испаряющимся гелием или с помощью те
плообменников различных температурных уровней (4, 20, 77 К), питающихся от рефрижераторной установки. Последний способ при одинаковой энергетической эффектнвнос1и оказывается более дорогим
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СПКЛ
Теоретические исследования и эксперименты па лабораторных и опытно-промышленных участках, а также выполненные технико-экономические обоснования привели к проектированию ряда конкретных СПКЛ, являющихся элементом той или иной действующей электро тиергетической системы В табл 51 9 представлены основные технические характеристики разработанных в различных странах проектов СПКЛ переменного тока напряжением НО—500 кВ полугибкой конструкции с ТВЭ из ниобия на медной подложке, с пластмассовой изоляцией номинальной мощностью 2,5— 5,4 ЕВ  А [51 11, 51 16]
Согласно этим проектам современная концепция технической реализации СПКЛ сводится к следующему
1	Для передачи мощное!и до 5 ГВА в принципе не требуе>ся применения номинальных напряжений свыше 220 кВ [51.17] Большие напряжения обычно принимаются из системных соображений как, например, в проекте 3.
2	. В качестве материала гокопроводящих жил предпочтительно использование более дешевого и технологичного ниобия па стабилизирующей подложке из меди высокой чистоты Применение на переменном токе сверхпроводников с высокими критическими параметрами (тина шюбий-оло-во) пе дает явных преимуществ
3	. ТИС целесообразно выполнять в виде трех гибких коаксиальных пар с полым внутренним проводником, образующим капал для прокачки гелия, и со сверхпроводящим экраном, обеспечивающим отсутствие электромагнитного поля вне коаксиальной фазы Современная технология позволяет изготовляй» такие коаксиальные ТВЭ строиюльной длиной порядка нескольких сотен метров.
4	В качестве электроизоляционного материа-ла предпочтительно использование синтетических полимеров в виде топких лепт, обладающих лучшими диэлектрическими свойствами по сравнению с гелием в жидком пли сверхкритическом
Таблица 519 Основные технические характеристики СПКЛ переменного гока
№ ii/ii	£4,м-кВ	SHO„. ГВ А	4юм' КА	ZB, Ом	/’..аг- ГВт	(7( 0, Мвар/км	ОВ1„, мм
1	по	2,5	13,2	17	0,71	1,06	480
2	275	4,0	8,4	21	3,6	5,80	465
3	500	5,4	6,2	28	9,00	16,00	680
838
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
[Рам. Я
состоянии и позволяющих уменьшить размеры коаксиальной фазы
5	Предпочтительно использование жесткой ТО с промежуточным экраном, охлаждаемым жидким азо гом или газообразным гелием (температурный уровень около 80 К). Отрезки такой оболочки могут быть изготовлены длиной до 20 м, причем полости, содержащие суперизоляцию, можно вакуумировать и герметизировать непосредственно в заводских условиях Гибкая ТО требует более мощного рефрижераторного оборудования, если учесть при этом, что полностью гибкие копс1рукцни СПК проектируются однофазными или в лучшем случае полностью коаксиальными С другой стороны, полностью гибкие конструкции, имеющие большую строи тельную длину, характеризуются меньшей стоимостью работ по прокладке и монтажу.
6	В большинстве проектов номинальная мощность СИКЛ превышает назуральную, что позволяет обойтись без индуктивной компенсации ее зарядной мощности в режимах максимальных перетоков
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
51 1 ГОСТ 24291—90. Электрическая часть элек-ipoeiaimiiii и электрической сети. Термины и определения М Изд-во стандартов, 1991
51 2 Ларина Э.Т. Силовые кабели и кабельные линии.—2-е изд М. Энергоатомиздаз, 1996.
51.3 'Зуев Э.П. Основы техники подземной передачи электроэнергии М. Энергоатомиздат, 1999
51.4 Электротехнический справочник В 3-х т Г.2 Электротехнические изделия и устройства 8-е изд М Изд-во МЭИ, 1997
51 5. Зуев Э.П. Парамсзры и режимные характеристики линий электропередачи М МЭИ, 1987
51.6 Справочник по электрическим установи высокого напряжения / Под ред И А Баумштейя, С А Бажанова — 3-е изд. М. Энергоатомиздат, 1989
51.7 Макиеико Г.П., Попов Л.В. Сооружение! эксплуатация кабельных линий высокого лапряжеиш. М  Энергоатомиздат, 1985
518 Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР —6-е изд М Эиергоатомвди, 1986
51 9 Базуткпп 13.В., Ларионов В.П., От-тал ь 1О.С. Техника высоких напряжений Учебиш для вузов —3-е изд М Энергоатомиздат. 1986
51 10 Тнходеев 11.11. Передача электрической энергии/Под ред В И Попкова —2-е изд Л Энергоатомиздат. 1984
51 11 Веников В.А., Зуев Э.П. Криогенные кг бельные линии // Сверхпроводимость и ее примем-ния (Итоги пауки и техники Сер Электротехнические материалы, электрические конденсаторы, провода и кабели Т 9) М 13И11ИТИ АП СССР, 1977
51 12 Уйди Б. Кабельные линии высокого напряжения Пер с англ М Эиергоаюмнздат, 1983
51 13 Архаров А.М., Марфенппа И.В., Мику, лии Е.И. Теория и расче! KpuoieuiiLix систем. Учебник для вузов М Машиностроение, 1978
51.14 Кабельные изделия Термины и определения: Стандарт СЭВ М Изд-во стандартов. 1979.
51.15 Электротехнический справочник. В 3-хт Т 1 Общие вопросы Электротехнические материалы —8-е изд Изд-во МЭИ, 1996
51 16. Богпер Г. Передача электрической энергии по сверхпроводящим кабелям И Сверхпроводящие машины и устройства Пер с ашл М Мир, 1977.
51 17 Федин В.Т. Электроэпер1етнческие задачи криогенных электропередач Минск Наука и техника, 1983
РАЗДЕЛ 52
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
СОДЕРЖАНИЕ
52 1 Системы электроснабжения городов, принципы их формирования и задачи
проектирования	. 839
52 2	Потребители и приемники
электроэнергии	  839
52 3	Расчетные электрические нагрузки	842
52 4	Надежность электроснабжения	848
52 5	Схемы городских электрических
сетей	849
52 6. Основные параметры электрических сетей	856
52 7. Расчеты режимов юродских электрических сетей	859
52 8 Качество напряжения в городских электрических сетях	860
52 .9. Конструктивное выполнение элементов сетей	864
Список литературы	868
52.1, СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДОВ, ПРИНЦИПЫ ИХ ФОРМИРОВАНИЯ
II ЗАДАЧИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Назначением систем электроснабжения городов (ЭСГ) является обеспечение электроэнергией всех технологических процессов коммунально-бытовых, промышленных, транспортных и других потребителей. располагающихся иа территориях городов и частично ближайших пригородных зон В состав систем ЭСГ входят
источники питания (ИП) жилых н промышленных зон как правило, эго теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и понижающие подстанции (ПС) (35) — ПО—220 или 330 кВ электроэнергетических систем, а также подстанции глубоких вводов (ПГВ) высших напряжений (110—220 кВ) па территориях городов,
питающие и распределительные электрические сети средних номинальных напряжений 10(6)— 20 кВ, включая распределительные пункты (РП) данных напряжений и трансформаторные подстанции (ТП) 10(6)—20/0,38 кВ,
внешние п внутренние сети напряжением до 1 кВ жилых, общественных и производственных зданий (как правило, 0,38/0,22 кВ):
электронрпемнпкн (ЭП) всех технологических типов потребителей, расположенных на территориях городов
Структурная схема системы ЭСГ приведена на рис 52 1 Формирование структур, схем и параметров систем ЭСТ осуществляется с учетом конкретных природных и экономических условий региона, технических характеристик питающей электро-знер1етической системы (ЭЭС), технологического состава потребителей электроэнергии в комплексе
•Здесь и далее номинальные напряжения 6 и 35 кВ приводятся в скобках как не рекомендуемые для дальнейшего применения при проектировании ЭСГ [52.2].
генерального плана развития города на перспективу в 15—20 лет
Основными задачами конкретною проектирования ЭСГ и иных населенных пунктов являются выбор экономически целесообразных структур номинальных напряжений типов (по пазпачепшо) электрических сетей поминальных параметров основного электрооборудования линий, подстанций распределительных пунктов, а также параметров режимов передачи мощности и качества напряжения При этом должны учитываться электротехнические, эколотические и градостроительные (включая архитектурно-технико-эстетические) требования и ограничения а также развитие потребителей электроэперт ин. источников питания, электрических сетей и возможная неопределенность перспективной технико-экономической информации.
На всех этапах проектирования ЭСГ следует руководствоваться действующими нормативами при сооружении электроустановок и рекомендациями ]52.1, 52.2, 52 4]
52.2. ПОТРЕБИТЕЛИ II ПРИЕМНИКИ VIEKTPO’HIEPI ИИ
Основными труппами потребителей в системах ЭСГ являются
а) бытовые, коммунальные, административные и другие потребители, располагающиеся на территориях жилых районов, характеризующиеся значительными установленными мощностями ЭП и расчетными электрическими нагрузками на их вводных распредели тельных устройствах (ВРУ) В качестве примеров укажем установленные мощности ЭП водной квартире микрорайона многоэтажной застройки типовые квартиры с газовыми или электрическими плитами — соответственно 23.4 п 32,6 кВт, квартиры с повышенной общей площадью и повышенной комфортностью 36—49 кВт
840
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
[Разд. 52
52.1.	Структурная схема системы электроснабжения крупною города:
/ — теплоэлектроцентрали; 2 — теплоэлектроцентраль и глубокий ввод высокою напряжения, 3 — опорные подстанции высокого напряжения (ПО — 220 кВ); 4 — глубокие вводы высокою напряжения (ПО — 220 кВ), 5 — распределительные пункты 10(6) — 20 кВ; 6 — однотрансформагорпые подстанции; 7 — двухтрапсформатор-ные подстанции 10(6) — 20 кВ, 8 — линии 10(6) — 20 кВ, разомкнутые в нормальных режимах работы сети
(при газовых плитах) и 48—60 кВ| (при электроплитах) Расчетные электрические нагрузки на ВРУ к данным потребителям электроэнергии приводятся в следующих параграфах раздела Установленные мощности и расчетные электрические нагрузки коммунальных потребителей электроэнергии могут существенно различаться но типам и объему их техноло! ических функций (количеству учащихся, площадям торговых залов магазинов, числу мест в больницах и т.д ), по в среднем это сотни киловатт,
б)	промышленные потребители электроэнергии Они характерны для систем ЭСТ как по условиям жизнеобеспечения городского населения продукцией промышленных предприятий, так и по требованиям занятости части населения городов В первую опереть это предприятия пищевой промышленности, строительных материалов, производства тканей и одежды, электроники и приборостроения, хладокомбинаты и т.п. Установленная мощность данных потребителей изменяется в весьма широких пределах — от 5—10 до нескольких десятков мегаватт. Мелкие предприятия могут располагаться в жилых районах городов (авторемонтные
комбинаты, хлебозаводы и др ), но крупные производства находятся в специальных промышленных зонах Во всех случаях предъявляются требованш высокой эколо! ическоп чисииы предприятий, что неизбежно ведет к максимальной электрификации технологических процессов и, следовательно, х росту электрических нагрузок данных потребителей. Характерные режимы работы промышленных предприятий в городах две, реже 2,5 смены
в)	потребители электрифицированного городского транспорта питаются по электрическим сетям 10(6)—20 кВ, расчетные электрические нагрузки подстанций трамваев и троллейбусов находятся в пределах 1—2 МВт Данные потребители, характеризующиеся специализированными понижающими трансформаторами и выпрямительными установками, оказывают существенное влияние на качество напряжения в сетях напряжением 10(6)—20 кВ
Подстанции узлов пригородного и железнодорожного транспорта, а также ме ipoполитена питаются, как правило, по локальным линиям напряжением 10(6)—20 кВ или более высоких напряжений,
§ 52 2]
ПОТРЕБИТЕЛИ И ПРИЕМНИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
841
г)
ж)
О 4	8 12 16 20 Г, ч
к)
52.2.	Суточные зимние i рафики активных нагрузок Р, %, характерных hoi рсбителеп электроэнергии в городах:
а— жилою здания с газовыми плитами; б — жилого здания с электрическими плитами, « -— универсама, г — общественной столовой, д — школы с электрифицированным пищеблоком, работающей в две смены; е — ГП 10(6) — 20/0,38 кВ в жилом районе с газовыми плитами, ж — ГП 10(6) — 20 кВ в жилом районе с элекгри-ческими плитами, з — распределительного пункта 10(6) кВ, и — теплофикационного пункта микрорайона города; к — понижающей преобразовательной подстанции трамваев и троллейбусов, л — двухсменного промышленного предприятия, м— подстанции 110/6 -— 10 кВ, питающей городские районы с комплексным составом потребителей
н нагрузки этих потребителей составляют от единиц до десятков мегаватт
Графики активных нагрузок потребителей электро знерг ии и их характеристики определяются комплексами технологических процессов, электро
приемников квартиры, здания, предприятия и i и На рис 52 2 и в табл 52 I приведены характерные графики и продолжительности использования максимальных нагрузок коммунально-бытовых потребителей и питающих их подстанций
842
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
[Рам 52
Таблица 52 I Продолжигелыюсгн Ттлх пспольюваппи максимальных нагрузок коммунально-бытовых погреби!елей (ориентировочные значения), ч/год
Потребители электроэнергии		Т max	Потребители электроэнергии	Т max
Типовые	жилые	3500 -	1П 10(6)/0,38 кВ	4000—
1дапия с газовыми плитами		4000	в жилых районах с гаю вы ми плитами	4500
Типовые	жилые		4000—	ТП 10(6)70,38 кВ	4500—
злания с элекгрнче-скпмп или гам п		4500	в жилых районах с э юктро пл и гами в типовых зданиях	5000
Жилые	здания с	5000—	Тептофикаци-	6500—
квартирами элитного типа и ко ггелжи с электрическими шипами		5500	онные пункты в жилых районах	7000
Универсальные мага шны. общее»венные столовые, рестораны		4500	11одс ганцип трамвая н троллейбуса	6000
Школы, работающие в две смены и с электрифицированными пищеблоками		4000— 4500	Двухсменные промышленные предприя1ия	5500
Комплексы пред-прня1ий коммунального обслуживания		4500— 5000	Городские понижающие подстанции	6000
52.3.	РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
Расчет электрических нагрузок производится о г низших к высшим ступеням системы элекзро-сиабжснпя и включает два этапа I) определение нагрузки на вводе к каждому потребителю; 2) расчет на этой основе нагрузок отдельных элементов сети
Расчезная нагрузка как потреби геля, гак и отдельных элементов сети принимается равной ее вероятному (ожидаемому) максимальному значению за интервал времени 30 мин Определение расчетных нагрузок селитебных зон и центров питания городов должно производиться в соответствии с указаниями и дополнениями к ним в [52.2, 52.3].
Определение расчетных нагрузок жилых зданий основывается на использовании нагрузки одного потребителя, в качестве которого выступает семья или квартира при посемейном заселении домов
Нормированные значения удельной нагрузки жилых квартир при разных видах кухонных плит для приготовления пиши и посемейном заселении
2
квартир общей площадью до 70 м приведены ди зимнего вечернего максимума в табл 52 2, где значения нагрузок указаны с учетом коэффициента одновременности их максимумов в зависимости от числа квартир. Удельные нагрузки квартир учитывают нагрузку освещения общедомовых помещений (лестничных клеток, подполий, технических этажей, чердаков и т.д.) Удельные нагрузки неучи-тывают силовую нагрузку общедомовых потребителей, освещение и силовую нагрузку встроенных (пристроенных) помещений общественного назначения, нагрузку рекламы, а также применение а квартирах бытовых кондиционеров (для квартир повышенной комфортности нагрузка кондиционеров учитывается), элекгроводонагревателейиэлех-троотонления. Кроме того, удельные расчетные нагрузки не учитывают некомнатное расселение семей в квартире.
Расчетная элск|рическая нагрузка, кВт, квартир, приведенная к вводу жилого здания, на линиях, питающих дом или группу домов, нашннахТП определяется в зависимости от числа квартир по выражению
Р = Р п кв кв ул кв
где Ркв уд — удельная расчет ная нагрузка квартиры, кВт/квартиру (см табл. 52 2); икв — количество квартир, присоединенных к элементу сети.
По аналогичной формуле определяется расчетная нагрузка групп коттеджей, а удельная расчетная нагрузка элек|роприемпиков коттеджей /’кот уД. кВт/коттедж, принимается по табл. 52.3. Удельные расчетные нагрузки в |абл 52.3 приведены для коттеджей обшей площадью от 150 до 600 м“ и не учитывают применения в коттеджах электрического отопления и электроиодонагревателей
Расчетная электрическая нагрузка квартир и коттеджей с электрическим отоплением и электрическим водопагревом должна онределя|ься по проекту внутреннего электрооборудования квартир (здания), коттеджа в зависимости от параметров установленных приборов и режима их работы
При необходимости для определения утреннего или дневного максимума нагрузок следует применять коэффициенты. 0,7 — для жилых зданий с электрическими плитами; 0,5 для жилых зданий с плитами на сжиженном газе и твердом топливе
Электрическую нагрузку жилых зданий вперн-од летнего максимума нагрузок можно определил, умножив приведенные в табл 52 2 нагрузки зимнего максимума на коэффициенты' 0,7 — для квартир с плитами на природном газе; 0,6 —для квартире плитами на сжиженном газе и твердом топливе, 0,8 — для квартир с электрическими плитами.
§ 52 3]
РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
843
Таблица 52 2 Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир жилых зданий, кВт/кварз пру
11отребители электро >nepiин	Количество квартир													
	1 — 3	6	9	12	15	18	24	40	60	100	200	400	600	1000
Квартиры с шипами на природном гате в городах с численностью населения														
до 100 тыс чел.	4,5	2.8	2,3	2,0	1,8	1,65	1,4	1,2	1,05	0,85	0,77	0,71	0,69	0,67
свыше 100 гыс чел на сжиженном газе (в гом числе при групповых установках) и на гверлом топливе в городах с численностью населения	6,0	3,7	3,1	2,7	2,4	2,2	1.9	1,6	1,4	1,13	1,03	0,95	0,92	0,89
до 100 гыс чел.	6.0	3,4	2,9	2,5	2,2	2,0	1,8	1,4	1,3	1.08	1,0	0,92	0,84	0,76
свыше 100 гыс чел	7,5	4,3	3,6	3,1	2,8	2,5	2,2	1,8	1,6	1,35	1,25	1,15	1,05	0.95
электрическими мощ- ностью до 8,5 кВ г	10	5,9	4,9	4,3	3,9	3,7	3,1	2,6	2,1	1,5	1,36	1,27	1,23	U9
Квартиры повышенной комфортности с электрическими шинами мощностью до 10,5 кВт	14	8,1	6,7	5,9	5,3	4,9	4,2	3,3	2,8	1,95	1,83	1,72	1.67	1,62
Домики на участках садоводческих товариществ	4,0	2,3	1.7	1,4	1,2	1.1	0,9	0,76	0,69	0,61	0,58	0,54	0,51	0.46
В зданиях по липовым проектам
Примечания 1 Удельные расчетные нагрузки для промежуточною числа квартир определяются интерполяцией 2 Удельные расчетные нагрузки приведены для квартир средней общей площадью 70 м“ (квартиры от 35 до 90 м“) в зданиях, построенных по типовым проектам, и 150 м2 (квартиры от 100 до 300 м2) в тданиях, построенных по индивидуальным проектам с квартирами повышенной комфортности
Таблица 52.3 Удельная расчетная нагрузка злектроприемников коттеджей, кВт/коттедж
Потреби гели электроэнергии	Количество коттеджей									
	1—3	6	9	12	15	18	24	40	60	100
Коттеджи с плитами на природном газе	11,5	6,5	5,4	4,7	4,3	3,9	3,3	2,6	2 1	2,0
Коттеджи с плитами на природном газе и электрической сауной мощностью до 12 кВт	22,3	13,3	н,з	10,0	9,3	8.6	7,5	6,3	5 6	5,0
Коттеджи с электрическими плитами мощностью до 10.5 кВт	14,5	8,6	7,2	6,5	5,8	5,5	4,7	3.9	3,3	2.6
Коттеджи с электрическими плитами мощностью до 10,5 кВт и электрической сауной мощностью до 12 кВт	25,1	15,2	12,9	11,6	10,7	10,0	8,8	7,5	6 7	5,5
2
Примечание Удельные расчетные нагрузки для коттеджей общей площадью до 150 м без электрической сауны определяются по табл. 52.2 как для типовых квартир с плитами на природном или сжиженном тазе или электрическими плитами
Расчетная активная нагрузка на вводе жилого где Рс — расчетная нагрузка силовых электропри-здания (квартир и силовых злектроприемников), емников жилого здания, кВт, ку — коэффициент кВт, определяется по выражению
участия в максимуме нагрузки силовых элекгро-^ржд = ^кв + ^у^с’	приемников, принимаемый равным 0 9
844
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
[Разд. 52
Таблица 52.4 Коэффициенты спроса лифтовых установок жилых домов А'
Количество лифтовых ус тановок	Этажность жилого дома	
	до 12	более 12
2-3	0.8	0,9
4—5	0,7	0.8
6	0 65	0,75
10	0,5	0.6
20	0.4	0,5
25 и более	0.35	0,4
Таблица 52.5 Коэффициенты спроса электродвигателей санитарно-технических устройств А"
Количество электродвигателей	*с'
2	1 (0,8)
3	0.9 (0,75)
5	0,8 (0,7)
8	0,75
10	0,7
15	0,65
20	0,65
30	0,6
50	0,55
Примечание. В скобках приведены значения для электродвигателей единичной мощностью свыше 30 кВт
Расчетная нагрузка силовых электроприемников иа вводе в здание, в линиях, на шинах ТП, кВт, определяется'
а)	нагрузками лифтовых установок
"л рп = к' V Р„,, Л С	Л/ ’
/ = 1
где k'Q — коэффициент спроса лифтовых установок, принимаемый по табл. 52.4. пл — количество лифтовых установок, питаемых по линии от ТП; Р — установленная мощность электродвигателя /-го лифта, кВт;
б)	нагрузками электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-гехиических устройств Рцту, кВт, определяемыми по их установленной мощности с учетом коэффициента спроса А" (табл. 52.5)
”ст)
Р = к" V Р ст v с L ст.у/ ' / = 1
Мощности резервных электродвигателей, а также противопожарных устройств при расчете электрических нагрузок ие учитываются.
Таблица 52 6. Расчетные коэффициенты реактивной мощности нот рейн гелей жилых домов
Потребитель электро nicpnin	COS ф	«В»
Квартиры с электрическими шипами	0,98	0,2
Квартиры с плитами па газообразном или твердом топливе	0,96	0,29
Хозяйственные насосы венгнляционныеи другие санитарно-технические ус г ройст ва	0,8	0,75
Лиф гы	0,65	1,17
Расчетные коэффициенты реактивной мощно-сз и жилых домов следуег принимать по табл. 52.6.
Расчетные электрические нагрузки обществеи-ных зданий (помещений) следует принимать по проектам электрооборудования этих зданий, промышленных предприятий — по проектам электроснабжения предприятий пли по соответствующим аналогам.
Расчетные электрические нагрузки на ввозов общественные здания или встроенные в жилые дома предприятия определяются ио укрупненным удельным нагрузкам но выражению
р — Р м р общ общ уд 1 >
где ул — удельная расчет пая нагрузка общественного здания, кВт/единипу ко личественного показателя количества (котнчество рабочих мест,
2
учашихся площадь торгового зала, м , и т.п) Л/— количественный показатель
Укрупненные удельные нагрузки и коэффициенты мощности общественных наций в районах массового строительства для ориентировочных расчетов рекомендуется принимать но габл. 527.
Электрические нагрузки сетей наружного освещения улиц и площадей определяются согласно СНиП по естественному и искусственному освещению. Для ориентировочных расчетов можно использовать следующие нормы, кВ-г/км:
Магистральные линии общегородского
значения, площади города .	80—100
Магистральные улицы районного значения, площади перед крупными общественными зданиями	30—50
Улицы местного значения, улицы жилых районов, поселковые улицы 7—10 Внутренние проезды, аллеи иа территориях микрорайонов	3,5
Внутриквартальные территории.
кВт/га ...	1.2
Расчетная электрическая нагрузка линии напряжением до 1 кВ и ТП при смешанном питании
§ 52.3]
РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
845
Таблица 52 7. 5 дельные расчетные натрудки общественных цапни
№ п/п	Оощест венные здания	Упельная нагрузка	Расчетные коэффициенты	
			cos <р	tg Ч>
1	Учреждения образования, кВт/учащегося Общеобразовательные школы. с электри ]>и1|ировапнымп столовыми и спортзалами	0,25	0,95	0,38
	без электрифицированных столовых и спортзалов	0,17	0,92	0,43
	с буфетами п спортзала ми	0,17	0.92	0,43
	без буфетов и спортзалов	0,15	0,92	0.43
	Профессионально-технические училища со столовыми	0,46	0,8 — 0,92	0.75- 0,43
	Детские дошкольные учреждения	0,46	0,97	0,25
2	2 Предприятия торговли, к В г/м 11родо вол ьстве иные магазины. без кондиционирования воздуха	0,23	0,82	0.7
	е кондиционированием воздуха	0,25	0,8	0,75
	Непродовольственные магазины без кондиционирования воздуха	0,14	0,92	0,43
	с кондиционированием воздуха	0.16	0.9	0.48
3	Предприятия обществе иного питания. кВт/место Ночное 1ыо элекгрифинированные с количеством посадочных мест до 400	1,04	0.98	0,2
	500— 1000	0,86	0,98	0,2
	более 1000	0,75	0.98	0,2
	Частично электрифицированные (с плитами иа газообразном топливе) с количеством посадочных мест до 100	0.9	0,95	0,33
	100 — 400	0,81	0,95	0,33
	500— 1000	0,69	0,95	0,33
	более 1000	0,56	0,95	0,33
4	Предприми ия коммунально-бытового обслуживая ия Фабрики химчистки и прачечные, кВт/кг вешен	0,075	0,8	0,75
	Парикмахерские, кВт/рабочсс место	1,5	0,97	0,25
5	Учреждения культуры и искусства, кВт/место Кинотеатры и киноконцертные залы без кондиционирования воздуха	0.12	0,95	0,33
	с кондиционированием воздуха	0,14	0,92	0.43
	Клубы	0,46	0,92	0,43
6	Здания и помещения учреждений управления, проектных и конструкторских организаций. кредитно-			
	финансовых учреждений и предприятий связи, кВ г/м" без кондиционирования воздуха	0,043	0,9	0,48
	с кондиционированием воздуха	0,054	0,87	0,57
7	Учреждения жилищно-коммунального хозяйства, кВт/мес го Гостиницы без кондиционирования воздуха (без ресторанов)	0,34	0.9	0.48
	с кондиционированием воздуха	0.46	0,85	0.62
Примечания. 1. Удельная нагрузка п. 3 не зависит от наличия кондиционеров 2 В удельной нагрузке п. 6 нагрузка пищеблоков не учтена. Удельную нагрузку пищеблоков следует принимать как лля предприятий общественною питания с учетом количества посадочных меси (см. СНиП для соответствующих зданий). 3. Удельную нагрузку ресторанов при гостиницах следует принимап, как для предприягий общественного питания открытого типа.
Таблица 52.8 Коэффициенты участия в максимуме нагрузки
Наименование зданий (помещений) с наибольшей расчетной нагрузкой	Жилые дома		Предприятия общественного питания		Средние учебные заведения, библиотеки	Общеобразовательные школы, профессионально-технические училища	Организации и учреждения управления, проектные и конст-рукторские организации, учреждения финансирования и кредитования	Предприятия торговли		Гос ти-ни-цы	Па-рик-махер-ские	Дет-СКИС сады и ясли	Поликлиники	Ателье и комбинаты бытового обслуживания	Предприятия ком-му-наль-ного обслуживания	Ки-но-ТС-ат-ры
	с электрическими плитами	с плитами на твердом или газообразном топливе	столовые	рестораны, кафе				односменные	полуто-расмсн-ныс. двухсменные							
Жилые дома:																
с электрическими плитами	—	0,9	0,6	0,7	0,6	0,4	0,6	0,6	0,8	0,7	0,8	0,4	0,7	0,6	0,7	0,9
с плитами на твердом или газообразном топливе	0,9	—	0,6	0,7	0,5	0.3	0,4	0,5	0,8	0,7	0,7	0,4	0,6	0,5	0,5	0,9
Предприятия общественного питания (столовые, кафе и рестораны)	0,4	0,4	0,8	0,8	0.8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,7	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,5
Общеобразовательные щколы, средние учебные заведения, профессионально-технические училища, библиотеки	0,5	0,4	0,8	0,6	0,7	0,7	0,8	0,8	0,8	0,7	0.8	0,8	0,8	0.7	0,8	0,8
Предприятия торговли (одно-	0,5	0,4	0,8	0,6	0,7	0,7	0,8	0.8	0,8	0,7	0,8	0,8	0,8	0,7	0,8	0,8
сменные, полутора- и двухсменные)																
Организации и учреждения управления проектные и конструкторские организации, учреждения финансовые и кредитные	0,5	0,4	0.8	0,8	0,8	0,8	0.8	0,8	0.8	0,7	0,8	0,8	0,8	0,7	0,8	0,5
Гостиницы	0,8	0,8	0,6	0,8	0,4	0.3	0,6	0,6	0,8	0,8	0,8	0,4	0,7	0,5	0.7	0,9
Поликлиники	0.5	0.4	0,8	0.6	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,7	0,8	0,8	0.8	0,7	0.8	0.8
Ателье и комбинаты бытового обслуживания	0.5	0,4	0,8	0.6	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,7	0,8	0,8	0,8	0,7	0,8	0,8
Кинотеатры	0,9	0.9	0,4	0,6	0,3	0,2	0,2	0,2	0,8	0,7	0,8	0,2	0,4	0,4	0,5	—
Я х
Е
846	ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ[Разд.52 I § 52 3|
.52
§52 3]
РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
847
жилых ломов и общественных зданий (помещений), кВт, определяется по формуле
п- 1
Р = Р + V к Р рл зд.шах Z- у/ зд/’ /= I
где /’щ п1ах — наибольшая расче гпая нагрузка общественного здания или суммарная нагрузка жилых зданий с одинаковым типом кухонных плит, питаемых ио липни или от ТП: последняя нагрузка определяется по суммарному количеству квартир и лифтовых установок; Рзд/— расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии или от ТП; t — коэффициенты участия в максимуме электрических нагрузок потребителей относительно потребителя с наибольшей нагрузкой, определяемые по табл 52.8.
Расчетные электрические нагрузки линий и распределительных пунктов 10(6) кВ определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов, присоединенных к данному элементу сети [центр питания (ЦП), РП. линии н др ], на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме нагрузок), принимаемый по табл. 52.9. Коэффициент мощности для линий 10 (6) кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43).
Для реконструируемых электрических сетей в районах сохраняемой жилой застройки при отсутствии существенных изменений в степени ее электрификации (например, ие предусматривается централизованный переход на электрические плиты) расчетные нагрузки допускается принимать по фактическим данным.
Расчетные нагрузки на шинах напряжением 10 (6) кВ ЦП определяются с учетом несовпадения максимумов нагрузок потребителей городских распределительных сетей и сетей промышленных предприятий (питающихся от ЦП) путем умноже-
Таблипа 52.9. Коэффициенты совмещении максимумов нагрузок трансформаторов
Количество
Характеристика naiрузки
трансформа торов
Жилая застройка (70 % и 0,9 0,85 более нагрузки жилых домов и до 30 % нагрузки общественных зданий)
Общественная застройка 0,9 0,75 (70 % и более нагрузки общественных зданий и до 30 % нагрузки жилых зданий)
Коммунально-иромыш- 0,9 0,7 ленные зоны (65 % и более нагрузки промышленных и общественных зданий и до 30 % нагрузки жилых домов)
11— более
20	20
0,8 0,75
0,7 0,65
0,65 0,6
Примечание. Если нагрузка промышленных предприятий составляет менее 30 % наг ручки общественных зданий, коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов следует принимать как для общественных зданий
ния суммы их расчетных нагрузок па котффипиенз совмещения максимумов, принимаемый по табл 52 10.
Расчетная электрическая нагрузка жилых зданий микрорайона (квартала), кВт, приведенная к шинам напряжением 0,4 кВ ТП, ориентировочно может определяться по выражению
Р = Р S • 10 3 р мр ж.зд уд °	
где /’жздуд— удельная расчетная нагрузка жилых 2
зданий, Вт/м (приведена в табл 52 11), 5 — общая
„	2
площадь жилых здании микрорайона (квартала), м , при средней общей площади квартир 70 м2 в здани-
Таблица 52 10 Коэффициенты совмещения максимумов нагрузок городских сетей и промышленных предприятий
Максимум
Отношение расчетной нагрузки предприятий к нагрузке городской сеги
нагрузок	0,2	0.6	1	1.5	2	3	4
Утренний	0,75/0,6	0.8/0,7	0,85/0,75	0,88/0,8	0,9/0,85	0,92/0,87	0,95/0,9
Вечерний	0,85—0,9	0,65—0,85	0,55—0,8	0,45—0,76	0,4—0,75	0,3—0,7	0,3—0,7
Примечания. 1 В числителе приведены коэффициенты для жилых домов с электроплитами, в знаменателе— с плитами на газовом и твердом топливе, 2. Меньшие значения коэффициентов в период вечернего максимума нагрузок следует принимать при наличии промышленных предприятий с односменным режимом работы, большие — когда все предприятия имеют двух- и трехсменный режим работы. При смешанном режиме работы предприятий коэффициент совмещения определяется интерполяцией. 3. При отношении расчетной нагрузки промышленных предприятий к суммарной нагрузке городской сети менее 0,2 коэффициент совмещения для утреннего и вечернего максимумов следует принимать равным единице. Если это отношение более 4. коэффициент совмещения для утреннего максимума следует принимать равным единице; для вечернего максимума, если предприятия односменные, — 0,25, если двух- и трехсменные, —- 0,65.
848
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
[Разд. 52
Таблица 52 11 Удельные расчетные электрические назрузки жилых здании па шипах напряжением 0,4 кВ '1’11
Эзажность застройки	Здания с плп гами		
	на природном газе	электрическими	на сжиженном газе и твердом топливе
Олин-два этажа	15,0/0,96	20,7/0,98	18,4/0,96
Три-пять этажей Более пяти этажей с долей квартир в домах выше 6 этажей	15,8/0,96	20.8/0,98	19,3/0.96
20%	15,6/0,94	20,2/0,97	7,2/0,94
50%	16,3/0,93	0,9/0,97	17.9/0,93
100%	17,4/0,92	21,8/0,96	19,0/0,92
Более пяти пажей с квартирами повышен ной ком фор гное гн	—	17,8/0,96	—
Примечания 1 В таблице учтены нагрузки насосов систем отопления, горячею водоснабжения и подкачки воды, установленных в центральных теплофикационных пунктах (Ц111) или индивидуальных в каждом здании, лифтов и сетей наружного освещения терриюрии микрорайонов и не учтены нагрузки электроотоггзеззия, злектроводонагрева и бытовых кондиционеров воздуха 2. В числителе даны удельные расчетные нагрузки, а в знаменателе — коэффициенты мощности
2
ях, построенных по типовым проектам, и 150 м для квартир повышенпеш комфортности в зданиях, построенных по индивидуальным проектам. Удельные нагрузки относятся к расчетному сроку концепции (схемы) развития
Для ориентировочных расчетов электрических нагрузок города (района) на расчетный срок концепции развития города рекомендуется применять укрупненные показатели, указанные в табл. 52 12, которые приведены к шинам 10(6) кВ ИП
Таблица 52 12 Укрупненные показатели удельной расчетной коммуналыю-бытовой нагрузки
Категория (группа) юрода	Город (район)			
	с плитами на природном газе, кВт/чел		со стационарными электроплитами, кВ г/чел.	
	В целом по юроду (району)	По микрорайону (кварталу) застройки	В целом по городу (району)	По микрорайону (кварталу) застройки
Крупнейший	0,51	0,43	0,60	0,53
Крупный	0,48	0,42	0,57	0,52
Большой	0,46	0.41	0.55	0,51
Средний	0,43	0,40	0,52	0,50
Малый	0,41	0,39	0,50	0,49
Примечания 1 В таблице не учтены различные мелкие промышленные потребители, питающиеся, как правило, по городским распределительным сетям 2 Для учета этих потребителей к показателям таблицы следует вводить следующие коэффициенты: для районов города с i азовыми плитами 1,2— 1,6, для районов города с электроплитами — 1,1 — 1,5.
52.4. НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Надежность элекзросиабжеззия городских по-требителезз должна соответствовать требованиям [52.1, 52.2J, согласно когорым электроприемникя делятся на трн категории При рассмотрении надежности электроснабжения коммунально-бытовых потребителей к соответствующей категории следует, как правило, относить отдельные электро-приемники Совокупносзь злектроприемпиков,характеризующихся одинаковыми требованиями к надежностзз электросиабжепззя (злекзроприемиикн операционных, родильных озделеззий зз др ), представляет собой I руину элекгропрпемпиков. В отдельных случаях в качестве группы электроприемников могут рассматриваться потребителе! в целом (водопроводная насосная станция, здание и др.)
Требования к надежности электроснабжения электроприемника следует относить к ближайшему вводному устройству, к козорому элсктроприем-ник подключен через коммутационный аппарат
К первой категории относятся элсктроприем-ники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасное i ь для жззззззз людей, нарушение функционирования особо важных элементов городского хозяйства Ко второй категории относятся элекгроприемникп, перерыв электроснабжения которых приводит к нарушению нормальной деятельностзз значительное о количества городских жителей К третьей категории оз нося гся все остальные электропрззеззики, ззе подходязцие ззод определение первозТз зз второзй катезорий
К электроприемззикам первой категории относятся лечебно-профззлакзичеекззе учреждения, от бесперебойной работы которых непосредственно зависит жизнь людей, прозивопожарньзе устройст
<?52 5|
С Л Е МЫ ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
849
ва и системы работы охранной сигнализации, эвакуационного освещения и больничные лифты, котельные. являющиеся единственным источником теплоты, системы теплоснабжения, обеспечивающие потребителей первой категории, не имеющих индивидуальных резервных источников теплоты, противопожарные устройства (пожарные насосы, системы подпора вотдуха. дымоудаления, пожарной сигнализации и оповещения о пожаре), лифты, септ эвакуационного и аварийного освещения, огни сетевого от рождения в жилых зданиях и общежитиях высотой 17 ттажей и более, учреждения с количеством работающих более 2000 человек независимо от этажности, учреждения финансирования, кредитования и государственного страхования; музеи и выставки федеративного подчинения, учебные заведения при количестве учащихся более 1000 человек, противопожарные устройства и системы охранной сигнализации предприятий тор-
2
говли с торговой площадью более 2000 м , а также столовые, кафе и рестораны с числом посадочных мест свыше 500, тяговые подстанции городского электротранспорта, нейтральные диспетчерские пункты (ЦДП) городских электросетей, тепловых сетей, сетей газоснабжения, сетей наружного освещения; городской ЦП (РП) с суммарной нагрузкой более 10 МВ  А, ПТП, обслуживающие здания высотой 17 пажен и более, и др
К ътсктроприемпикам второй категории относятся жилые дома е электроилитами, за исключением одно восьмиквартпрных домов, жилые дома высотой шесть этажей и выше с тазовыми плитами пли плитами па твердом топливе, общежития вместимостью 50 человек и более, здания учреждений высотой до 16 этажей с количеством работающих от500 до 2000 человек, детские учреждения, медицинские учреждения; аптеки, предприятия общественного питания с количеством посадочных мест от 100 до 500, мага типы с торговой площадью от 2
250 до 2000 м , комбинаты бытового обслуживания, хозблоки, ателье с количеством рабочих мест более 50, парикмахерские с количеством рабочих мест более 15; учебные заведения с количеством учащихся от 200 до 1000 человек, гостиницы высотой до 16 ттажей с количеством мест от 200 до 1000, диспетчерские пункты жилых районов и микрорайонов, районов электрических сетей, городские ЦП (РП) и ТП с суммарной нагрузкой от 0,4 до 10 МВ  А при отсутствии электроприемников первой категории и др
Электропрнемпики первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников, и перерыв их электроснабжения может быть допущен только на время автоматического восстановления питания. Устройство АВР предусматривается непосредственно на вводе к
электроприемнпку первой категории В качестве второго независимого источника питания могут нс пользоваться автономные источники (аккумуляторные батареи, дизельные электростанции и др ), резервирующие связи по сети напряжением 0,38 кВ от ТП, питающихся от других независимых источников питания
Электроприемпики второй категории рекомендуется обеспечивать электро эттерт ней от двух независимых взаиморезервирутощих источников Питание электроприемпиков второй категории допускается предусматривать от одиотраисформаториых ГП при наличии централизованного резерва транс форматоров и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 сут Для электроприемпиков второй категории допускается резервирование в послеаварийиом режиме путем прокладки временных шланговых кабельных связей па напряжении 0,38 кВ
Электроприемпики третьей категории могут питаться от одного источника питания Допустимы перерывы на время, необходимое для подачи временного питания, ремонта пли замены поврежден ного элемента системы электроснабжения, ио пс более чем на 1 сут
52.5. СХЕМЫ ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕ I ЕИ
В данном параграфе рассматриваются принципы выполнения и качественные характеристики ос новиых схем электрических сетей напряжением 0,38/0,22—220 кВ, применяемых в отечественной практике проектирования систем ЭС1 , подробнее см 152 2, 52 5 52 7]
Требования к выполнению зз выбору схем городских электрических сетей аналогичны таковым в общей теории формирования сетей экономиче ская целесообразность, обоснованная надежность, качество напряжения, восприимчивость к пазви тию потребителей и сетей и т п
Специфика требований к схемам городских электросетей обусловливается массовостью всех сетевых сооружений, линий п электрооборудования; влиянием условий городского хозяйства, эко логической безопасности, технической п градостроительной эстетики, условиями эксплуатации электрооборудования в неотапливаемых помещениях при минимальном объеме технического обслуживания, преобладанием электропрнемщтков второй категории (по требованиям надежности электроснабжения) в жилых районах
В связи с указанным актуально применение наиболее простых схем с минимальным количеством специализированного электрооборудования При оценке возможностей применения простей ших, в том числе и неавтоматизированных, сетей
850
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
[Разд. 52
52.3.	Упрощенная принципиальная схема распределительной сети 380 В 16-этажпого жилого дома:
/ — кабели внешних линий. 2 — магисзральные линии питания квартр, 3 — линии двитателей лифтов; 4 — линии освещения лестничных клеюк; 5 — линии наружною освещения здания, 6 — линии освещения техническою подполья, 7 — линии к щитку автоматического включения резерва электроприемттиков первой категории;
8 — твитатели лифтов. 9 — щиток иллюминации, 10 — счетчики электроэнертии
в схемах ЭСГ необходимо учитывать широкие возможности применения разнообразных средств связи и автотранспорта, а также особенности эксплуатации сетей 1 il(6)—20 кВ с компенсированной или изолированной нейтралью
Внутренние распределите,/ьные электрические сети напряжением до I кВ большинства жилых и общественных зданий и предприятий состоят из вводного распределительного устройства (ВРУ), распределительных линий и соответствующего электрооборудования и выполняются в виде разветвленных магистральных сетей На рис 52.3 представлена характерная схема сети 12-этажного жилого здания Схемы ВРУ напряжением до 1 кВ зависят ог требований надежности электроприемни-ков, расположенных в здании, количества и назна
чения липни внутренней и ытетиией сетей. Призда-пия.х большого объема (административно-производственные, учебные, более 25 згажей) оправдано размещение ГП 10(6)—20/0,38 кВ в цокольных и на промежуточных технических этажах, азакжевчер-дачных помещениях или па крыше здания
При последующем рассмотрении и анализе областей применения схем электрических сетей необходимо учитывать режим нейтрали электроустановок [52.1]:
а)	все электрические сети напряжением до 1 кВ выполняются с тлухим заземлением нейтрали трансформаторов, питающих данные сети;
б)	нейтрали трансформаторов ИП сетей 10(6)—20 кВ могут быть незаземленными или заземленными через дугогасящие реакторы, необ-
§52 5]
СХЕМЫ ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ CETI /7
851
Таблица 52 13 Предельная суммарная длина кабельных линий сетей с не га эемленной нейтралью, км
Сечение жил, мм2	Номинальное напряжение сегн, кВ		
	6	10	20
50	51	26	6,0
95	36	20	4.8
120	33	18	4,4
240	20	11	
52.4.	Принципиальная схема подключения дуго-гасящею реактора к шинам 10(6) — 20 кВ источника ппгаттни:
/ — заземляющий трансформатор; 2 — дугогасящая катушка. 3 - трансформатор тока нулевой последовательности; Т—токовое реле
холимая мощность которых определяется по суммарной длине линий, присоединенных к шинам данного напряжения питающей подстанции. Допускается применение незаземлепной нейтрали при токах однофазных замыканий па землю до 30 А при напряжении 6 кВ. 20 А—10 кВ. и 15 А—20 кВ. чему соответствуют суммарная длина линий сетей, указанная в табл 52 13 На рис 52 4 представлена принципиальная схема подключения дугогасящего реактора прп эффективно заземленной («компенсированной») ней г ради электросети 10(6)—20 кВ
Радиачыю-.магистрачьная распределительная сеть 0.38 10(6) 20 кВ без резервирования линий и
трансформаторов представлена па рис 52 5 Сеть характерпзуе гся наименьшими капптаповложепия-ми из-за отсутствия резервирования ее элементов и выбора параметров всех тлемепюв только но уело виям нормальною режима работы При ионрежде пни любой линии и трансформатор г (К! -КЗ) ире кращается низание соответствующей группы потребителей на время определения места повреждения, выполнения ремонтных работ и последующих оперативных действий д гя подачи напряжения потребителям Применяется для электроснабжения потребителей третьей категории в поселках город ского типа с воздушными линями напряжением до 1 и 10(6)—20 кВ
Петлевая (неавтоматизированная) распреде-литечьная сеть представлена на рнс 52 6 По надежности электроснабжения ире ino4iiire.Ti.no питание петлевых липни 10(6)—20 кВ от территориально разных источников нитаппя ИН (Till—ТП7). а линий 0,38 кВ -от разных III, (Вб—1310) Петлевые сети широко применяются при вогдущных н кабельных линиях В нормальном режиме петлевые линии 10(6) 20 кВ размыкаются на одной из ТП (ТП5, ТИН) на рнс 52 6) Размыкается линия, наименее нагруженная в режиме экономического погокораспределепня в петлевой сегн (онределяе-
52.5. Принципиальная схема распределительных сетей 10(6) — 20 и 0,38 кВ бег резервпровапия линий и трансформаторов:
а— схема сетей, б — трансформаторная подстанция (воздушные линии), в — ввод в здание. В/ - ВО - вводы потребителей
852
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
[Разд 52
52.6. Принципиальная схема распределительных петлевых сетей 10(6) — 20 и 0,38 кВ: а — схема сети б — трансформаторная подстанция, в — ввод в здание. ▼ — линия, отключенная в нормальном режиме
мою с учетом только активных сопротивлений липин) Лиало!ИЧ1Ю выбирается размыкание петлевых линий 0,38 к!3 (Вб—В К) на рис 52.6) При кабельных линиях напряжением 0,38 кВ целесообразна работа петлевых схем без их размыкания (В/— Вб), но с включением разделительного плавкого предохранителя в цепи наименее нагруженной линии, номинальный ток такого предохранителя выбирается на две-грн ступени меньше, чем у предохранителей юловных учаыков петлевой линии.
При повреждениях линий (/</, КЗ), отключаемых выключа1елямн ИП у 10(6)—20 кВ) или плавкими предохранителями (0,38 кВ), прерывается злек|рос11абжснпе соответствующих потребителей ira время определения места повреждения, отключения эксплуатационным персоналом поврежденной линии и оперативного восстановления питания по схеме послеаварийного режима При повреждении трансформатора (К2) прерывается электроснабжение части потребителей на время переключения их питания от смежных ТП или всех потребителей (аварийного ТП) на время замены трансформатора (несколько часов) С учетом малой повреждаемости грансформаюров петлевые сети реко
мендуются в качестве основных при электроснабжении потребителей второй и третьей категории Применение петлевых ceicii оправдывается приповерхностной пл01 пости электрических нагрузок не 2
более 10 МВт/км В петлевых сетях отдельные электроприемники и потребите ш первой категории могут быть обеспечены выборочным резервированием питания по линиям, подключенным к противоположной части схемы, и при автоматизированном включении резерва
Радиально-магистральная автоматизированная сеть с резервированием tunuu и трансформаторов представлена на рис 52 7 в различных вариантах ее исполнения. Линии сети— кабельные. Основным типом такой сети являются варианты с АВР на стороне 0,38 кВ при двухтраисформаториых ТП В отдельных случаях находят применение одио-трансформаторные ТП с АВР на выключателях нагрузки на стороне напряжением 10(6) кВ По условиям надежное!и электроснабжения предпоч-зизельно питание магиоралей 10 (6)—20 кВотраз-ных ИН (ТП5—ТП9 и ТП10—ТП15 на рис 52.7,я).
§ 52 5)
СХЕМЫ ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
853
52.7. Принципиальна» схема (варианты) магистральной автоматашроиапнон ccih напряжением 10(6) — 20 и 038 ь'В с резервированием линий и трансформаторов:
а- схема лнухма>»стральной сети; б — трансформаторная подстанция с АВР на стороне 0,38 кВ; в ввод в здание с злеюронрпемпиками и второй и третьей категории, г — то же при элекгроприемниках первой и второй категории; <) трехмат истральная сеть 10(6)—20 кВ КТ — контактор, АВ автоматический выключатель
Во всех вариантах исполнения септ электроснабжение потребителей не прекращается при повреждениях одной из липин 10(6)- 20 кВ, а также одного из трансформаторов При повреждениях линий 0,38 кВ тт при схемах вводов по рнс 52.7, я злек1росиабжеине соответствующей части электроприемпиков второй и третьей категории прекращается на время ручного переключения на вводе в здание, при схеме ввода по рис 52 7, г перерыв электроснабжения отсутствует (первая категория надежности).
Достоинством варианта схемы питания 777/— ТП9 является экономия кабеля па головных участках линий 10(6)—20 кВ (ИГИ—ИПИ1), а недостатком— повышенные потерн электроэнергии в линиях данного напряжения Недостаток варианта схе
мы питания TIII0—ТИ15 (двухцепная петлевая схема) - повышенная стоимость линий головных участков, ДОСТОИНС1ВО — пониженные потерн электроэнергии в линиях 10(6) -20 кВ 11о11ышепнс использования нагрузочной способности кабельных линий 10(6)—20 кВ в нормальных режимах может достигаться при трех и более магистральных лини я.х, питающих qiynny двухграисформаторных ТП (ТП16—ТП21, рис. 52.7, д).
Все варианты схем рис 52.7 обеспечивают надежность питания электроприемпиков и потребителей первой категории при условии оборудования автоматизированного ввода резерва на ВРУ в здания, а также — па вводах соответствующих элек-тропрпемников.
854
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
[Разд. 52
52.8. Принципиальная схема слпжнотмкпу ioii сети 0,38 кВ:
а - схема сети; б — граисформагорпая подстанция с автоматом обратной мощности на стороне 0,38 кВ, в— ввод в здание. В — вводы; СИ — соедини тельные пункты
Рассматриваемую схему целесообразно применять в районах е многочисленными электроприемниками первой категории (микрорайоны со зданиями 17 этажей и выше), а также при технико-экономической оправданное иг использования ТП с наибольшими нагрузками (> 700—1000 кВ  Л) н при поминальной мощности трансформаторов 400 кВ • Л н более
С.чожнозамкнутые электрические сет напряжением до I кВ, представленные на рис. 52.8, выполняются однотрапсформаторнымп ТП. Слсх-нозамкнутая схема соединений кабельных линий напряжением до 1 кВ обеспечивает высокую надежность электроснабжения, минимальные потери электроэнергии и наилучшее качество напряжеииг (сравнительно с рассмотренными выше вариантами электрических сетей). Вместе с тем претя-
52
§ 52 5|
СХЕМЫ ГОРОДСКИ X ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
855
52.9. Варнан|Ы п ри и и и и и ал ьи ы х схем питающих ceieii 10(6)—20 кВ радиаль-
ною iiina:
а — oi секций шип одного Петра питания. б от секций шин двух цепIров пшания пли от разделенных отключенным выключателем секций ниш одного iieHipa
питания, С1—С2 — секции iniiii РП
>8 кВ,
сети
с. 52.8, Сложим НИЙ
ую Hanoi ери 1жеиия шанта-протя-
жеппосгь и сгоимость таких сетей в ттом случае по-вьинас1ся Избирательность отключения коротких замыканий в сети до I кВ поясняется их токорас-прсдслсппем, представленным на рис 52.8. в Отключение при коротких замыканиях в линиях 10(6)—20 кВ п в трансформаторах обеспечивается автоматом обратной мощности (АОМ), содержащим собе I вен но автоматический выключатель, а также 1 руппу реле, включающую реле направления энергии Это реле является да1 чпком сш пала па отключение автомата при токах короткого замыкания, направленных в ciopony сетей 10(6)—20 кВ Схема требует постоянного наблюдения за изменениями ногокораспределепия в связи с ростом или появлением новых нагрузок, а также за состоянием и настройкой аппаратов комплекта ЛОМ В настоящее время данная схема сети редко находит применение
Питающие сети 10(6)—20 кВ состоят из питающих линий (ПЛ) и распределительных пунктов. В предшествующий период при транзитной мощности РП в пределах 3—5 МВт применялись петлевые пли ма1 iicipaiibiibie схемы В настоящее время при плотное in нагрузок в пределах 6—8 МВ г/км' экономически обоснованно применение лишь крупных РП [52 2], питание которых осуществимо по радиальным схемам (рис 52.9). Схема рис. 52.9, а характеризуется тем, что секционные выключатели шин 10 (6)—20 кВ как на ИП, так и на PI I включены, что обусловливает непрерывное равенство нагрузок обеих ПЛ п минимальные потери мощности и электро niepiпи в питающей сети Вместе с тем при повреждениях указанных выше секционных выключателей произойдет полное отключение РП, который при его нагрузке не менее 10 MBi относится к первой категории по 1ребовапиям надежности электроснабжения YKaiannoro недостатка не имеет схема рис 52.19, б, работающая с отключенными секционными выключателями ИП и РП и
при оборудовании секционного выключшеля РП устройшвами автомагическою включения при повреждении п отключении одной пз шиающих ли нпй или одной пз секций iimn источника питания В условиях эксплуатации обычно oiaaeicx предпочтение схеме рис 52 9, б
Схемы глубоких ввоооя 110 220 кВ (варианты) на территории селитебных зон городов представлены на рис 52 10 Специфическими н iipiHimiiinajib-нь|ми требованиями к выполпению схем 1лубоких вводов высших напряжений являцнея минимальные размеры осуждаемой leppniopiin сепшебпых зон и обеспечение высокой надежное in шпапия потребителей
В связи с указанным основным принципом их выполнения является питание подсгопций iny6o-ких вводов по радиальным схемам двухцеппы-ми, нреимущеовеппо кабельными, линиями (рис. 52 10, а. б) Данным требованиям соответствует выполнение распредели тельных устройств высшего напряжения с минимальным сошавом электрооборудования (см рис 52 К), а) или по схеме блок линия |рапсформагор (см рис 52 10, о) [52 7| В некоторых городах 1лубокие вводы осу ЩСС1ВЛЯЮ1СЯ по полевым схемам с трапппнымн подстанциями (рнс 52 10, в) В мировой иракнше имеется вариаш выполнения глубоких вводов 220 кВ одиоцеппыми радиальными кабельными линиями при одпо|рапсформаторпых иолшанцпях напряжением 220/20 кВ, взаимное резервирование которых осущеС1Вляе1ся ио сетям 20 кВ, выполненным по петлевым схемам
Схема и состав ineKipooOopy довапия подстанций глубоких вводов напряжением 10(6) 20 кВ должны обеспечивать высокую надежность электроснабжения потребителей и приспосабливае-мость к различным режим im работы, чему соответствует схема рис 52 10, а Вместе с гем в [52 2| рекомендуется применение одиночной секционированной системы шин дапно! о напряжения СИ рани-
856
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
(Разд 52
52.10. Принципиальные схемы подстанций глубоких вводов ПО — 220 кВ:
а — радиальная схема с распределительным устройством высшего напряжения; б — го же при блочной схеме кабельные липни — трансформаторы; в — транзитная подстанция при петлевой сегн высшего напряжения
чепнс токов коро1ких замыканий при глубоких вводах рекомендуется осуществлять применением трансформаторов с расщепленными обмотками вторичного напряжения (см. рис. 52 9, в) и, если требуется с включением реакторов в цепях упомянутых обмоток.
52.6. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Рекомендуемые структуры номинальных напряжений электрических сетей. Основным напряжениями. применяемыми при проектировании рекомендуются 0,38/0,22 и 10. 35, 110—220 (330)— 500 (750) кВ. Как правило, целесообразна трехступенчатая структура номинальных напряжений (например, 0,38—10—ПО или 220 кВ) [52.2]
В группе напряжений до I кВ эксплуатируемые сети 0,22/0,127 кВ должны реконструироваться и переводиться на работу при 0.38/0,22 кВ. Напряжение 0,66/0,38 кВ может найти применение в последующий период для выполнения магистральных междуэтажных линий в зданиях с количеством этажей более 30 при этом подразумевается установка су
хих трансформаторов 0,66/0,38 кВ, птающихограниченное количество смежных этажей (зри-пять)
Напряжение 6 кВ не должно применяться без специальных обоснований, ввиду недостаточности в современных условиях его пропускной способности (габл 5 13) Целесообразно анализировать возможность и экономическую обоснованность перевода эксплуатируемых сетей 6 кВ иа работу при напряжении 10 кВ [52.2, 52.6]
Технические данные передачи электроэнергии по линиям 10 кВ приведены в табл 52 14. Экономически оправданными для передачи электроэнергии по линиям данного напряжения признаются расстояния: до 5 км при питании от шин генераторного напряжения городских электростанций и до 2,5 км при питании от шин понижающих подстанций 100—220 кВ
Применение напряжения 20 кВ может быть экономически оправданно при стоимости основного электрооборудования (включая кабели) не более 130 % стоимости электрооборудования при 10 кВ, питании новых районов городов от генераторов номинальным напряжением 20 кВ, поверхностной плотности электрических нагрузок не менее
§52 6]
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
857
Таблица 52.14. Технические данные передачи электроэнергии по одной липин 6 — 20 кВ
Номинальное напряжение сети. кВ	Характеристика конструкции линии	Наибольшая передаваемая мощность (по допустимому нагреву). МВ  А		Наибольшие расстояния передачи (по допустимой потере напряжения при 5 ), км	
		Нормальные режимы	Послеава-рпйные режимы	Линия с одной нагрузкой	Линия с пятью па1рузка-мн равномерно распределенными по ее длине
6	Кабели 6 кВ, F ~ 240 мм в земле	4,2	5.45	4,55	7,5
	Воздушная линия провода А120	3,9	3,9	1,35	2.25
10	Кабели 10 кВ, F = 240 мм“, в земле	6.15	8.0	8.35	13.9
	Воздушная линия, провода А120	6,5	6.5	2,25	3,75
20	Кабели 10 кВ, F = 185 мм2, в земле	10,0	10.0	15,7	26,2
	Воздушная линия, провода А120	13,0	13,0	4,5	7,5
Примечания I. F— сечение алюминиевых гоковедущих фазных жил кабелей с бумажной пропиганной изоляцией. 2. Мощности, допустимые при прокладке кабелей в земле, указаны без поправочных коэффициентов на температуру почвы, число ря дом лежащих кабелей и т. п. 3. Наибольшие расстояния передачи указаны при передаче допустимой по нагреву мощности (в нормальном режиме), коэффициенте мошност нагрузки 0.9 и при допустимой потере мощности 6 %.
30 МВт/км2; в малых городах в составе сельскохо-зяпст венных районов с электросетями 20 кВ при воздушных линиях (с неизолированными проводами) или с самонесущими изолированными проводами [52 18].
Высшие номинальные напряжения используются в первую очередь для внешнего электроснабжения городов от удаленных электростанций: напряжение 35 кВ применяется в электроснабжении лишь малых городов (нс может быть рекомендовано для последующего широкого применения как не обеспечивающее экономически обоснованного перспективного развития данных систем); напряжение 110 кВ — средних и крупных городов, а напряжение 220 и 330 кВ — крупнейших городов. В системах электроснабжения городов с населением в несколько миллионов жителей в ряде случаев требуется усиление систем внешнего электроснабжения применением напряжений 500 (750) кВ. Характерное взаиморасположение электросетей данных напряжений иллюстрируется рис. 52.1. Глубокие вводы высших напряжений на территории жилых районов и промышленных зон в основном выполняются при напряжении 110 кВ, а в крупнейших городах —- 220 кВ (при плотности электрических нагрузок в жилых районах более 30 МВт/км2).
Мощности и расположение понижающих подстанций и РП. Расчетные нагрузки и установленные мощности трансформаторов подстанций
(35)110—220 (330) кВ внешнего электроснабжения города определяются конкретными условиями города в целом, его периферийных районов и примыкающих пригородных зон
Мощности подстанций i губоких вводов 110— 220 кВ в реконструируемых, новых пли существующих районах крупных городов определяются конкретными значениями вновь появляющихся или возрастающих электрических нагрузок рассматриваемых районов. Опыт проектирования и осуществления глубоких вводов создал предпосылки для рекомендации установленных мощностей трансформаторов таких подстанций 152 2], которые должны быть нс менее.
2 х 25 МВ  А при воздушных п 2 х 40 МВ • Л при кабельных линиях 110 кВ;
2 х 40 МВ  А при кабельных линиях 220 кВ.
Вместе с тем на основе специального гсхнико-экономического анализа, подтвержденного успешной практикой реализации, в крупнейших городах осуществляются глубокие вводы напряжением НО кВ с трансформаторами мощностью 2 х (63— 80) МВ  А и напряжением 220 кВ с автотрансформаторами мощностью 2 х 250 МВ - А.
Экономическая обоснованность осуществления мощных подстанций глубоких вводов подтверждается специальными исследованиями [52.9] Основными ограничениями увеличения мощности данных подстанций являюгся высокая стоимость отчуждаемой территории жилых районов, размеры рас-
858
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
|1’азд 52
предо нпельиых устройств и сложность выводазпа чизельного количества (40—60) кабелей 10—20 кВ от одною узла большие значения токов коротких замыканий па шинах К)—20 кВ (в пределах 15— 20 кА) Экономически оправданно расположение iio.'iciaimiiii глубокого ввода в питаемом ог пего районе (между границей района, ближайшей к источника гнпапия. п Петром нагрузок района)
PacnpeOe.’iiinicibHbie пункты 10(6/ 20 кВ ха рактертг Ю1СЯ ipan пи поп мощностью, экономи чески целесообразное значение которой в современный период составляет 6 МВт при напряжении 6 кВ и 12 MBi при напряжении 10 кВ [52.2] Основным фак юром, определяющим осуществление РП в юродских злек1росетях, является упрощение эксплуатации распределп1слЫ1Ь1\ электросетей 10(6)—20 кВ сравнительно с вариантом пепосрел ствепиого присоединения последних к шипам 10(6) 20 кВ источников шнания При учете юль-ко техиико-экономических показателей осуществление РП можем бьиь оправданно при поверхностной плотности тиру зок менее 6 МВг/км"; удаленности района расположения 111 10(6) 20 кВ ог ис- очника питания более 3 км и существенном сокращении протяженное in линий распределительной сечи 10(6) 20 кВ. сущее! венном сокращении количества ячеек выключателей пеючника питания Экономически оправданно размещение PI I в питаемом in нею районе при совмещении его строительной части с одной из 111 10(6) 20 кВ
Трансформаторные подстанции 10(6) 20 0,38 кВ выполпякнея с одним и двумя понижающими |рапсформа1орамн Одпострапсформа-торпые ГП по требованиям надежности электроснабжения м<иут применяться как в жилых районах малоэтажной застройки, яак и при зданиях до 16 этажей Вместе с гем при зданиях девять этажей и более может быть экономически обоснованным применение двухтрапеформагорпых ТП с трансформаторами мощностью по 400 пли 630 кВ • А При жилых зданиях 17 этажей и выше и наличии крупных общее!венных танин, относящихся к первой категории, по требованиям надежности электроснабжения (см ij 52 4) должны применяться ТП мощностью 2 х 630 кВ  А (10(6)—20 кВ) и в отдельных случаях 2 х 1000 кВ - А
Анализ и определение экономической мощно-III ТП осуществляются при учете технико-эконо-1ческнх пока кнелей не только TII, по и расиреде-пиельных ceicii напряжением до I кВ, пшающих-ся от ТП н участка сетей 10(6)—20 кВ Основной исходной информацией, определяющей экономи ческу ю мощность ГП, является поверхностная плопюсть электрических нагрузок конструктивное выполнение 111 и липин напряжением до 1 кВ,
а также стоимость неполною элеюрообору ювания Нормы [52 2] рекомендуют следующие установленные мощности трансформаюров отдельно стоящих ТП 10(6)/0,38 кВ с составом электрооборудования, соответствующим показанному на рис 525— 52 7 (трансформаторы iiuia ГМ) при плотности нагрузок 0,8 1 0 МВг/км — I х 160 кВ-А, I— 2 МВг/км2 1x 250 кВ-А. 2 5 МВт/км2-I х 400 кВ  А, 5 8 МВг/км2 1 х 630 кВ А более 8 МВт/км2 — 2 х 630 кВ • А
Экономическая наибольшая нагрузка, кВ-А, отдельно стоящих ГП 10(6) -20/0,38 кВ и количество питающихся от нее одиоцеппых кабельных линий 0,38 кВ moi ут бы ib определены но выражениям
5ТП нб = 1 45 1 °	
Л/ТП н = 1.65	.
где атп поверхностная птогиостьиагрузки,при-э
веденная к шипам ГП, МВ • А/км", определяемая по суммарной нагрузку потребшелей, 1шгаютцихсяот ТП, с учеюм коэффициентов несовпадения максимальных нагрузок (см § 52 3)
На основе рассчитанной S-Jp 11б и количества устанавливаемых в одной ГП трансформаторов определяется номинальная мощность последних При этом должны учигыва1Ься допускаемые по [52 2] перегрузки трансформаторов систематические — до 1,5 при одпО1рансформаторпых ТП (без взаимного резервирования) и кратковременные — 1,7—1,8 при двухтрапеформагорпых ТП с взаимным резервированием трансформаторов Рекомендуется применять унификацию номинальных мощностей трансформаторов устанавливаемых в проектируемом районе города ТП размещаются в центрах нагрузок потребителей питающихся от них, но с учетом условий пожарной безопасности, требований i ралостронтельства и наличия подъездных доро!
Сечения гоковсдущих жил кабелей пли проводов выбираю|ся по методикам и ус ювиям общим для электрических сстьи [52 1| Специфика применения этих условий к линиям юродских электрических сетей заключается в следующем
а)	согласно (52 1[ сечения проводов и жил кабелей линий напряжением до I кЗ при Г|)1ах < (4—5) 103 ч/юд ire пыбнрагогся по экономической плотности юка (вместе с iсм в [52 2] данное условие не подтверждается),
б)	для магистральных шпий с практически равномерно распределенной нагрузкой п потреби-
§ 52 7|
РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
859
Таблица 52 15 Допустимые перегрузки кабелей напряжением ю 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией
Кратность наг ру тки, предшествующей максимальной	Вид прокладки кабелей	Допустимые перегрузки**, %			
		систематические, ч/сут		кратковременные ч/сут	
		1	3	3	6
0.6	В земле	1,3	1.15	1,35	1.25
	В т рубах (в земле)	1,00	1,00	1,20	1,15
0.8	В земле	1.15	1.Ю	1,25	1,20
	В трубач (в земле)	1.05	1.00	1.15	1,10
* Кратноегк и длтелыюсти максимума пат ру зки приведены при эквивалентном двухступенчатом графике среднеквадратических нагрузок
** Перегрузки приведены но отношению к нормативным (допустимым) по уело пням нагрева
телей экономическая плотность гока. А/мм\ определяется как 7эмаг =	А/)11орм. где
kj = njf>/(и + 1 )(2п + 1) , J, норм — нормативная экономическая плотность тока по [52.1];
в)	допустимые систематические (нормальные режимы celн) и кратковременные (послеаварий-пые режимы) перегрузки кабелей 10(6) кВ с бумажной пропитанной изоляцией принимаются по табл 52 15. для кабелей до I и 10(6) кВ с полиэтиленовой изоляцией кратковременные перегрузки ограничиваются 10 %, а с полихлорвиниловой — 15 %, не допускаются перегрузки кабелей 20—35 и 110—220 кВ.
г)	допускаемые потери напряжения в нормальных режимах работы составляют 6 % для линий 10(6) кВ, 4—6 % (в зависимости oi количества этажей жилых зданий) для линий 0.38 кВ.
д)	нормы [52.2] не рекомендуют применять сечения алюминиевых жил кабелей 10(6) кВ менее 70 мм2,
е)	там же не рекомендуется применять более трех различных сечений жил кабелей вдоль длины магистральной липни 10(6) кВ, вместе с тем специальные исследования |52 8] п практика осуществления отечественных и зарубежных городских распределительных электросетей 0,38—20 кВ подтверждают экономическую эффективность более глубокой унификации сечений жил кабелей распределительных сетей при алюминиевых жилах и отп < 10 МВт/км2 целесообразно применение не
более двух сечении (в сетях 0,38 кВ 95 и 150 мм2, в се!ях 10 кВ 120 и 240 мм“), при оП| > > IOMBi/km2— одно сечение (в сетях 0 38 -К) кВ — 120—150 мм2.*
ж)	питающие кабельные линии от иеючпиков шиання до PH 10(6) кВ следует выполнять с сечением жил 240 мм2,
з)	сечения токоведущих алюминиевых жил самонесущих изолированных проводов, применяемых на линиях 0,38/0,22 кВ поселков коттеджной застройки, выбираются ио допустимому naiреву и условиям механической прочпосго
К составу экономически обосновываемых параметров юродских эле к । росс । ей 10(6) 20 кВ могут бьиь отнесены и расчетыс значения юков коротких замыканий Специальные исследования применительно к сетям 10 кВ, шиающимся or ПС 110 кВ с трансформаторами мощностью по 40— 80 МВ • Л, показали целесообразное и. значений заких юков в пределах 12—18 кЛ [52 19]
52.7.	РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕ I ЕЙ
Расчеты режимов городских электрических сетей предполагают определение погоков мощностей (юков) в элемешах сети и напряжений в ее узлах Рассчитываются нормативные режимы pa6oibi при наибольших и наименьших нагрузках потребителей (утренний и вечерний максимумы и ночной минимум), а также послеаваринпыс режимы при наибольших нагрузках При разнородном составе потребителей следует также производить расчет сети для промежуточною уровня нагрузок в утренние и дневные часы суток В оценочных расчетах допускаемся принимаю наименьшую шнрузку ком мупалыю-бы говых потребителей в пределах 25 30 % наибольшей [52 2, 52 6)
В петлевых сетях (0,38- 10(6) кВ) в нормальных режимах рабою! необходимо обеспечение экономически целесообразною режима, cooibctct-вующего режиму минимума потерь элек!роэнергии или близкого к нему Такое тютокораспределе-ипе в замкну!их сетях определяется при учете только активных сопротивлений линий Петлевые
* При проектировании электрических ceieii 10 кВ
новых микрорайонов с мноюсекпионными стациями в 20 — 25 этажей и высоким насыщением кваршрбытовыми элек|ропрпемнпками могуч применяться одножильные кабели с изоляцией из свиною почпэ!плена с сечениями алюминиевых жил ло 400 мм" (во избежание применения радиальных пучков кабелей меньших сечений)
860
ЭЛЕКТРОСНА БЖЕНИЕ ГОРОДОВ
[Разд 52
се in 10(6) кВ в нормальных режимах работают по разомкнутым схемам. Точки деления в петлевых соях выбираются на основании определения экономически целесообразного потокораспредслепия Размыкаются участки липни, для которых модуль потока мощности наименьший Погокораспределе-нис, соответствующее разомкнутому режиму работы петлевой сети, определяется с уче том расчетных нагрузок трансформаторов, питаемых по каждому участку, и коэффициентов совмещения максимумов нх нагрузок (см табл 52 9)
Для петлевых кабельных сетей напряжением до 1 кВ экономически целесообразна работа в нормальных режимах по замкнутым схемам, так как и таких случаях практически совпадают естественное п соответствующее минимуму потерь электроэнергии (вследствие преобладания активных сопротивлений линий) потокораспределенпя Поэтому в таких случаях экономически целесообразное ноюкораенределение принимается за расчетное В тех случаях, когда петлевые сети до 1 кВ работают в нормальном режиме по разомкнутой схеме, методика выбора точек деления сети совпадает с описанной выше для линий 10(6) кВ, а определение реального потокораспредслепия по участкам липни должно проводиться по аналогии с определением расчетной электрической нагрузкой липин до I кВ [52 2]
Расчетными аварийными режимами петлевых сетей 0.38—10(6) кВ являются отключения головных участков каждой липни Потокораспрсделепие определяется по расчетным нагрузкам (учитывают реальное количество квартир, лифтовых установок и пр. предприятий коммунального обслуживания (линии 0,38 кВ) пли количество трансформаторов (липни 10(6) кВ), питаемых от каждой линии в данном режиме) с учетом соответствующих коэффициентов участия в максимуме нагрузки или совмещения максимумов нагрузок
Потокораспределенпе в радиально-магистральных линиях без резервирования или с резервированием линий и трансформаторов определяется по реальным (в каждом из режимов) мощностям и составу элекгроприемников и потребителей, питающихся по каждому участку сети, и с учетом коэффициентов участия в максимуме нагрузки
Определение напряжений в расчетных точках Юродских сетей в соответствии с требованиями к качеству напряжения заключается в расче i с потерь напряжения на о 1 дельных участках сети и в совокупности с режимами регу шрования напряжения па ИП определении отклонений напряжения у элек- ропрпемииков
Расчетными точками по напряжению являются а) наиболее близкие к ИП и наиболее удаленные оз
них ГП 10(6)/0,4 кВ, б) выводы наиболеебэизкихи наиболее удаленных oi ИП элекгроприемников 10(6) кВ, в) выводы наиболее близких к ТП и наиболее удаленных ысюропрпемнпков 0,38 кВ все-лях питаемых оГГ11, указанных в п а)
В общем случае напряжение па выводах элек-зропрнемнпков можно определи® как
^ЭП = (Ц1)1 Л С11 ДЦ - ДГНН ~ Щц 1де Ц|Г1 — напряжение на шипах ИП, Д[/р ДИцН, Д(/ад - соответственно потери напряжения! линиях 10(6) кВ (СИ), трансформаторах, наружной сети 0,38 кВ (1111), внутренней сети здании; ^—коэффициент трансформации трансформатора.
Компенсация реактивной нагрузки промышленных и приравненных к ним поiребптелей выполняйся в СООТВС1С1ВПП с депо вующими нормативными документами но расчетам с потребителями за компенсацию рсакшвпоп мощности и по компенсации реактивной мощности в >лектриче-скпх сетях промышленных предприятий Компенсирующие устройства рекомендуется устанавливать непосредственно у ьтеюроприемника Для жилых и общественных зданий компенсация реактивной мощное! П не предусматривается
52.8.	КАЧЕСТВО НАПРЯЖЕНИЯ
В ГОРОДС КИХ ПЕК 1РПЧЕ( КИХ СЕТЯХ
В отличие от качества элеквро шергии по частоте показаюлп качества напряжения являются локальными характеристиками для каждого узла электрических сетей и поэтому должны учитывать ся при пх проектировании п эксплуатации. По [52 4J показатели качсова напряжения (ПКН)нормируются иа вводах элеюроприемников и, в отдельных случаях, на шинах пекоюрых узлов распределительных сетей Там же рекомендуются два уровня ПКН в течение 95 % времени каждых сути должны соблюдаться нормально попускаемые их значения, а в печальное время ПКН должныбытьне выше предельно допускаемых значений При проектировании городских электрических сетей в первую очередь определяю! ся отклонения напряжения oi номинальною При наличии резкопеременнш нагрузок (местные насосные у становки и т.п ), а также электроприводов с асинхронными двигатель мн с короткозамкнутым ротором и при их прямом пуске от электрической се i и должны рассчитывался колебания напряжения При комплексном электроснабжении промышленных предприятий и коммунально-бытовых пшребитслей в ряде случаев актуален анализ нееппушнтдалыюстн напряжения! сетях 10(6)—20 кВ Учет пссимметрии фазныхвь пряжений, характерный для электрических сетей
§ 52 8]
КАЧЕСТВО НАПРЯЖЕНИЯ В ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
861
52.11. Напряжения и отклонения напряжения в распрелелнтслы1<>й сети 10(6) — 20 и 0,38 кВ:
Ц)п — напряжение на шинах источника питания; (7ЗД, (7ЭП — напряжение соответственно на шинах ВРУ здания и на вводах электронриемпика; £т — «добавка» напряжения при выбранном рабочем ответвлении ipanc-форматора
до 1 кВ жилых районов, является задачей оценки эксплуатационных режимов сетей; проектирование данных сетей ведется в предположении равномерной загрузки фаз.
Отклонения напряжения от номинального в установившихся режимах: нормально допускаемые на вводах электроприемноков ± 5 %; предельные ± 10%.
Ниже приводится схема выбора рабочих ответвлений обмоток 10(6)—20 кВ трансформаторов ТП, при которых отклонения напряжения на электроприемниках не превышают допустимые значения. Зависимость напряжения (7Эп от (/|лП, Д(7СН, EUr ДЦтн и ДЦд приведена в § 52.7 и иллюстрируется рис 52 11; значение кТ = ^тСН^4нн> где (/тНИ — напряжение вывода обмотки трансформатора на стороне до ] кВ (0,4 кВ в сетях 0,38/0,22 кВ); Utq^ — рабочее (выбираемое) напряжение ответвления обмотки 10(6)—20 кВ трансформатора.
При выполнении данных расчетов следует иметь в виду:
а)	по [52.1] на шинах 10(6)—20 кВ должно осуществляться встречное (согласное) регулирование напряжения с поддержанием его значения (1,05— 1,1) ноы в режимах наибольших нагрузок и не выше /<с(| ном в режимах наименьших нагрузок;
б)	понижающие трансформаторы 10(6)—20 кВ с переключением без возбуждения (ПЕВ) мощностью до 1000 кВ • А, как правило, кроме основного вывода напряжением Цсно = ^сНном имеют дополнительные выводы напряжением (±2-2,5%)UCHhom
При соблюдении допускаемых отклонений напряжения на вводах злектроприемников основной
задачей является такой выбор //1сц, ’’Р11 котором во всех режимах нагрузок соблюдаются условия ®^Znon( ) — &^Э11 — ®^/доп(+)’ где ^ЧиопГ )	~ 5 /о,
^ЛОП(Т) = + 5%-
Практический выбор рабочего ответвления напряжением 6/тсц, выполняется на основе следующего расчетного выражения (идентичного приведенному выше), %.
8(/эп = Sl/цп ' Д,/СН -А(7Г + £Г- ДЦ|ц где 8(/цц составляег + (5 10) % при наибольших и 0 % при наименьших нагрузках сет. Д( ДЦ— значения потерь напряжения в линиях 10(6)—20 кВ и сопротивлениях трансформатора, ЕТ— добавка напряжения в зависимости от выбираемого UT, в(табл. 52.16);5(/-}ц, ДС’ц[|, Д(/,д — выражаются в процентах ог t/(III ном (0,38 или 0,22 кВ).
Ориентировочные значения Д(./зл следующие, %: 1,5 в зданиях до 5 этажей, 2 — при 6—9 этажах; 3—3,5 —при 12—16 этажах; 3,5—4 — при 17—20 этажах
Таблица 52.16. «Добавки» напряжения в зависимости от ступени регулирования
Ступень регулирования, %	Напряжение ответвлений, кВ для трансформаторов напряжением, кВ		Приближенное значение «добавки» напряжения %
	6	10	
+5,0	6,30	10,50	0,0
+2,5	6,15	10,25	2,5
Номинальная	6,00	10,00	5,0
- 2,5	5,85	9,75	7.5
-5,0	5,70	9,50	10,0
862
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
[Разд 52
Допускаемые значения 6(Л)П ДО11 должны выбираться во всех режимах нагрузок сети:
а)	при одном п том же значении £т , % (£трц) каждого зрапсформатора (типа 11БВ);
б)	для ТП 10(6) 20 кВ близкого и наиболее удаленного от ИН проектируемой сегн;
в)	на вводах наиболее близкого к ВРУ здания и наиболее удаленного от него электроприемника (для каждого из указанных в п. б) Т11 10(6)—20 кВ).
При комплексном электроснабжении потребителей, суточные графики которых значительно отличаются по времени наступления максимальных и меньших нагрузок, а Также при значительных различиях в злею рической удаленност потребителей оз ПП (длине линий, поперечных сечений проводников) следует
разрабатывап. специализированные графики регулирования напряжения па нишах 10(6)—20 кВ ПП |52 13],
применять включаемые в отдельные линии 10(6) 20 кВ линейные регуляторы
Кочевания напряжения по [52.4] нормируются но размаху изменении напряжения 6Ц = 2/тах
Цып	100	, а также дозой фли
кера, связанной с частотой повторяемое!!! колебаний. Допускаемые значения 5Г, приведены на рнс. 52.12. В общем случае размах колебаний напряжения, В, кВ, может быть рассчитан как
бЦ = -^ I t/amax-Zamm^+IUpmax-Vnun)^
= 7Г-1 ('max -	+	- <?m J*£l.
ном
где /а, Р — активные составляющие тока или мощности резкоперемсиной нагрузки; /р, Q — реактивные составляющие тока н мощности указанной нагрузки; шах, пип - обозначения максимальных и минимальных нагрузок; R^, A'v — суммарные активные з! реактивные сопротивления сети от шин неизменного (в данных режимах) напряжения до рассматриваемого узла сегтз
Во всех случаях должно соблюдаться условие &Ui - бЦ доп
Характерными резкоиеремепными нагрузками в городских сезях являются
в сетях 10(6) 20 кВ нагрузки понижающих выпрямительных подстанций трамвая и троллейЕу-
52.12. [опустимыс значения размаха изменений напряжения по ГОСТ 13109—97:
/ зависимость изменений напряжения от частоты повторения Е^у ; 2 — то же, для потребителей электроэнергии. располагающих лампами накаливания в помещениях, где требуется -значительное зрительное напряжение
§ 52 8|
КАЧЕСТВО НАПРЯЖЕНИЯ В ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
863
Таблица 52 17 Мощность и частота пусков двигателей лифтовых установок жилых здании
11 ара метр	Количество этажей здания			
	6 — 9	12	16	20—25
Количес1во лнфюв одной жилой секции здания	1	2	2	2 — 3
Номинальная мощное! ь двигателей лнфюв, кВ г	3,5 — 4,5	4.5 — 7	4,5 — 7	4,5 — 7
Количество пусков двигателей в час	30	60	90	120
са (пусковые режимы двигателей подвижного состава),
в сетях до 1 кВ пусковые режимы асинхронных двигателей с коротко замкнутым ротором лифтовых установок зданий
В расчетах колебаний напряжения в сетях 10(6)—20 кВ учитываются сопротивления трансформаторов 35—220/10(6)—20 кВ н сопротивления линий or iiiiiH 10(6)—20 кВ до учла, в котором оценивается качество напряжения, при лом размах изменений нагрузки подстанции электротранспорта может быть принят от 0,5/\.р час (cosrp = 0,6) до 2.5/'ср час (cosrp = 0,95). где Р ,1ас - среднечасовая нагрузка подстанции с повторяемостью пусковых режимов I рат в 5—7 мин
В расчетах колебаний напряжения при пусковых режимах лифтовых установок зданий размах изменений напряжения
('
= ^.ускТ/	+ AZsl,1(PnycJ’
ном
тле Ср — рабочее напряжение в установившемся режиме на вводах лифтового двигателя, (7НОМ — номинальное напряжение двигателя, /пуск — пусковой ток асинхронного двигателя лифта, равный l6”7) /ном- А- C0S(PnycK = 0,3—0,35; /?L, A j — суммарные сопротивления трансформаторов 10(6)— 20 кВ ТП и липни до рассматриваемого узла сети напряжением до 1 кВ
Дополнительное снижение напряжения от тока отключения электрического тормоза лифта, принимают 0,3—0,5 %
В табл 52.17 приведены характерные мощности, количество двигателей лифтовых установок жилых зданий и частота повторяемости пусков лифтов
В зданиях повышенной этажности необходима проверка устойчивости работы лифтового двигателя при колебаниях напряжения, а также возможно
сти самозаиуска двит ателя после остановки [52 5| Мерами тт средствами снижения колебаний напряжения являются питание но раздельным линиям напряжением до I кВ резконеремепных нагрузок и электрическою освещения. ЭВМ и т.н .повышение номинальных сечений жил кабельных линий, продольная компенсация конденсагорами реактивных сопротивлений воздушных 'питий и трансформаторов, применение нускорегулирутотцей аппаратуры двигателей, сближение трансформаторной подстанции и резкоперсмстшой нагрузки
НесинусоиаЛпрноипь напряжения но (52 4] оценив тегся коэффициентом искажения синусоидальности напряжения, % .
J S С/" 10(Г" = 2
О i
где п — номера учитываемых гармоник, а значение напряжения первой тармоннки Ц|ом
В городских распределительных сетях напряжением до 1 кВ несннусоггдалыюсгь напряжения обусловливается широким применением люминесцентных и тазора грядных ламп тт многочислен ных бытовых электронрнборов, содержащих полупроводниковые тлсмеигы Во внутридомовых электросетях 380/220 В иссппусопдалытосп. фазных токов доходит до 40 % Нормативные допускаемые иесииусопдальиост и напряжения в сетях напряжением до 1 кВ составляют 8 (нормальные) и 12 % (предельные)
В городских электросетях 10(6)—20 кВ, питающих понижающие выпрямительные подстанции трамвая и троллейбуса, допускаемые значения нссинусоттдалытости напряжения составляют 5 (нормальные) и 8 % (предельные) В общем случае, когда л < 11 указанные параметры соблюдаются при мощное пт укатанных подстанций до 2,5 МВ-А. суммарной нагрузке них подстанций не более 20 % от суммарной патрубки района, мощности короткого замыкания иа шинах источников питания до 120 МВ • А при 6 кВ и 200 МВ • А при 10 кВ.
Основным мероприятием для снижения неси-нусоидальности в электрических сетях городов является раздельное питание (но шипам, распределительным линиям) промышленных, тлсктрогранс-порптых и коммунально-бытовых потребителей
Иесичлииетрия фазовых напрямсений характерна для внутренних сетей зданий, нискольку большая часть электроприборов бытового и коммунального обслуживания населения однофазные неравномерности нагрузок фаз в жилых зданиях
864
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
|Разд. 52
доходят до 1,4. Па вводах в здание пеенмметрия нагрузок существенно снижается (до единиц процента) и практически несущественна на шинах 0,38 кВ ГП Оценивается нссимметрия по напряжениям обратной (/2 11 нулевой последовательностей, допускаемые нормативные предельные значения которых составляют 2 и 4 %.
Данные критерпи качества напряжения должны учитываться и соблюдаться при эксплуатации городских электрических сетей; проектирование ведется в предположении симметрии нагрузок фаз и напряжений
52,9.	КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ СЕТЕЙ
Конструктивное исполнение элементов се ген должно отвечать требованиям ПУЭ.
1 [одстанцпи глубокого ввода напряжением 110—220 кВ с транефторматорамп мощностью 25 МВ • А и более, а также пункты перехода воздушных линий 110—220 кВ в кабельные при разме-1ИС111Ш их на селитебной территории должны выполняться, как правило, полностью закрытыми При размещении распределительных устройств (РУ) напряжением ПО кВ и выше в центральных районах крупных и крупнейших городов рекомендуется применять КРУЭ.
Кабельные линии напряжением 110 кВ и выше целесообразно выполнять кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена, при необходимости — маслонаполненными кабелями низкого давления.
ТП 10(6)—20 кВ в отечественной практике обычно выполняются в виде отдельно стоящих сооружений |52 14,52.15]
Перспективными конструкциями ТП являются 1) специальные конструкции компактных Т11, основанные на применении специализированной аппаратуры и изоляции (элегаз, твердые смолы, сшитый полиэтилен и др ); 2) комплектные, индустриального типа; 3) в обоснованных случаях встроенные в жилые и общественные здания На рис 52.13 представлена конструкция универсальной комплектной ТП с двумя трансформаторами мощностью до 630 кВ • А типа БКТПу ЕС.Б, выполненной по европейскому стандарту и предназначенной для электроснабжения потребителей жилищно-коммунальной и общественной застройки (в настоящее время применяется в ОАО «Мосэнерго») [52.17]. Подстанция БКТПу представляет собой готовое изделие, полностью укомплекто
ванное оборудованием, за исключением силовых трансформаторов, которые монтируются после установки подстанции на фундамент В ней возможна установка силовых трансформаторов отечественного и импортного производства как с масляной, гак и с сухой литой изоляцией. При необходимости па подстанции такого типа могут быть устииовлены трансформаторы мощностью 1000 кВ-А (например, нзпа ТМГ) РУ 10 кВ выполнено как комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией, терметичное, РУ 0,4 кВ также комплектное АВР выполнено на контакторах типа КТ 6063/2 УЗ па ток 1000А при установке трансформаторов мощностью 630 кВ  А, а при установке трансформатора мощностью 1000 кВ  А АВР выполняется на автоматических выключателях
В районах мало л ажной застройки (один— четыре этажа) для питания силовых в осветительных нагрузок промышленных, городских и поселковых сетей могут применяться одно трансформаторные ТП с траиефюрматорамн мощностью от 6; до 400 кВ  А. Конструкция такой подстанции представлена на рнс 52.14. Конструктивно ТП выполнена в шкафном исполнении (КТП) на утрамбованной н выровненной площадке или фундаменте. Шкафт силового траиефтормагора и РУ 0,4 кВ разделяется на два отсека сплошной металлической перегородкой (отсек с трансформатором и высоковольтными предохранителями и отсек РУ НН) и располагается на нижнем уровне, а шкаф) РУ 10(6) кВ на верхнем уровне. Конструкция КТП предполагает исполнение вводов как воздушных, гак н кабельных на напряжение 10(6) кВ; выводов как воздушных, так н кабельных, а также воздушно-кабельных на напряжение 0,4 кВ КТП с воздушным вводом линии 10(6) кВ подключается к воздушной линии посредством разъединителя, который устанавливается на ближайшей опоре Масса КТП с трансфюрматоромне более 2850 кг
РП напряжением 10(6)—20 кВ выполняют»!! виде отдельно стоящих тданнй, не лесообразно конструктивное совмещение PH е ТП. показанное на рис. 52.15.
Липни элскгропсре тачн напряжением до 20 кВ на селитебной территории городов, в районах застройки зданиями высотой четыре этажа и выше должны выполняться, как правило, кабельнымн.В
§5291
КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ СЕТЕЙ
865
52.13. Блочная комплектная трансформаторная подстанция типа БКТПу ЕС (высота 3570 мм)
>Я 'GO
866
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
[Разд 52
S2 14. Комплектна» трансформаторная подстанция (KTII) мощностью 63—40(1 кВ-А:
/— шкаф трансформатора, РУ ПИ, 2 — отсек РУ НН, 3 —отсек трансферта юра. 4 — шкаф ввода ВН, 5 — шкаф выводов НН. 6 — предохранитель высоковольтный, 7 — трансформатор, 8 — съемные панели (Ди КТП с кабельными вводами 10(6) кВ и кабельными выводами 0.4 кВ шкафы 4 и 5 не поставляются )
районах застройки зданиями до трех этажей линии следует выполнять, как правило воздушными
Для воздушных линий напряжением до 1 кВ рекомендуется применять изолированные провода Линии наружного освещения целесообразно располагать на общих опорах с ВЛ до 1 кВ На ВЛ до 1 и 10 кВ рекомендуется использовать самонесущие изолированные провода (СИП) [52 18] Для ВЛ до 1 кВ СИП представляет собой конструкцию, при которой вокруг нулевого несущего троса скручены изолированные фазные жилы, а также, при необходимости, жила уличного освещения Для ВЛ 0,38—20 кВ рекомендуется применять железобетонные опоры
В распределительных сетях 10(6) кВ кабели с алюминиевыми жилами должны прокладываться в
траншеях с сечением жил ие менее 70 мм2 На одной линии допускается применение кабелей ие более трех различных сечений по ее длине Кабельные линии должны прокладываться непосредственно в земле, в траншеях При технико-экономическом обосновании прокладка линий до 20 кВ допускается в кабельных сооружениях (каналах, блоках, коллекторах и туннелях), а также при пересечениях крупных транспортных магишралей
Для прокладки в земле и в кабельных сооружениях возможно применение кабелей как с бумажной пропитанной маслокапифолыюй и нестекающей массами изоляцией, так и с изоляцией из сшитого полиэтилена Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена имеют более низкую массу, меныииН диаметр и соответственно радиус изгиба, чтообес-
г о т и U
S 52.91
КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ СЕТЕЙ
867
52.15. Распределительный пункт, совмещенный с ТП 10(6)/0,4 кВ (РТП-82/93)
печиваег легкость прокладки как в кабельных сооружениях, так и в земле на сложных трассах (на трассах с большой разницей уровней, в вертикальных и наклонных коллекторах, в грунтах с повышенной влажностью и др ).
Конструкции вводных распределительных устройств 0,38 кВ в жилые и общественные здания
представляют собой индустриально изготовляемые стальные распределшелы1ыс шкафы, устанавливаемые в электротехнических помещениях жилых и общественных зданий. Вводные шкафы комплектуются рубильниками и переключателями па ток до 630 А включительно, панелью учета элеюро-энергии (вольтметры и счетчики) В распредели
868
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕГОРОДОВ
[Разд. 52
тельных шкафах имеются разнообразные сочетания автоматических выключателей па разные номинальные токи и исполнения, обеспечивающие распределение энергии в жилых и общественных зданиях высотой до 25 этажей [52.5].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
52.1.	Правила устройства электроустановок. — 6-е изд., псрераб. и доп. М. Главгосэнергонадзор России, 1998
52.2.	Инструкция по проектированию городских электрических сетей. РД 34.20.185—94. М.: Эиерго-атомиздаг, 1995.
52.3	Нормативы для определения расчетных электрических нагрузок зданий (квартир), коттеджей, микрорайонов (кварталов) застройки и элементов городской распределительной сети Изменения и дополнения к разд. 2 «Расчетные электрические нагрузки» Инструкции по проектированию городских электрических сетей РД 34.20.185—94. М.: Минэнерго Российской Федерации, 1998
52.4.	ГОСТ 13109—97. Электрическая энергия Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения / Межгосударственный Совет по стандартизации, метрологии и сертификации. Минск, 1998.
52.5.	Тульчип И.К., Нудлер Г.И. Электрические сети жилых и общественных зданий. М.: Эггергоатом-излат, 1990
52.6.	Козлов В.А. Городские распределительные электрические сет. Л.: Энергоатомиздат, 1982.
52.7.	Козлов В.А. Электроснабжение городов. Л.. Энергоатомиздат, 1988
52.8	Глазунов А.А., Таслимов А.Д. Унификация сечений токоведущих жил кабелей городских рас
пределительных сетей II Электричество 1990. № 3. С. 1—5.
52.9.	Глазунов А.А., Кузнецова Т.А., Федосеев А.А. Экономически целесообразные напряжен™ и мощности глубоких вводов в городах//Электричество. 1983. №2. С. 20—25.
52.10.	Гордлевский И.Г., Лордкипанидзе В.Д. Оптимизация параметров электрических сетей. М Энергия, 1977.
5211.	Козлов В.А., Билик 11.11.. Файбисовяч Д.Л. Справочник по проектированию электроснабжения городов. Л.: Энергоатомиздат, 1986.
52.12	Жежеленко II.В. Показатели качества электроэнергии и их контроль на промышленных предприятиях. М.: Энергоатомиздат, 1986.
52.13.	Лордкипанидзе В.Д., Рейн Н.З., Урицкий Л.И. О регулировании напряжения в городских электрических сетях // Электрические станции. 1979. № 1.С. 30—34.
52.14.	Комплектные электротехнические устройства: Справочник в 3-х томах. Т.2 Комплекгныетранс-форматорные подстанции. М. Информэлектро, 1999.
52.15.	Электротехнический справочник/Подобщей ред. профессоров Московского энергетического института (технического университета). —8-е им, испр. и доп. Т. 2. Электротехнические изделия и устройства. М.: Издательство МЭИ, 1998
52.16.	Умов I1.A. Обслуживание городских электрических сетей. М.: Высшая школа, 1984
52.17.	Блочные комплектные трансформаторные подстанции ЕС-Б / Экспериментальный завод объемных инженерных сооружений. М , 1999
52.18	Самонесущие изолированные провода. СПб.: ОАО Ссвкабель, 1999
52.19.	Глазунов А.А., Шевченко Ж.И. Экономически целесообразные значения токов короткого замыкания на шинах 10(6) кВ понижающих подстанций — центрах питания городских электрических сетей//Электричество. 1977 № 7. С. I—6
Раздел 53
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
СОДЕРЖА!! ИЕ
53 1 Электрические нагрузки и методы их определения.	869
53 2 Выбор схем электрических сетей промышленных предприятии
па напряжение 6—10 кВ	878
53 3 Подстанции промышленных предприятии	883
53 4 Цеховые электрические сети напряжением до 1 кВ	893
53 5 Качество электроэперши в сетях промышленных предприятий	905
53 6 Экономия электрической энергии на промышленных предприятиях	916
Список литературы	922
53.1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И МЕТОДЫ ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Общие положении. Под электрической нагрузкой понимакп электрический ток / и мощность (активную, Р реактивную Q или полную S3 электроприемника. группы электроприемииков производственного участка, цеха, завода в целом Работа электроприемииков на промышленном предприятии определяется их пасиоршыми данными и требованиями lexiiojioi ни.
Э юктропрпемппки подразделяются на работающие в ciацнопарном и повторно-кратковременном режиме
Электрические нагрузки удобно описывать н.х графиками, прелсдавляющими собой зависимость электрической нагрузки от времени (рис 53 1) В этом случае, когда нагрузка создается одним электроприемником, ее графики называют индивидуальными и все обозначения, относящиеся к ней, выполняют строчными буквами (/. р, д, s) В том случае, когда нагрузка характеризует 1 руппу электроприемников, ее графики называют групповыми и все обоэначенпя. относящиеся к ней, выполняют прописными буквами (/, Р, О, S).
Рис. 53.1. График электрических нат руток по активной мощности в наиболее загруженную смену
Определяют следующие значения электрических на1рузок. средние эа наиболее загруженную смену Р (2 S'cp, /Ср. расчетные — максимальные за заданный интервал осреднения Рр, Qp, Sp, I пиковые — кратковременные длительностью 1—2 с р п с / ПИК’ V||HK’ ПИК’ ПИК’
Для инженерных расчетов электрических нагрузок используются коэффициенты, наименования которых и аналитические выражения для их определения представлены в табл 53.1
В этой таблице все коэффициенты записаны применительно к активной мощности, поэтом} в обозначениях следует указывать дополнительный индекс, например Аи а — коэффициент использования по активной мощности При определении коэффициентов по реактивной мощности и току следует указывать в индексах буквы р и /, формулы их расчета аналогичны приведенным в таблице Обозначения в табл 53 1 рСр, /JLp — средние мощности одного и группы приемников соотвеютвеппо 1В— время включения приемника электрической энергии в течение производственного цикла / рс в Р — средняя мощность одною или группы приемников электроэнергии за время включения /в.	— сред-
иеквадратическая мощность приемника электроэнергии. /За, ДИа — расход электро энергии за периоды Гили Д/соответственно (см рис 53 1)
Средняя нагрузка. Средняя активная мощность /’ср может быть определена следующим образом
1	По имеющемуся график} электрической нагрузки:
где /2 — соответственно время начала и конца наиболее загруженной смены
870
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
[Разд 53
Таблица 53.1. Коэффициенты, используемые при расчете электрических наярузок
Коэффициент	Обозначение	Для одного потребителя	Для группы потреби гелей
Использования		~ Рс^Рном	*н “ V ^*ном “ X ^иЛомУ Х^ном/ j=l	1=1
Включения	А'в	Ав = 'в//ц	Ав~ Х^вАюм/Х^ном/ /=1 /=1
Загрузки		‘з^сЛном = Ав/Ав	А'ч = Ре в//’ном
Формы	АФ	Ч=/’ск//’ср	Ji-a. 1
			аф -	w а
Спроса		W^HOM	А'с = /'р//’Ном
Расчетных на> рузок	А₽	W/’cp	
Одновременности	Ао	—	А'о=/’Р/ i/’p, / = 1
Примечая не т — число интервалов разбиения Д/ = /2 - Z|, через которые производятся измерения потребления электроэнергии. Рр%— 30-мипутпый (расчетный) максимум нагрузки для предприятия в целом.
2	По коэффициенту использования:
/’ср = А'И/’ном 11Л" /’ср =	5>ном,’
где Рном — номинальная мощность группы элек-троприе.мников.
Здесь Кп берется по данным табл. 53.2 для группы приемников или определяется по выражению, приведенному в табл. 53.1
3	. По данным об удельных плотностях нагрузки руа на 1 м площади цеха /'шг
~~ А’удЛпл
Эти данные приведены в табл. 53.3.
4	По данным об удельных расходах электроэнергии на единицу продукции в натуральном выражении
Гср = иудЛ//Г, где w — удельный расход электроэнергии (см табл. 53.3); М— общее количество продукции в натуральном выражении за наиболее загруженную смену, Т — длительность наиболее загруженной смены.
Годовой расход активной энергии для отдельных цехов н предприятия в целом
W'a. = А'и ЛзохЛ-
где Л'и г — среднее значение коэффициента использования активной мощности за год; Тг — годовой фонд рабочего времени.
При невозможности определения годового расхода электроэнергии допускается расчет по формуле
W = Р Т аг ' max4 max’ где Гп)ах — годовое число часов использования максимума активной мощности, Bhlax — максимум активной мощное! и.
С.Д. Волобринскпм предложен коэффициент сменности по эпергоиспользовапию
«=«/аг/(/’ер/1)
Тогда
И/аг = /’еРЛ*’‘-где Рср г— среднегодовая нагрузка
Расчетная электрическая iiai рузка. Расчетная мощность Рр или Qp — эго мощность, соответствующая такой неизменной токовой иа1рузке/р, которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему возможному тепловому воздействию па элемент системы электроснабжения. Вероятность превышения фактической нагрузки над расчетной не превышает 0,05 в интервале осреднения, длительность которого принята равной трем постоянным времени нагрева ЗГ0 элемента системы электроснабжения, через который передается чок нагрузки (кабель, провод, шинопровод, трансформатор и т.д.).
[Разд. 53	§53 I]ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И МЕТОДЫ ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ 871
Таблица 53.2. Показатели электрических нагрузок приемников и и о греби гелей, электроэнергии в машиностроительной и металлообрабатывающей промышленное!и
^ном/	Потребители электроэнергии	Коэффициент			
			COS ф		
	Металлорежущие станки				
	мелкосерийного производства с нормальным режимом работы	0,12	0.4	0,14	0,56
	мелкие токарные, строгальные, долбежные, фрезерные, сверлильные. карусельные, точильные и т п.	0,16	0,5	0,2	0,57
	Крупносерийное произво ктво при тяжелом режиме рабены: штам= повочные прессы, автоматы, револьверные, обдирочные, зубофрс-?срные станки	0,17	0,65	0,25	—
	Крупные токарные, строгальные, фрезерные, карусельные и расточные станки с особо тяжелым режимом работы приводы молотов, ковочных машин, волочильных станков, очистных барабанов, бегунов и др.	0,2	0.65	0,35	
	Много подшипниковые автоматы для изготовления детален из пру ГКОв	0,2	0,5	0,23	0,88
	Шлифовальные станки шарикоподшипниковых заводов	0,2—0,35	0,65	0,25—0,4	—
—	Авюмашческие поточные линии обработки металлов	0,5—0,6	0,7	0,5—0,6	—
1С1111Я 110- । целом.	Переносной электро инструмент Подъемно-транспортные механизмы;	0,06	0,5	0,1	—
	элеваторы, транспортеры, шнеки, конвейеры несблокированпые	0,4	0,75	0,5	—
юго рас-	юже сблокированные	0,55	0,75	0,65	—
формуле	краны, тельферы при ПВ 25 %	0,05	0,5	0,1	—
	тоже при ПВ 40 % Сварочное оборудование:	0,1	0,5	0,2	—
.зоваиия зкепмум	трансформаторы для ручной сварки трансформаторы для автоматической и полуавтоматической сварки для:	0,3	0,35	0,35	—-
|>н циент	шовных машин	0,35	0,5	0.5		
					
	стыковых н точечных машин	0,35	0,6	0,6	—
	Дуговые сталеплавильные печи вместимостью 0,5—1,5 т для фасонного литья (в подсобных цехах с автоматическим регулированием электродов)	0,5	0,8	0,55	0,6
	Насосы, компрессоры, двигатели-генераторы	0,7	0,8	0,75	—
	Вентиляторы, эксгаустеры, вентиляционное оборудование	0,65	0,8	0,7	—
Расчет-	Литейные машины, очистные и канзовочные барабаны, бегуны, шаровые мельницы и г п	0,3	—	0,4	—
					
	Двигатели-генераторы однопостовые	0,3	0,6	0,35	—
'о ответ-					
.учке /р,	То же многопостовые Электрические печи:	0,5	0,7	0,7	—•
ютсйся ожному	сопротивления с непрерывной (автоматической) загрузкой, сушильные шкафы с периодической загрузкой	0,7	0.95	0,8	—
1Ы зяек-•актмче-1ет 0,05	индукционные низкой частоты дуговые сталеплавильные вместимостью 3—10 тс автоматическим регулированием электроприводов.	0,7	0,35	0,8	—
оюрого	для качественных сталей с механизированной загрузкой	0,75	0,9	0,8	0,85
нагрева	для качественных сталей без механизированной загрузки	0,6	0,87	0.65	0,7
срез ко-	для фасонного литья с механизированной загрузкой	0,75	0.9	0,8	0,85
провод,	Механизмы непрерывного транспорта, пнтателн пластинчатые, барабанные, дисковые и т.п.	0,3—0,4	—	0,6	—
872
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
[Разд. Я
Окончание табл. 53.2
Потребители электроэнергии	Коэффициенты			
		COS (р		К,
Конвейеры легкие мощностью до 10 кВт	0,4—0,5	—	0.6	—
То же мощностью свыше 10 кВт	0,55—0,75	—	0,6—0,8	—
Транспортеры ленточные	0,5—0,6	—	0,6—0,8	—
Транспортеры винтовые	0,65	—	0,7	—
Элеваторы ковшовые, вертикальные и наклонные, шнеки, конвейеры и т.п песблокированные	0,4	—	0,5	—
То же сблокированные	0,55	—	0,65	—
Механизмы дробления и измельчения, дробилки шнековые н конусные для крупного дробления	0,4	—-	0,5	—
То же для среднего дробления	0,6—0,7	—	0,7—0,8	—
Дробилки конусные для мелкого дробления валковые и молотковые мощностью до 100 кВт	0,75—0,8	—	0,85	—
То же мощностью свыше 100 кВт	0,75—0,8	—	0,9	—
Грохоты	0,5—0,6	—	0,6—0,7	—
Мельницы шаровые Краны, тельферы, подъемники	0,75—0,9	—	0,85	—
грейферные	0,35	—	0,4	—
магнитные	0,5	—	0,55	—
штабелеры	0,16	—	0,35	—
скиповой подъемник	0,05	—	0,1	—
Элек гротележ к и	0,1	—	0,2	—
Дымососы	0,9	—	0,95	—
Газодувки	0,8	—	0.95	—
Воздуходувки	0,5—0,7	—	0,75	—
Компрессоры	0,65	—	0,8	—
Таблица 53 3 Удельные расходы электроэнерзни по отраслям
Вид производства, продукция	Единица измерения	Удельный расход э.пекгроэнер-гии w кВт  ч/ед продукции
Черная металлургия		
Добыча железной руды и производство концентрата	т	56,6
Производство агломерата	т	31,1
Производство:		
окатышей	г	61,1
кокса	т, (6 %-ной влажности)	31,0
чугуна	т	9,7
сжатого воздуха	1000 м3	102,9
мартеновской стали	т	11.9
конвертерной стали	г	25,1
электростали	г (годных слитков)	677.2
Производство		
кислорода	1000 м3	465
проката	Г	102,5
ферросплавов (ферросилиций 25 %-ный)	г	2816
Прокат груб стальных	т	133,3
азд. 53	§53 1]	ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И МЕТОДЫ ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ	873		
5л 53.2	Продолжение табл. 53.3		
	Вил производства, продукция	Единица измерения	Удельный расход э.пектроэнер-
Л'в			гии, кВт• ч/ед. продукции
	Цветная металлургия		
	Добыча медной рулы	т	12
	Переработка медной руды	1	31,2
	Производство черновой меди	1	762,8
	Производство рафинированной меди	т	547,9
	Добыча никелевой руды	т	50,8
	Переплав никелевой руды	т	716—791
	Добыча свинцово-цинковых руд	г	34,6
	Производство глинозема	1	691,5
	Производство алюминия	1	17 527,6
	Производство свинцово-цинковых руд	т	39,1
	Прокат цветных металлов	1	1370.9
			Машиностроение и металлообработка (по отдельным отраслям промышленности)		
		Валовая продукция на	
	Электротех ни че с кая	1 тыс руб	604,8
	Химическое машиностроение	То же	841,6
	Автомобилестроение	»	994,6
	Строительная	»	362—578
	Химическая	»	470
	Энср|стическая	»	824,0
—	Нефтяная	»	436,9
	Пищевая и мясомолочная	)>	308—345
—“	Производство сжатого воздуха	1000 м3	98—125
	Химическая и нефтехимическая промышленность		
	Сода каустическая	т	3281
—	Спирт	т	1350
	Аммиак конверсионный	т	1730—1961
	Аммиак электролитический	т	12 550
юэнер-	Автопокрышки	тыс. шг	39 800
.у К НИИ	Целлофан	т	2942
	Капролактам	т	4119,9
	Обувь резиновая	100 пар	1004
	Каучук синтетический	т	1000—2643
	Аммиачная селитра	т	43
	Калийные удобрения	т	200,6
	Синтетические смолы и пластмассы	т	1283—1523
	Ткан» кордная вискозная	1000 м3	1047—1990
	Жидкое стекло	т	70,5
	Серная кислота	т	111 — 118
	Карбид кальция	т	3058—4328
	Химические волокна	т	4952,7
	Водород	т	6706
	Промышленность строительных материалов		
	Цемент	т	109—132
	Стекло (листовое)	т	97,6
	Красный кирпич	1000 шт.	76,1
			
874
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
[Разд 53
Окончание табл 533
Вид производства продукция	Единица измерения	Удельный расход электроэнергии, кВт -ч/ед продукции
Силикатный кирпич	1000 шт	34.9
Лесо- и пиломатериалы	3 м	24
Древесноволокнистые плиты (по отраслям)	3 м	1,7—2,4
Древесностружечные пли гы (по отраслям)	3 м	51—80
Картон (по отраслям)	т	203,6—641,1
Гипс	т	24,4-48,6
Железобетонные конструкции (по отраслям)	3 м	8,2—54,6
Бумажная промышленность		
Бумага	т	648,1
Кар ion	т	498.3
Древесная масса	1	1133.7
Целлюлоза	т	371
Легкая промышленность		
Ткани		
хлопчатобумажные	1000 м2	1018,6
льняные	1000 м2	1039
шерстяные	1000 м2	2394
шелковые	1000 м2	1292,2
Обувь	1000 пар	525—781
Пи щ евая. мясомо ч о чная	t рыбная промышленность	
Мука и крупа	т	31—57
Сахар(песок)	т переработанной свеклы	24,2
Сахар (рафинад)	т	79,4
Мясо	т	59,2
Колбаса	г	74.6—90
Масло растительное	т	132—184
Масло животное	т	92,4—109,5
Цельномолочная продукция	т	7,4—16,9
Рыбная продукция (по видам)	г	7,5—7860
Выбор элементов системы электроснабжения выпотняегся на основании определения расчетной электрической нагрузки
Исходными данными для определения расчетных нагрузок служит перечень приемников электроэнергии с указанием их номинальной мощности, назначения механизма или технологической установки, режима работы и числа фаз
Все методы определения расчетных электрических нагрузок можно разделить на три группы
o^=Vi’
2) Рр = Р^к2-
3) Рр = Р^р + Р°. гле Р — принятая кратность меры рассеяния, с — квадратическое отклонение от среднего значения
К первой группе относятся два метода, использующие в качестве К\ коэффициент расчетной нагрузки и коэффициент формы Л'ф
Ко второй группе относится метод коэффициента спроса - Кс.
Третья группа методов базируется на статистическом методе, в котором расчетная нагрузка Р^ группы электроприемииков определяется двумя интегральными показателями средней нагрузкой и средним квадратическим отклонением ог/3^. Использование статистического метода позволяегоп-ределпть значение расчетной натруткп с заданной вероятностью ее появления 11ри наличии информации о вероятности В определение Р возможно с высокой достоверностью, однако третья группа
зд. 53
§53 1]ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И МЕТОДЫ ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ 875
i 53 J
эиер-1ИИ
ПО ЛЬ-ll na-
|)1ЩН-
IICTH-
<a Pp (Вумя /ЭКОЙ r Ис-т опином |фор-ожно
lyinia
методов не нашла использования в проектной практике, поскольку отсутствуют данные о вероятности Р для разных видов производств. Получение такой информации требует объемных и трудоемких статистических исследований В связи с этим более подробно остановимся на используемых в практических расчетах двух первых группах методов
Согласно «Указаниям по определению электрических нагрузок в промышленных установках» ВНИНИ Тяжпромэлектропроект основным методом определения расчетной нагрузки является метод, использующий коэффициент расчетной нагрузки
Рр = кррср^ Cp = /’pig<p;
SP= JPP^2P’ W^hom)
Этот метод по сравнению с другими обеспечивает наибольшую точность (до 10% от значения Рр) Он применяется при относительно небольшом количестве присоединений (примерно 80—100 электро-приемников), что соответствует уровню силовых пунктов, шкафов и т.д.
Коэффициентом расчетной активной мощности Л'р называется отношение расчетной активной мощности Рр к значению средней мощности Р группы элекгроприемпиков с эффективным их числом пэ > 2 (см. табл 53 1)
Рр ~ РрР'ср
Определение расчетной электрической нагрузки по указанному методу проводится в следующем порядке
1 Определяется расчетная мощность групп злектроприемников напряжением до 1 кВ, подключенных к силовым распределительным пунктам, щитам станций управления, распределительным шинопроводам. Для этого пользуются кривыми Кр -f(nv Л"и), построенным тля разных интервалов осреднения (рис. 53.2—53.4)
Предварительно определяется групповой коэффициент использования Ли (см табл. 1), затем эффективное число приемников электроэнергии
[ п	X 2 / "	2
"э = S'FbomJ < % Whom,’
4 = 1	7 /=1
где п — число злектроприемников; /эном , — номинальная мощность каждого из них.
Приняты следующие постоянные времени нагрева.
Гр = 10 мин — для сетей напряжением до 1 кВ, питающих распределительные пункты и шинопроводы, сборки, щиты (см. рис 53.2).
Рис. 53.2. Кривые для определения коэффициента расчетных нагрузок при различных коэффициентах нсполыования А'и в зависимости ог и, для
П1Г1ервала осреднения 30 мин
Гр = 2,5 ч — для магистральных шинопроводов и цеховых трансформаюров. Значения Л'р принимаются по табл. 53.4.
Гр > 30 мин — для кабелей напряжением 6 кВ и выше, питающих цеховые трансформаторные подстанции и распределительные пункты, электродвигатели высокого напряжения и другие электроприемники. Расчетная мощность для этих элементов определяется при Л'р = 1.
876
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
[Разд 53
Рис. 53.3. Кривые для определения коэффициента расчетных нагрузок Л'р для различных коэффициентов использования Л'„ в зависимости от иэ для интервала осреднении 90—120 мни
Таблица 53 4 Значения коэффициентов расчетной naipyiKii Л"р на шинах низкого напряжения для цеховых трансформаторов н магистральных шинопроводов напряжением ниже 1 кВ (для постоянпой времени нагрева
Ти = 2,5—3 ч)
«э	А'„<0,5	А5и>0.5
10—25	0,8	0.9
25—50	0,75	0.85
Более 50	0,7	0,8
Таблица 53 5 Минимальные шачеипи nv при которых расчетную нагрузку узлов питании групп элекгроприемников напряжением выше
1 кВ донускае1си определять про Лр = 1;
Рр =	Ср = ^’иьмЛ.,Ч>с.в
Г, мин							
	0.15	0.2	0.3	0,4	0,5	0,6	0,7
10	60	35	17	16	15	10	6
20	30	18	10	9	9	6	5
30	22	14	8	5	5	4	4
40	18	11	6	5	5	4	4
50	15	9	5	4	4	4	3
Рис. 53.4. Кривые для определения коэффициента расчетных нагрузок для различных коэффициентов нс ноль job а пни А'и в зависимости от п3 для ши ер вала осреднения > 120 мин
Для распространенных сечений проводов F значения постоянной времени нагрева TG приведены ниже
/•; мм2	6 10 16 25 35 50 70 95 120 150
Го, мпп з 4.2 5.5 7.2 9 12 15 18.4 21.4 24,2
Для >лектродвигателей с повторно-кратковременным режимом работы приведение к номинальной мощности, те к длительному режиму (ПВ = 100%) не производится, так ьак значение Кн включает в себя коэффициент включения, те ПВ
2 Аналогично определяется расчетная мощность групп электроприемпиков напряжением до 1 кВ, подключенных к магистральным шинопроводам и сборным шипам цеховых |рапсформаторных подстанций
3. Далее определяется расчетная мощность на шинах напряжением 6—10 кВ распределительной подстанции (РП), главной понижающей подстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода (ПГВ), в целом по предприятию в месте балансового разграничения между тлектроснабжающей opi ашиацией и потребителем Случаи, когда Ар можно принять равным единице, представлены в табл 53 5
зд 53
§53 1]ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И МЕТОДЫ ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ 877
в
о
ов
нем
ева
при ня
I II1C
0,7
~1
5
4
4
3
ов F веде-
150
24,2
евреем и-кому ение ;ння,
ЛО1Ц-
и до IOBO-
)НЫХ
ь на ыюй
1ЦИИ
2ЛОМ
ЕПИЯ
। грены м
Расчетная реактивная мощность определяется следующим образом Для питающих сетей напряжением до 1 кВ
при и, <10 £р=1,1(2ср;
при и, >10 (?р = (?ср
Для магистральных шинопроводов и на шинах трансформаторных подстанций при подсчете расчетной мощноеги в целом по цеху, корпусу
<?р = кр<?ср
Для кабелей высокого напряжения, питающих цеховые трансформаторные подстанции, распределительные пункты, двигатели и др.
Ср = Сер-
К расчетным силовым нагрузкам до 1 кВ Ррс или (?р с добавляются осветительные нагрузки Рр о или Qp о
Рр = Рр с + Рр о>
Ср = ерс + 2ро
Следует помнить, что Qpo при использовании ламп накаливания равна нулю, так как cos <р = 1 При использовании разрядных ламп с учетом проведения индивидуальной компенсации реактивной мощности cos <р = 0,95, что дает значение Qp о близкое к пулю
Расчетная мощность па шинах напряжением 6—10 кВ ГПП или ПГВ определяется с учетом коэффициента одновременности Ко, значение которого принимается в табл 53.6 в зависимости от значения средневзвешенного коэффициента Ки всей группы электроприемииков (ЭП), подключенных к шинам ГПП или ПГВ
^Р(ГПП)= к<£рр’
Ср(ГПП)=
К первой группе методов относится метод коэффициента формы.
Рр = ^цЛф
При использовании этого метода значение расчетной нагрузки принимается равным значению среднеквадратической Рр = Рск
Значение Л"ф определяется опытным путем для конкретных производств и является устойчивым
Таблица 53 6 Значение коэффициентов одновременности А'о на шинах трансформаторов
ГПП нли главной распределительной подстанции — ГРП (6—10 кВ)
ки	<0,3	0,3—0,5	>0,5
ро	0,75	0,8	0,85
показателем Для большинства производств Кф=1,02—1,1 При наличии графика электрических нагрузок Рр = Рск определяется в соответствии с формулой
где Аи’а) — количешво энергии, потребляемой за время ДГ(при ДГ= Пт}, т — число равных интервалов длительностью ДД иа которое разбит iрафик нагрузок
Ко второй группе методов определения расчетных электрических нагрузок относится метод коэффициента спроса Он является наименее трудоемким, но и наименее точным по сравнению с двумя предыдущими Применение его рекомендуется при ориентировочной оценке уровня электрических нагрузок на стадии предварительного проектирования.
Расчетная нагрузка для группы однородных по режиму работы приемников определяется из следующих выражений
Р — К Р * р С НОМ’ Ср = ^ptg Ф-где Кс— коэффициент спроса данной группы приемников, принимаемый по табл 53 I и 53 2, tg(p соответствует характерному для данной группы приемников cos (р, определяемому также по справочным материалам
Ориентировочно коэффициент спроса определяется по данным, приведенным ниже
0,4 0,5	0,6	0,7	0,8	0,9
Кс 0,5 0,6 0,65—0,7 0,75—0,8 0 85—0,9 0,92—0.95
В некоторых случаях при стационарном технологическом процессе или равномерно распределенной по площади помещения электрической нагрузке допускается приближенно принимать расчежую нагрузку равной средней Рр = Рср. В этих случаях расчетная нагрузка определяется па основании данных по удельному расходу электроэнергии или по удельным плотностям нагрузки на 1 м2 производственной площади
Б И Кудрин предложил «комплексный метод» определения расчетных нагрузок, использующий теорию распознавания образов Он учитывает группу устойчивых показателей но каждому виду производства Отсутствие необходимых данных статистики тормозит внедрение этого методэ в практику проектирования
Определение пнковых нагрузок. Никовой нагрузкой называется кратковременная максимальная нагрузка (длительностью I—2 с)
878 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ[Разд, 53
Для самого распространенного электроприемника на промышленных предприятиях — электродвигателей — пиковый ток определяется по формуле
Ai — А1 — Al тах^и + Аннах1
где /р — расчетный ток узла нагрузки; /н ||1ахЛ'и — средний ток наиболее мощного двигателя; /п 111ах — пусковой ток наиболее мощного двигателя.
При обеспечении самозапуска электродвигателей пиковый ток равен сумме пусковых токов всех электродвигателей, участвующих в самозапуске.
Для других электроприемпиков пиковый ток определяется суммой расчетного тока узла нагрузки и пускового тока самого мощного электроприемника, подключенного к этому узлу, за вычетом его расчетного тока.
Рекомендации ио выбору метода определения расчетных нагрузок. Выбор метода определения расчетных электрических нагрузок в первую очередь зависит от цели ее определения На первой стадии проектирования — при технико-экономическом обосновании построения объекта — оценивается его стоимость, возможность присоединения к энергосистеме, ориентировочная мощность. В этом случае отсутствует генплан предприятия, неизвестно распределение электроприемпиков по цехам, заданы только район предполагаемой постройки и объем производства продукции. На этой стадии наиболее достоверные значения электрических нагрузок получают на основе аналогов. Использование аналогов предполагает наличие банка данных по отраслям.
В банк данных заносятся сведения об объемах производства, географии объекта, электро потреблении каждым цехом и заводом в целом.
Препятствием к использованию этого метода является отсутствие необходимых данных статистики, поэтому создание банков данных по отраслям является первоочередной задачей.
При отсутствии банка данных на стадии технико-экономического обоснования принимают Р = Рс и расчетную нагрузку определяют по удельному потреблению электроэнергии на производство единицы предполагаемой к выпуску продукции с учетом объема производства.
При выполнении следующего этапа проектирования рабочей документации, когда строительная часть и технология производства определены, предлагается руководствоваться следующими рекомендациями:
1.	При определении расчетных нагрузок в цеховых сетях используется метод, предписанный «Указаниями по определению электрических нагрузок в промышленных установках».
2.	Для определения расчетных нагрузок на высших ступенях системы электроснабжения (начиная от цеховых шинопроводов или шин цеховых трансформаторных подстанций (ТП) и кончая линиями, питающими предприятие) следует применять мето
ды расчета, основанные иа использовании средней мощности и коэффициентов и Л'ф.
3.	На высших ступенях системы внутризаводского электроснабжения возможно применение метода расчета по установленной мощности и Ксили по удельным показателям потребления )лектро-энергии (при электрической нагрузке, равномерно распределенной по производственной площади, и при стабильном выпуске продукции, когдаудель-ное потребление электроэнергии па единицу продукции постоянно).
Следует различать расчетную пагрузку и максимальную нагрузку в часы максимума нагрузки энергосистемы Расчетная нагрузка является максимальной для производственного объекта та период осреднения, а максимальная - относится ко времени максимальных нагрузок в энергосистеме
Расчетная нагрузка по времени может не совпадать с максимумом нагрузки эпергосипемы. Более того, цель регулировочных мероприятий на предприятии заключается именно в снижении нагрузки в часы максимума нагрузки энергосистемы Таким образом, расчетная нагрузка может быть равной, а желательно большей, чем максимальная.
53.2.	ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ НА НАПРЯЖЕНИЕ 6 10 кВ
Система электроснабжения промышленного предприятия состоит из питающих распределительных, трансформаторных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабельных и воздушных сетей, а также токопроводов.
Источники питания и требования к надежности электроснабжении. Электроснабжение обьекта может осуществляться от собственной электростанции (ТЭЦ), от энергетической системы, а также от энергетической системы при наличии собственной электростанции.
Требования, предъявляемые к надежности электроснабжения от источников пищпия определяются потребляемой мопшостыо объекта и его видом. Приемники электрической энергии в отношении обеспечения надежности электроснабжения разделяются на несколько категорий.
Первая категория — электропрпемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный экономический ущерб, повреждение дорогостоящего оборудования, расстройство сложного технологического процесса, массовый брак продукции. Примером электроприемников первой категории в промышленных установках могут быть электроприемники насосных станций противопожарных установок, системы вентиляции в химически опасных цехах, водоотливных и подъемных ус
1
TS к< и Н1 д TJ ГС
р»
Э1
р» И' ж р<
OI ве
Р* вь рг нс пр
рг нг ст пр и;
но
ем и I та] не
об мь ни ля: не' КИ! НО! эле НС1 сис по;
от
ют mei
ОСО НИ! тор НОВ
§ 53.2]	ВЫБОР CXI 'М ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ПРЕДПРИЯТИИ НА НАПРЯЖЕНИЕ 6 10 кВ
879
тановок в шахтах и т.п В городских сетях к первой категории относят центральные канализационные и водопроводные станции, АТС, радио и телевидение, а также лифтовые установки высотных зданий. Допустимая продолжительность нарушения электроснабжения для злектроприемников первой категории не более I мин
Из состава злектроприемников первой категории выделяется особая группа (нулевая категория) злектроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы для жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования. Например, к электроприемникам нулевой категории относятся операционные помещения больниц, сети аварийного освещения.
Вторая категория — электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводил к массовым недоот пускам продукции, массовым простоям рабочих, механизмов Допустимая продолжительность нарушения электроснабжения для электро-приемников второй категории не более 30 мин.
Примером злектроприемников второй категории в промышленных установках являются приемники прокатных цехов, основных цехов машиностроения, текстильной и целлюлозно-бумажной промышленности. Школы, детские учреждения и жилые дома высотой до пяти этажей и т.п. обычно относят к приемникам второй категории.
Третья категория — все остальные элекгропри-емппки, не подходящие под определение первой и второй категорий. К этой категории относятся установки вспомогательного производства, склады неответственного назначения.
Электропрнемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, при отключении одного из них переключение на резервный должно осуществляться автоматически. Согласно определению ПУЭ независимыми источниками питания являются такие, на которых сохраняется напряжение при исчезновении его на других источниках, питающих эти электропрнемники. Согласно ПУЭ к независимым источникам могут быть отнесены две секции или системы шин одной или двух электростанций или подстанций при соблюдении следующих условий:
каждая из этих секций или систем шип питается ог независимых источников;
секции шин не связаны между собой или же имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций шин.
Для электроснабжения злектроприемников особой группы должен предусматриваться дополнительный третий источник питания, мощность которого должна обеспечивать безаварийную остановку процесса.
Электропрнемники второй категории рекомендуется обеспечивать от двух независимых источников питания, переключения можно осуществлять не автоматически.
Электроснабжение злектроприемников третьей категории может выполняться от одного источника при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного оборудования, пе превышаю! 1 суг
Схемы подключения иеючииков питания. Электроснабжение ог собственной электростанции (рис. 53.5), расположенной вблизи объектов, при совпадении напряжений распределительной сети и генераторов электростанции осуществляется путем присоединения трансформаторов к шинам распределительных устройств (РУ) электростанции или непосредственно с помощью линий электропередачи
Схема тлектроснабжения ог энергетической системы при отсутствии собственной хпектростан-ции показана на рис. 53.6 и 53.7 В зависимости от напряжения источника питания электроснабжение осуществляется двумя способами, по схеме на рис. 53.6 при напряжении 6—20 кВ; по схеме рис. 53.7 при напряжении 35—330 кВ. В указанных и приводимых далее схемах разъединители и реакторы не показаны. Схемы па рис. 53.6 и 53.7 приме-
Рис. 53.5. Схема электроснабжения от собственной электростанции
Рис. 53.6. Схема элек!роснабжепия от электрической системы при напряжении 6—21) кВ
880
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
(Разд. 53
Рис. 53.7. Схема электроснабжепия от электрической системы при напряжении 35—ПО кВ
нимы. если предприятие находится на расстоянии 5—10 км от подстанции системы.
Число и типы приемных пунктов электроэнергии (подстанций) зависят от мощности, потребляемой объектом электроснабжения, и от характера размещения электропотребителей на территории объекта При сравнительно компактном расположении потребителей и отсутствии особых требований к надежности электроснабжения вся электроэнергия от источника питания может быть подведена к одной трансформаторной или распределительной подстанции. При разбросанности потребителей и повышенных требованиях к бесперебойности электроснабжения питание следует подводить не менее чем к двум подстанциям.
При близости источника питания к объекту и потребляемой им мощности в пределах пропускной способности линий напряжением би 10 кВ электроэнергия подводится к РП (или к ГРП). Распределительные подстанции служат для приема и распределения электроэнергии без ее преобразования или трансформации
Ог РП электроэнергия подводится к ТП и к электроприемникам напряжением выше 1 кВ, в этом случае напряжения питающей и распределительной сети совпадают.
Если же объект потребляет значительную (более 40 МВ  Л) мощность, а источник питания удален, ю прием электроэнергии производится на узловых распределительных подстанциях (УРП) или па ГПП.
Узловой распределительной подстанцией называется центральная подстанция объекта напряжением 35—220 кВ. получающая питание от энергосистемы и распределяющая ее по подстанциям глубоких вводов на территории объекта.
Главной понижающей подстанцией называется подстанция, получающая питание непосредственно оз районной энергосистемы и распределяющая
энергию на более низком напряжении (6 или 10 кВ) по объекту.
Подстанцией глубокого ввода называется подстанция на напряжение 35—220 кВ, выполненная по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении, получающая питание непосредственно от энергосистемы или от УРП. Подстанция глубоких вводов обычно предназначается для питания отдельного объекта (крупного цеха) или района предприятия
Выбор схемы распределения электроэнергии. Общие положения. Система электроснабжения может быть выполнена в нескольких вариантах, из которых выбирается оптимальный. При ее выборе учитываются степень надежности, обеспечение качества электроэнергии, удобство и безопасность эксплуатации, возможность применения прогрессивных методов электромонтажных работ.
Основные принципы построения схем объектов
1)	максимальное приближение источников высокого напряжения 35—220 кВ к электроустановкам потребителей с ПГВ, размещаемыми рядом с энергоемкими производственными корпусами;
2)	резервирование питания для отдельных категорий потребит елей должно быть заложено в схеме и элементах системы электроснабжения. Для этого линии, трансформаторы и коммутационные устройства в нормальном режиме должны нести постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме после отключения поврежденных участков принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов перегрузок;
3)	секционирование шин всех звеньев системы распределения энергии, а при преобладании потребителей первой и второй категорий установка на них устройств автоматического ввода резерва (АВР).
Схемы строятся по уровневому принципу. Обычно применяется два-три уровня. 11ервым уровнем распределения электроэнергии является сеть между источником питания объекта и ПГВ, если распределение производится при напряжении ПО— 220 кВ, пли между ГПП и РП 6—10 кВ, если распределение происходи! па напряжении 6—10 кВ
Вторым уровнем распределения электроэнергии является сеть между РП (или РУ вторичного напряжения ПГВ) и ТП (или отдельными электроприемниками высокого напряжения).
Па небольших и некоторых средних объектах чаще применяется только один уровень распределения энергии — между центром питания от системы и пунктами приема энергии (ТП или электро-приемниками высокого напряжения).
S 53 2 ]	ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ПРЕДПРИЯТИИ НА НАПРЯЖЕНИЕ 6 10 кВ
881
Схемы электрических сетей промышленных предприятий на напряжении 6—10 кВ. Электрические сети выполняются по магистральным, радиальным или смешанным схемам
Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются в гех случаях, когда пункты приема расположены в ра гличных направлениях от цен-ipa ишаипя Опп могут быть двух- или одноступенчатыми На небольших обьектах и для питания крупных сосредоточенных потребителей используются одноступенчатые схемы Двухступепчагые радиальные схемы с промежуточными РП выполняются для крупных и средних объектов с подразделениями, расположенными на большой терриго-pmi При наличии по греби гелей первой и второй категории РП и ТП шпаюгся не менее чем по двум раздельно работающим линиям Допускается питание электроприемников второй категории ио одной пиши, сосгоящей не менее чем из двух кабелей
При двухтрансформаторных подстанциях каждый трансформатор питается отдельной линией по блочной схеме линия—трансформатор Пропускная способность блока в послсаварийпом режиме рассчитывается исходя из кагегорпйности питаемых потребителей.
При однотрапсформагорных подстанциях взаимное резервирование питания небольших групп приемников первой категории осуществляется с помощью кабельных или шинных перемычек на вторичном напряжении между соседними подстанциями.
Вся коммутационная аппаратура устанавливается на РП пли ГГ1П, а на питаемых от них ТП предусматривается преимущественно глухое присоединение трансформаторов. Иногда трансформаторы ТП присоединяю!ся через выключатель нагруз
ки п разъединитель Радиальная схема с промежу-Iочным РП, в которой выполнены указанные выше условия, приведена па рис 53 8.
Радиальная схема пи гания обладает большой гибкостью и удобствами в эксплуатации, так как повреждение или ремонт одной линии отражается па работе только одного потребителя
Магистральные схемы напряжением 6—1(1 кВ применяются при линейном (упорядоченном) размещении подстанции на герригорни объекта, когда линии oi центра питания до пупкгов приема могут бы!Ь проложены без значительных обратных направлений Магистральные схемы имеют следующие преимущества лучшая за!ручка кабелей при нормальном режиме, меньшее число камер иа РП К недостаткам r.iai ис тральных схем следует от нести усложнение схем комму laiuni при присоединении ТП и одновременное отключение нескольких потребителей, питающихся от ма! истрали, при ее повреждении
Число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали, обычно не превышает трех при мощности трансформаторов 1000—2500 кВ • Л и пяти при мощности 250—630 кВ • А.
Магистральные схемы выполняются одиночными и двойными, с односторонним и двусторонним питанием
Одиночные магистрали без резервирования (рис. 53.9, а) применяются в тех случаях, когда отключение одного потребителя вызывает необходимость по условиям технологии производства отключения всех остальных потребителей (например, непрерывные технологические линии) 11ри кабельных магистралях их грасса должна бьпь доступна для ремонта в любое время года, что возможно при
Рис. 53.8. Радиальная схема электроснабжения
882
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
[Разд. 53
Рис 53.9. Магистральные схемы с односторонним низанием: а — одиночные: б — двойные с резервированием на низком напряжении
Рис. 53.10. Одиночные магистрали с частичным резервированием ио свнзнм вторичного напряжения
прокладке в каналах, туннелях и т.п. Надежность схемы с одиночными магистралями можно повысить, если питаемые ими однотрансформаторные подстанции расположить таким образом, чтобы была возможность осуществить частичное резервирование по связям низкого напряжения между ближайшими подстанциями. На рис. 53.10 показана схема, на которой близко расположенные трансформаторные подстанции питаются от разных одиночных магистралей с резервированием по связям на низшем напряжении. Такие магистральные схемы можно применять и для потребителей первой категории, если их мощность не превышает 20 % от общей нагрузки трансформаторов. Трансформаторы подключаются к разным магистралям, присоединенным к разным секциям РП или РУ.
Одиночные магистрали с глухими отпайками, т е. без разъединителей ла входе и выходе магистрали, применяются главным образом на воздушных линиях На кабельных линиях глухое присоединение может быть применено лишь для питания неответственных подстанций мощностью не выше 400 кВ-А.
Схемы с двойными (сквозными) магистралями (см рис. 53.9, б) применяются для питания ответственных и технологически слабо связанных между собой потребителей одного объекта Установка разъединителей па входе и выходе липни магистрали не требуется
На крупных предприятиях применяются два или три магистральных токопровода (рис. 53.11), прокладываемые по разным трассам через зоны размещения основных электрических нагрузок. На менее крупных предприятиях применяются схемы с одиночными двухцеппыми токонроводами. На ответвлениях от токопроводов к РП устанавливаются реакторы для ограничения мощности короткого замыкания до значения мощности, отключаемой выключателями типа ВМП От каждого трансформатора питаются два токопровода перекрестно, т.е. разные цепи каждого токопровода питаются ог разных трансформаторов.
Одиночные и двойные магистрали (рис 53.12) с двусторонним питанием (встречные магистрали) применяются при питании ог двух независимых ио-
5 53 31
ПОДСТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
883
Рнс. 53.11. Магистральная схема распределения
электроэнср! ии с применением мощных токопровотов
Рис. 53.12. Магистрали с двусторонним питанием
точпиков, требуемых по условиям обеспечения надежности электроснабжения для потребителей первой п второй категории При использовании в нормальном режиме обоих источников производится деление магистрали примерно посередине на одной из промежуточных подстанций Секционные выключатели нормально разомкнуты и снабжены устройством АВР
Смешанные схемы питания, сочетающие в себе принципы радиальных и магистральных систем распределения электроэнергии, имеют наибольшее распространение на крупных объектах Например, на первом уровне обычно применяются радиальные схемы Дальнейшее распределение энергии от РП к цеховым ТП и двигателям высокого напряжения иа таких объектах производится как по радиальным. так и по магистральным схемам
Степень резервирования определяется кагего-рпйпостью потребителей. Так, потребители первой катеюрпи должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников. В качестве второго источника питания могуз быть использованы не только секционированные сборные шины электростанций или подстанций, по и перемычки в сетях на низшем напряжении, если они подают пита
ние от ближайшею распредели 1елыюго иуныа, имеющего независимое гппапие с АВР
Для особо ответственных потребителей, отнесенных к особой группе первой катеюрпи, должно предусма1рпвагься элек|роспабжепие ог грех независимых источников Каждый из двух основных источников должен полностью обеспечивать питание потребителя, а трегий пезависимый источник иметь минимальную мощность для безаварийного останова производства 1регызм независимым источником может быть, например, дизельная станция, которая, при отключении одного hi двух независимых источников, включается па холостой ход и находится в режиме «горячего» резерва. Во избежание перегрузки третьего источника предусматривается отключение остальных неответственных потребителей перед вводом третьего источника
53.3.	ПОДСТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Комплектные распре гели тельные устройства (КРУ) напряжением до I кВ. Они состоят из полностью нли частично закрытых шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматпки, измерительными приборами и вспомогательными устройствами
Принцип комплектования электротехнических устройств выдвижными блоками позволяет улучшить эксплуатацию электрооборудования Вместо ревизии и ремонта электрического аппарата на месте установки в стесненных и неудобных условиях стали возможными быс трое отсоединение от схемы аппарата и ремонт его в условиях мастерских Создание комплектных устройств с выдвижными бло
884
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
[Разд 53
ками повысило экснлуа1апионну|о надежность бла! одари замене ремонтируемого блока на запасной появилась возможность работать во время ремонта блока па данном присоединении. При наличии ппенсельных разъемов такая замена производи 1ся в течение короткого времени без снятия напряжения с данного узла при полной безопасности обслуживающей о персонала
К комплектным распределительным устройствам напряжением до I кВ относятся распределительные щиты, пульты управления силовые пункты, щиты станнин управления и т п
Paciipcie.in icjii.iii.ic щиты. Распределительные шиты предназначены для приема и распределения электроэнергии переменного и постоянного тока напряжением до 1 кВ Устанавливают их на трансформаторных и преобразовательных подстанциях, в машинных залах и на электростанциях 1Ци1ы ииотовляют в открытом и закрытом (шкафном) исполнении.
Щиты открытою исполнения состоят из панелей, устанавливаемых в специальных электротехнических помещениях Щиты закрытою исполнения устанавливают в шкафах в цехах промышленных преднрпят ий.
По условиям обслуживания щиты бывают с двусторонним обслуживанием и односторонним Щиты с двусторонним обслуживанием часто именуют свободностоящими, поскольку для их обслуживания требуется устройство проходов с двух сторон — с лицевой и задней и, таким образом, их устанавливают в отдалении от стен. Щиты с односторонним обслуживанием принято называть прислонные, гак как обычно их устанавливают непосредственно у стен помещения и обслуживают с лицевой ст ороны Каркасы панелей в современных конструкциях щитов выполняют с применением различных профилей из листовой стали.
В качестве коммутационных и защитных аппа-раюв на пипах устанавливают рубильники, предохранители, блоки выключатель-предохранитель, выключатели. Для обеспечения автоматической работы по схеме АВР па щитах устанавливают релейную аппаратуру
Распределительные шиты серии ЩО-70 предназначены для распределения электроэнергии трехфазпою юка напряжением 380 В Щиты рассчитаны на одностороннее обслуживание, защитных ограждений сверху и сзади не имеют. Щиты комплектуются из вводных, линейных секционных и юрцовых моделей
Для смены предохранителей, осмотра и ремонта аппаратуры па каждой панели, кроме секционных, на фасадной стороне предусмотрена одностворчатая дверь, на которой установлены приводы рубильников или кнопки управления выключателей.
Для присоединения грех или чшырех кабелей к аппаратам па номинальные токи 630 и 1000 А в панелях предусмотрены шппные сборки
Для управления электроприводами группы механизмов, связанных между собой общим технологическим процессом, предназначены посты управления Посты обычно устанавливают непосредственно в цехе так, чтобы управляемые с них объекты находились в поле зрения операюра На таких постах устанавливают командную аппаратуру ручного и автомаэического управления
Пункты и шкафы силовые. Пункт силовые распределительные предназначены для распределения электрической энергии и защиты электрических установок постоянною юка напряжением до220 В или переменною тока до 660 В при перегрузках и коротких замыканиях Пункты (рис 53 13) итготовля-ют в виде шкафов или ушройств. собираемых из отдельных стандарт ных элементов ящиков с соединительными шинами и ящиков с разными аппаратами. Преимущество этого ушройства заключается в возможности получения разных схем из небольшого набора стандартных ящиков
Шкафы силовые распределительные серии ШР-11 применяют для приема и распределения электроэнергии в промышленных установках на поминальный ток до 400 А В зависимости от типа шкафа на вводе устанавливаю i рубильник, два рубильника при питании шкафа от двух источников или рубильник е предохранителями Шкафы имеют пять-восемь отходящих групп, укомплектованных предохранителями серии ПН2 или Н11Н2 на номинальные токи 60, 100, 250 А Шкафы представляют собой металлический корпус с дверью, внутри которого установлена съемная сборка, г е рама с вводным рубильником, и предохранители отходящих линий
Пункты распределительные серии ПР изготовляют в виде шкафов утопленною, навесного н напольного исполнения со встроенными автоматическими выключателями типа А3700 иа юк до 700 А и типа АЕ на ток до 100 А
Шкафы распределительные силовые серии СПМ-75 применяют в цеховых электроустановках промышленных предприя i ий для приема и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц при поминальном напряжении 380 В с защитой отходящих линий предохранителями. Шкафы имеют вводный рубильник и предохранители, расположенные один под другим по вертикали и образующие |рехфазную группу
Шкафы распределительные серии СПА-77 применяют в тех же случаях, что и С'ПМ-75 Шкафы имеют вводный рубильник и автоматические выключатели на отходящих линиях Силовые распределительные устройства серии СУ-9500 со встроенными в них устройствами автоматики применяют
§53.3]
ПОДСТАНЦИИ ПРО МЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
885
Рис. 53.13. Силовой пункт в блоке с магнитными пускателями, кнопочными станциями н ящиками:
I — шкаф силовой, 2 — рукоятка вводного рубильника шкафа; 3 — ящик с автоматом, 4 — короб для проводов, 5 — грубы (или короба) для проводов силовой сети, 6 — кнопочная станция, 7 — магнитный пускатель;
8 — перфорированный швеллер; 9 — рым; 10 — ящик с рубильниками и предохранителями
в силовых установках с трех- и четырехпроводпы-мп системами распределения трехфачиого тока частотой 50 Г ц напряжением 0,38 кВ, а также в двухпроводной системе постоянного тока напряжением 0,22 кВ Максимальная нагрузка иа главные шипы 4000, на пулевую шину 2000 А
Вводные распределительные устройства серии ВРУ предназначены для приема, распределения и учета электроэнергии и защиты отходящих линий в сетях трехфазного тока напряжением 380/220 В с глухозаземленной нейтралью.
Устройства серии ВРУ применяют в общественных зданиях и жилых домах повышенной этажности. В серию ВРУ входят вводные и распределительные панели. Распределительные панели имеют аппаратуру для автоматического управления наружным освещением лестничных клеток. Максимальное количество и сечение жил проводов и кабелей, присоединяемых к вводному зажиму, зависит от тока 400 А — 4x150 мм2; 250 А — 4x95 мм2; 200 А — 2x95 мм2. ВРУ выполнены в защищенном исполнении Габариты 1700x800x450 мм.
Шкафы серии ВРУ представляют собой сборку из панелей шкафного типа одностороннего обслу
живания. Их корпуса не имеют боковых стенок; торцы крайних панелей сборки закрываются съемными металлическими листами
На съемной раме внутри корпуса установлены защит но-комму г анионные аппараты Аппараты, размещенные па одной панели, по питающиеся от разных вводов, разделены перегородками Счетчики и трансформаторы тока установлены в отдельном отсеке. Ввод проводов и кабелей делают снизу, а вывод — как снизу, так и сверху через верхнюю съемную крышку. Корпуса панелей заземляют присоединением нулевых жил питающих кабелей к нулевой шипе, общей для всех панелей.
Щиты станций управления. Современные системы электропривода производственных машин и механизмов имеют сложные системы управления с большим числом контакторных аппаратов и регулирующих элементов
Требования режимов пуска, разгона, регулирования частоты вращения, торможения электропривода, многообразие форм защиты и контроля за работой двигателя и установок определили довольно широкую номенклатуру станций управления электро приводами
886
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
[Разд. 53
Щи гы станции управления (ЩСУ) устанавливаю! на крупных трансформаторных подстанциях, в машинных залах промышленных предприятий Щиты выполняют одно- и двухразрядными ЩСУ комплектуют из блоков и панелей управления
Комплектные распределительные усзройст-ва нанрижением выше I кВ. Отечественные элек-троапнаратные заводы изготовляю! КРУ иа напряжения 6—10 и 35 кВ с одной системой сборных шип для внутренней и наружной установки Они получили широкое распространение в электроустановках различного назначения
Применение КРУ позволяет значительно упростить строительную часть электроустановок Практика эксплуатации КРУ показала более падежную их работу по сравнению с обычными сборными распределительными устройствами Комплектные распределительные устройства напряжением до 35 кВ имеют воздушную изоляцию, КРУ 110 кВ и выше выполняют с изоляцией зле!азом
Комплектные распределительные устройства напряжением 6—10 кВ имеют два принципиально различных конструкшвиых исполнения в зависимости ci способа установки аппаратов выкатные (питы КРУ, КРУП), в которых аппарат напряжением выше 1 кВ с приводом располагается па выкат-ной тележке, и стационарные (типы КСО, КРУН), в которых аппарат, привод гг все приборы устанавливаются стационарно
Основными достоинствами выказных КРУ являю гея
возможность быстрой замены выключателя резервным выключателем, установленным на тележке, компактнос!ь устройств, так как вместо разъе-диннгелей применяются специальные скользящие контакты штепсельного типа,
надежное закры гие токоведуших частей для защиты от прикосновения гг чрезмерного запыления
Консгрукцззя стационарных комплектных распределительных устройств обеспечивает достаточны!"! з! безопасный большой сектор обзор зз доступ к оборудованию без снятия напряжения со сборных шин Стационарные камеры КСт7 более просты и дешевы по сравнению с выка!иымзз камерами КРУ По условзззо обслуживания КРУ могут быть одностороннего обслуживания (прислонного типа), устанавливаемые иепосредствеззно у сзепы с обслужззвазпзем с фасадной стороны,
двустороннего обслуживания (свободностоя-щззе), устанавливаемые со свободиымзз проходами с фасадной и задней стороны
Стацпонарззые камеры КСО следует устанавливать, как правззло, с одтюстороиппм обслужзгванп-ем, а КРУН зз выкатные КРУ — с двусторонним
Выкатные комплектные распределительные устройства Па рис 53 14 показана линейная камера серии К-ХП для вззутренней устаповкзз с вы
ключателем ВМП-Ю и разъединителями штепсель-ззого типа с втычнымп козззакзамзз Она состоит из следующих частей неподвижного корпуса, в задпез"з части которого размещены верхние и нижние контакты / разьелинителен, кабельная сборка? с копцевымзз заделкам!! 3, трансформаторы тока4 и заземляющие ззожзз 5, выкат ной гележки с выключателем 6 и приводом, отсека сборных зззин, отсека приборов для измерений, релейной защиты, управления зт сигнализации
Корпус камеры разделезз горизонтальной сгаль-ноз"з перегородкозй 7 на два отсека — верхний с контактами шшшых разъединит елей и нижний с транс-формат орамзз тока и кабельнот! сборкой Предусмотрены также вертикальные подвижные металлические шторы, закрывающие при выкатывании тележкзз заднюю часть камеры с аппаратами, находящимися под напряжением, во избежание случайного прикосновения к ним
Тележка с выключателем может занимать трн положенззя
рабочее, когда тележка находится в камере, а втычпые разъединители зз контакты вторичных цепей сигналпзацизз зз напряжения разомкнуты;
испытательное, когда зслежка выдвинута настолько, что втычпые разъединители разомкнуты, а контакты цепей управления еще замкнуты,
ремонтное, когда тележка находится вне камеры.
Для опробования привила выключателя достаточно поставить тележку в испытательное положение Для ремонта выключателя тележка должна быть полззостыо выдвинута из камеры Необходимо также отсоединить цепи управлешзя сигнализации от релейного отсека, с которым они соединены гибким шлангом и многокоггтактным штепсельным соединением Предусмотрепа блокировка, не допускающая выкатывание гележкгг при включенном выключателе, а также вкатывание ггри включенном заземляющем разъединителе Последний не может быть включен в рабочем положении тележки.
Стационарные комплектные распреде «тельные устройства Основнымзг стационарными типами комплектных распределительных устройств являются камеры типов КСО, они имеют открытое исполнение гг предназначены для одностороннего обслуживания Камеры разделяются гга три отсека В верхнем отсеке камеры открыто размещены сборные шипы гг шпппый разъединитель, в среднем отсеке — выключатель типа ВМГ, или выключатель нагрузки, или предохранители и разъединители, в нижнем — линейный разъединитель, кабальная воронка тг трансформаторы тока типа ТЗ. На фасаде камеры имеются верхняя и нижняя двери.
Выкатные и стационарные комплектные распределительные устройства наружного исполнения (КРУН) Шкафы ввода, отходящих линий, трансформаторов напряжения и разрядников вы-
§ 53 31
ПОДСТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
887
Рнс. 53.14. Ячейка КРУ с выдвижным выключателем: а — фасад, б — поперечный разрез
ходных КРУП состоят из двух основных частей корпуса и тележки Корпус шкафа представляет собой каркасную металлоконструкцию, выполненную из специальных штампованных профилей листовой стали Он разделен металлическими перегородками на пять отсеков сборных шин, тележки, приборов защиты и измерения, трансформаторов тока с кабельным или воздушным вводом и верхних неподвижных разъединяющих контактов. Отсек сборных шин отделен от остальных отсеков шкафа металлическими перегородками и проходными изоляторами, что обеспечивает более высокую степень надежности и локализацию возникших аварий в пределах одного электрического присоединения Они комплектуются выключателями гипаВМП-10К пли ВМП-10П на 600, 1000 и 1500 А.
Стационарные КРУН предназначены для ввода и секционирования в распределительных устройст
вах при нагрузках, превышающих 1500 А Они комплектуются выключал елями МГГ-10-3200
Комплексные трансформаторные подссан-цнн (КТП). Их применяют для приема, распределения и преобразования электрической энергии трехфазного зока частоз oil 50 Гн
По количеству трансформаторов КТП могут быть однотрапсформаторные, двух трансформаторные и грехтрапеформаюрные
По роду установки КТП могут быть
внутренней установки с масляными, сухими или заполненными негорючей жидкостью трансформаторами;
наружной установки (только с масляными трансфер м аторам и).
смешанной установки с расположением РУ высшего напряжения и трансформатора снаружи, а РУ низшего напряжения внутри помещения
В цеховых электроустановках применяются КТП
888
1ПЕКТРОСНА ЕЖЕН HE ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
[Разд 53
Габпипа 53.7 Технические характеристики КТП напряжением 6—10 кВ общею па значения для внутренней установки
Тип	Мощность трансформатора, кВ • А	Тип трансформатора	Комплектующее оборудование	
			Шкафы ВН	Шкафы НН
К ГН 250/6 и 10/0.4	250	ГМФ-250/10	—	—
2КТП 250/6 зз 10/0,4	2x250	ТМФ-250/10	—	—
Kill 400/6 зз 10/0.4	400	ТМФ-400/10	ВВ-1	KPII-5
2 КТП 400/6 и 10/0.4	2x400	ТМФ-400/10	ВВ-1	КР11-5
КТП 630/6 и 10/0,4	630	ТМФ-630/10	В В-4	КРН-6
2KTII 630/6 и 10/0,4	2x630	ГМФ-630/10	В В-4	КР11-6
КТПМ 630/6 и 10/0,4	630	ГМФ-630/10	В В-4	КРН-6
КТП 630	630	TM3-630/10	ВВ-2	КН-2
2КТП 630	2x630	TC3-630/10	ВВ-2; ВВ-3	КН-2, 3,4
КТП 1000	1000	ГМЗ-1000/10	ВВ-2, ВВ-3	КП-2,3.4
2КТ11 1000	2x1000	ТСЗ-1000/10	ВВ-2; ВВ-3	КН-5. 6, КН-17,20
КТПМ 1000	1000	тез-юоо/ю	111ВВ-3	ШНВ-1М, ШНЛ-1М
2КТПМ 1000	2x1000	ТСЗ-1000/10	1I1BB-3	ШНВ-1М, Ш11Л-1М
КТПМ 1600	1600	ТСЗ-1600/10	швв-з	ШНС-1М
2КТПМ 1600	2x1600	ТСЗ-1600/10	ШВВ-З	IIIHB-2M; 1I1HC-2M
КТПУ 630	630	TM3-630/10	ВВП	111П-2М, 111Н-4М
2 К ГНУ 630	2x630	TH3-630/I0	ШВВ-З	11111-5; 1IIH-8
КТПУ 1000	1000	ТМЗ-1000/10	швв-з	ШН-10
2КТГ1У 1000	2x1000	ТНЗ-1000/10	швв-з	ШН-10
К ГПУ 1600	1600	ТМЗ-1600/10	швв-з	ШН-9
2К311У 1600	2x1600	TH3-I600/10	швв-з	ШН-9
КТПМ 1000	1000	ТМЗ, ТНЗ-1000/10	ШВВ-5 с выключателем	ШНВ-1М. ШНВ-2М
2КТ11М ЮОО-6/0,4	2x1000	ГМЗ, ТНЗ-1000/10	ШВВ-5 с выключателем	ШНЛ-1М; ШНЛ-2М
2КТПМ 1000-6/0.69	2x1000	ТМЗ, ТНЗ-1000/10	ВН-11 пли Iлухой	1ПНС-1М, ШНС-2М
КТПМ 1600/10	1600	ТМЗ, ТНЗ-1600/10	ВН-11 или глухой	1IIHB-2M, 1UHB-3M
2КТПМ 1600/10	2x1600	ТМЗ, ТНЗ-1600/10	ВН-11 или глухой	Ш11Л-2М. 1UHC-2M
КГПМ 2500-10/0,4	2500	ТНЗ-2500/10	ШВВ-З	Ш11JI-2K, ШНЛ-ЗК,
2KTI1M 2500-10/0,69	2x2500	ТНЗ-2500/10	ШВВ-З	Ш11С-ЗК, ШНВ-2К
Примечания I Блок ввода высокого напряжения выполняется трех типов ВВ-1 — с глухим присоединением кабеля, ВВ-2 — с присоединением кабеля через разъединитель, ВВ-3 — с присоединением кабеля через разъединитель и предохранитель 2 Буквы М и У в обозначении типов КТП соответственно обозначают модифицированный и унифицированный
впу зренпсн и наружной установки напряжением до 10 кВ включительно мощностью 160— 2500 кВ • А, которые в основном используются для электроснабжения промышленных предприятий КТП эюп группы сосюят пз шкафов ввода на напряжение 10 кВ и РУ до I кВ Для КТП применяют как масляные, так и заполненные негорючей жидкое зыо или сухие трансформаторы специального исполнения с боковыми выводами, для КТП наружной установки — только масляные
специального назначения, перевозимые на салазках, напряжением 6—10 кВ, мощностью 160— 630 кВ • Л, которые выпускаются для электроснаб
жения строительных площадок, рудников, шахт, карьеров
Технические данные полс1анцпй внутренней установки (КТП) приведены в табл 53 7, наружной установки (КТПН) — в забл 53 8
Конструктияное исполнение комплектных трансформаторных подстанций напряжением 6—10 кВ. В целях наибольшего приближения к потребителям рекомендуется примепязь внутренние, встроенные в здание или пристроенные к нему трансформаторные подсганззизз Везроенззые в здание илзз пристроенные трансформаторные подстанции имеют выход из камер с масляными трансфер-
§53.3|
ПОДСТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
889
Таблица 53 8 Комплектные трансформаторные подстанции наружной установки iinia КТНП-72М напряжением 6—10 кВ
Оборудование	КТПН-72М-160	КТПН-72М-250	КТПН-72 М-400
	Мощность трансформатора. кВ • А		
	160	250	400
Разъединитель Привод Ввод	РВЗ-10-400 ПР 10 Кабельный	РВЗ-10-400 ПР-10 Кабельный	РВЗ-10-400 ПР-10 Кабельный
Примечание КТПН поставляются без силовых трансформаторов
маторами и аппаратами высокого напряжения непосредственно наружу Внутрицеховые подстанции могут размешаться на первом ц втором этажах производственных зданий, которые согласно противопожарным требованиям отнесены к категории Г или Д первой или второй степени огнестойкости. Внутрицеховые подстанции размещаются как открыто гак и в отдельных помещениях
Размещение внутрицеховых подстанций в помещениях пыльных п с химически активной средой допускается при условии принятия мер, обеспечивающих надежную работу электрооборудования (см IV-2-1 15 ПУЭ)
В производственных помещениях трансформаторы и РУ могут устанавливаться как открыто, так и в камерах и отдельных помещениях На каждой открыто установленной цеховой подстанции и КТП могут быть применены масляные трансформаторы мощностью до 1600 кВ • А Расстояние в свету между масляными трансформаторами должно быть не менее 10м.
Для внутрицеховых подстанций и КТП с сухими трансформаторами или с негорючим диэлектриком их мощность и расстояние между ними не ограничиваются
КРУ и КТП следует, как правило, размещать в пределах «мертвой зоны» подъемно-транспортных механизмов В цехах с интенсивным движением внутризаводского транспорта КРУ и КТП следует ограждать Ширина прохода (0,6—0,8 м) для управления и ремонта КРУ выкатного типа и КТП должна обеспечивать удобство обслуживания и ремонта
Ввод ог трансформаюра на щит может быть выполнен двумя способами кабелями снизу на вводных панелях, предназначенных для кабельных вводов, шинами сверху с помощью вводных панелей или же непосредственно к сборным шинам через разъединитель, установленный настене
На рис. 53.15 представлена схема комплектной двухтрансформаториой подстанции мощностью 630—1000 кВ • А для внутренней установки с однорядным расположением оборудования. Автоматические выключатели выдвижного исполнения служат
защитно-коммутационной annapaiypofl, каждый ав-юмат закрыт дверью, управление производится рукоятками и ключами, расположенными на дверях шкафов, а для дистанционного управления концы проводов подведены к рейке с зажимами 11рпсоелн-иение вводов высшего напряжение глухое.
На рис. 53 16 приведена компоновка распределительной подстанции, пристроенной к зданию цеха с двумя выходами наружу Часть 1’11, находящаяся в ведении энергоснабжающей орипизапии. отделена перегородкой с дверью, запираемой на замок
Па рис. 53.17 приведена компоновка распределительной подстанции при размещении в отдельном помещении между колоннами внутри здания цеха. На рис 53 18 показана компоновка РП с вы-катпыми КРУ с подводом питания через сисциаль иую шахту и с установкой в специальных ячейках токоограничпваюших реакторов На рис 53 19 показано несколько примеров выполнения PH. некоторые из которых совмещены с трансформаторными подстанциями Компоновки РП иредусма1рпва-ют также возможность размещения в них комплектных конденсаторных установок (ККУ)
Примеры выполнении подстанции 6— 10/0,4—0,66 кВ. Типы выполнения подстанции 6 10/0,4—0,66 кВ достаточно многообразны, по ио-му ниже приведены лишь некоторые из них
Широко применяются компоновки подстанций с установкой трансформаторов открыто возле производственных зданий предприя 1 ия и с размещением распределительных устройств вторичною напряжения внутри этих зданий При лом необходимо соблюдать ряд условий, гак как пожар в трансформаторе может вывести из работы производственный корпус Кроме того, должен предусматриваться проезд шириной не меиее 3 м вдоль всех трансформаторов или пожарный подъезд к каждо му из них
На рис. 53.20 показана цеховая подстанция с открытой установкой трансформатора мощностью 1000 кВ • А возле цеха и с размещением распределительного щита напряжением до 1 кВ непосредственно в цехе.
Рис. 53.1
Рис. 53.15. Комплектная двухтрансформаторная подстанция мощностью 630—1000 кВ • А для внутренней установки с однорядным расположением оборудования:
1 — кабель ВН; 2 — шкаф ввода ВН; 3 — силовой трансформатор; 4 — шкаф ввода НН; 5 — отсек приборов; 6 — шкаф отходящих линий НН; 7 — секционный шкаф НН или шкаф отходящих линий; 8 — шинный короб; 9 — окно для вывода кабеля вверх
890	ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ^	[Разд. 53	§ 53 3]
53
§ 53 3]ПОДСТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ' ПРЕДПРИЯТИЙ 891
Рис. 53.16. План ра нмещения оборудования РП напряжением 10 кВ при двухрядном расположении камер КСО и разделении распредели гельи ой подстанции па части абонента и энергосистемы:
/ — камера пита КСО-272, 2 — мост шинный длиной 3000 мм, 3 — шкаф оперативною тока uiiia И1УО1, 4 блок питания, 5 — ши ток танины, б — ограждение сегчаюе с дверью
Рнс. 53.17. Вариант компоновки распределительной подстанции 10 кВ в отдельном помещении между колоннами в иеху:
/ — шкаф КРУ шириной 900 мм. 2 — шкаф КРУ шириной 1350 мм, 3 — токопровод между шкафами 4 — токе про вод между секциями КРУ
Рис. 53.18. Вариант компоновки РП с выкагиыми КРУ и реакторами с подводом питания через специальную шахту от гибких то ко про видов
]<—ООО»—
Рис. 53.19. Примеры выполнения распределительных подстанций 6—10 кВ:
и — отдельно стоящая РП с камерами КРУ, совмещенная с КТП и ККУ; б — отдельно стоящая РП с камерами КРУ, совмещенная с ККУ; в — отдельно стоящая РП с камерами КСО. совмещенная с КТП и ККУ; 1 камеры КРУ или КСО, 2 - КТП. 3 — ККУ; 4 — аккумуляторы для питания приводов, 5 — вводное устройство силового питания
I. 53
§53 4]ЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ЛО I кН 893
Рис. 53.20. Открытая установка трансформаторов вотле цеха
53.4.	ЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ
Схемы цеховых электрических сетей до I кВ. Основным условием рациональною проектирования сети электроснабжения промышленного объекта является принцип одинаковой надежности питающей линии (со всеми аппаратами) и электро-прпемника технологического ai регата, получающего питание от этой линии. Поэтому нет смысла, например, питать один электродвигатель технологического агрегата по двум взаиморезервируемым линиям. Если технологический агрегат имеет несколько электроприемников, осуществляющих единый, связанный группой машин, технологический процесс и прекращение питания любого из этих электроприемпиков вызывает необходимость прекращения работы всего агрегата, то надежность электроснабжения вполне обеспечивается при питании по магистральной схеме (рис. 53.21). В отдельных случаях, когда требуется высокая степень надежности питания электроприемпиков в непрерывном технологическом процессе, применяется двустороннее питание магистральной линии рис 53.22
Магистральные схемы питания находят широкое применение для питания не только многих элек-троириемников одного технологического агрегата, но большого числа сравнительно мелких приемников, не связанных единым технологическим процессом. К таким потребителям относятся металлорежущие станки в цехах механической обработки
Рис. 53.21. Магистральная схема iiiiiauiiH элск-
тровриемпиков цеха
Рис. 53.22. Магистральная схема цеховой сети
с двусторонним питанием
металлов и другие потребители, распределенные относительно равномерно но площади цеха
Магистральные схемы позволяют отказаться от применения громоздкого и дорогого распределительного устройства или щита В этом случае вот-
894
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
[Разд 53
Индивидуальный электроприемник
Рис. 53.23. Ни। ающие и распределительные липин в цехе
Рис. 53.24. Распределительные магистрали, подключенные непосредственно к типам комплектной трансформаторной нолеlaiiuiiu
можно применение схемы блока трансформатор — магистраль где в качестве питающей линии примс-HHioica токопроводы (шинопроводы), изготовляемые промышленностью Магистральные схемы, выполненные шинопроводами, обеспечивают высокую надежность, гибкость и универсальность цеховых сетей, чго позволяет технологам перемещать оборудование внутри цеха без существенных переделок злек|рнческих сегей
Для шнапия большого числа тлекгроирнемпи-ков сравнительно небольшой мощности, относительно равномерно распределенных ио площади цеха, применяются схемы с двумя видами магистральных линий питающими и распределительными (рнс. 53 23) I liiraioiinie, нлн главные магистрали подключаются к шинам шкафов трансформаторной подстанции, специально сконструированным для магистральных схем Распределительные магистрали, к которым непосредственно подключаются электроприемпики, получают питание ог главных питающих магистралей нлн непосредственно ог шин комплектной трансформаторной подстанции если главные магистрали не используются (рис 53 24)
К главным питающим магистралям подсоединяется возможно меньшее количество индивидуальных электроприемников Это повышает надежность всей системы питания
Следует учитывать недостаток магистральных схем, заключающийся в том, что при повреждении магистрали одновременно отключаются все питающиеся oi нее злск1роприемннки Этот недостаток ощут им при наличии в цехе отдельных крупных по-гребителей, ие связанных единым непрерывным технологическим процессом
Кроме магистральных схем для цеховых сетей применяются также радиальные схемы. Они характеризуются тем, чго ог источника питания, например от КI II. отходят липни, питающие непосредственно мощные элект роирнемники или отдельные
Рис. 53.25. Схема радиального питании электро-приемников цеха
распределительные пункты, от которых самостоятельными линиями питаются более мелкие элек-троприсмиикн (рис 53 25)
Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность питания отдельных потребителей, так как аварии локализуются отключением автоматического выключателя поврежденной липни и не затрагивают другие линии. Все потребители могут потерять питание только при повреждении иа сборных шинах КТП, что маловероятно вследствие достаточно надежной конструкции шкафов них КТП. Сосредоточение на КТП аппаратов управления и защиты отдельных присоединений позволяет легче решать задачи автомат изации в системе распределения электроэнергии на напряжении до I кВ, чем при рассредоточенном расположении аппаратов, что имеет место при магистральной схеме.
Радиальные схемы питающих сетей с распределительными устройствами или щитами следует применять при наличии в цехе нескольких достаточно мощных потребителей, не связанных единым технологическим процессом или удаленных друг от друга настолько, что магистральное питание их нецелесообразно К числу таких потребителей могут быть отнесены электропрпемннки, требующие применения автоматических выключателей па иоми-
§ 53 4]
ЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО / кВ
895
Рис. 53.26. Взаимное резервированне питающих магистралей (M) цеха
Рис. 53.27. Резервирование при радиальном питании iioipeGu >елей цеха
нальный гок 400 А и более с дистанционным управлением
В чистом виде радиальные и магистральные схемы применяются редко I (аибольшее распространение на практике находят смешанные схемы, сочетающие элементы радиальных и магистральных схем В крупных цехах металлургических заводов, в литейных, кузнечных и механосборочных цехах машиностроительных з< видов, на заводах искусственного волокна н других предприятиях всегда имеются и радиальные, п магистральные схемы питания ра)лпчпых групп потребителей
В цехах машиностроительных и металлургических заводов находят применение схемы магистральною питания с взаимным резервированием питания отдельных магистра чей Изображенная на рнс 53 26 схема позволяет вывести в ремонт или ревизию одни из трансформаторов и. используя перегрузочную сиособиос1ь, обеспечить питание нескольких магистралей от одного оставшегося в работе трансформатора Такая схема тпнапия позволяет безболезненно выводить в ремонт нли ревизию один in трансформаторов во время ремонта технологического оборудования
При неравномерной загрузке технологического оборудования в течение суток (например, при пониженной нагрузке в ночные пли ремонтные смены) схемы с взаимным резервированием питания магистралей обеспечивают возможность отключения незагруженных трансформаторов.
Большое значение для повышения надежности питания имеют перемычки между отдельными магистралями или соседними КТП при радиальном питании (рис. 53 27) Такие перемычки, обеспечивая частичное или полное взаимное резервирование, создают удобства для эксплуатации, особенно при проведении ремонтных работ. Проектирование сетей во всех случаях должно выполняться на основе хорошего знания проектировщиком-электриком технологии проектируемого предприятия, степени ответственности отдельных злектроприемников в технологическом процессе.
Большое влияние на принимаемые решения оказывают условия окружающей среды в проекти
руемом цехе Располагать электрооборудование в пожаро- и взрывоопасных или пыльных помещениях следует только в случае острой необходимости, когда другие решения оказываются нерациональными или крайне сложными При этом следует иметь в виду, что в этих неблагоприятных средах, как правило, применяется cneiuia.'ibiio скоишруи-рованное оборудование
В условиях неблагоприяшых сред магишраль-пыс схемы нежелательны, так как при их применении неизбежно комму гашишные аппараты рассре-доючепы по площади цеха и нодверюются воздействию агрессивной среды В таких цехах наибольшее применение находя! радиальные схемы питания, при которых все коммутационные аппараты располагаю|ся в отдельных помещениях, изолированных ог неблагоприятных ai рессивных и взрывоопасных сред
Схемы осветительных сетей. Для светильников общею освещения разрешается применять напряжения не выше 0,38/0,22 кВ переменного тока при заземленной ней!ради, 0,22 кВ при изолированной нейтрали
Для светильников местного стационарного освещения с лампами накаливания должны приме-ня1ься напряжения не выше 0,22 кВ в помещениях без повышенной опасное)и. нс выше 0,04 кВ в помещениях с повышенной опасностью
Для ручных переносных светильников в помещениях с повышенной опасное!ыо должно применяться напряжение не выше 0,042 кВ При особо неблагоприятных условиях, когда опасность поражения током усугубляется теснотой, неудобным положением работающего, соприкосновением с заземленными мешллическимп поверхностями, для ручных светильников должно применяться напряжение не выше 0,012 кВ
Схемы питания сетей освещения здании Питание осветительных установок обычно производят от общих для силовых и осветительных приемников трансформаторов напряжением 0,38/0,22 кВ Область применения самостоятельных освети|ель-иых трансформаторов в сетях промышленных предприятий ограничивается случаями, кшда характер силовой нагрузки (мощные сварочные апла-
896
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
| Разд 53
Рас. 53.28. Схема питания рабочего освещении oi K i ll:
а — одиотраисформаторная КТП; б — двухтраисформаюрная КТП, / — трансформатор; 2 ввотиый автома-1ИЧсскиГ| выключатель. 3 — секционный автоматический выключатель, 4 — линейный авюматический выключатель; 5 — силовой магистральный шинопровод; б — Maiнсгральиый щиток. 7 — iiihi сlaiiiiiin управления;
8 — групповой щиток рабочего освещения
раты, частый пуск мощных электродвигателей с коротко-замкнутым ротором) не позволяет при совместном питании обеспечить требуемое качество напряжения у ламп.
Если силовые приемники пшаются от сети 0,66/0,38 кВ с заземленной нейтралью, то к этой же сети могут быть присоединены светильники, рассчитанные на напряжение 0,38 кВ (газоразрядные лампы). Низание всех остальных осветительных приемников производится От промежуточных трансформаторов 0,66/0,38 — 0,22 кВ или от отдельных трансформаторов 6—10/0,38—0,22 кВ.
Осветительные сети ие совмещаются с силовыми сетями. Наиболее характерные схемы питания осветительных установок приводятся на рис. 53.28— 53.3 I. В качестве аппаратов защиты и управления линиями питающей сети показаны автоматические выключатели (автоматы). I |а щитах подстанций н магистральных щитках (пунктах) могут использоваться предохранители и рубильники.
Питание от одно- и двухтрансформаторных встроенных КТП (см. рис. 53.28). Для питания сетей освещения в большинстве случаев устанавливаются магистральные щитки с автоматами. При устройстве дистанционного управления сетями освещения устанавливаются щиты станций управления с автоматами и магнитными пускателями или контакторами. От магистральных щитков или ЩСУ отходят липин питающей сети к групповым щиткам; магистральный щиток или ЩСУ питается непосредственно о г КТП.
В цехах, где светильники устанавливаются на специальных мостиках, применяется схема питания распределительными шинопроводами типа
Рис. 53.29. Схема питании сети освещения распределительными iiiiiuoiipoBojaMii:
/ — автоматический выключаюль на щите КТП; 2 — выключатель; 3 — распределительный шинопровод;
4 — авюмапический выключатель на шинопроводе
ШОС на токи 250, 400 и 630 А (см рис 53 29). Светильники питаются через автоматы, устанавливаемые на шинопроводах; при этом пропадает необходимость в групповых щитках. Управление освещением производится выключателями, которые при устройстве дистанционного управления освещением заменяются магнитными пускателями и контакторами. Такую схему целесообразно применять в помещениях с нормальными условиями работы
§ 53 4]
ЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО / кВ
897
Рис. 53.30. Схемы вводов в здания:
а — питание светильников непосредственного от вводного ящика /; б — то же от одного группового щитка 2. в — ю же от нескольких щитков 2; г — то же через магистральный щиток 3
среды при значительной суммарной мощности светильников и допустимости одновременного включения общего освещения больших участков
Питание от отдельно стоящих подстанций. Сети освещения зданий, не имеющих встроенных подстанций, питаются кабельными или воздушными линиями от ближайших подстанций. В зданиях со светильниками большой мощности вводится одна пли две линии, а при небольшой мощности светильники питаются одной линией от сети освещения нескольких зданий. На вводе каждой линии в здание
устанавливается вводное устройство (см. рис. 53.30) с автоматами. Для небольших зданий, имеющих несколько светильников, групповые линии, питающие светильники, присоединяются к автомату ввода (см. рис. 53.30, а) При большой мощности сети освещения в здании устанавливается один (см. рис. 53.30, б) или несколько (см. рис 53 30, в) групповых щитков, питаемых одной линией Вслзз одной липин оказывается целое lai очно, па вводе устанавливается магистральный щиток (см рис 53.30, с)
Питание сетей аварийного и эвакуационного освещения. Намечая схему питания аварийного и эвакуационного освещения, необходимо соблюдать требования к надежности их действия Групповые щитки этих видов освещения могут питаться, как и щитки рабочего освещения, отдельными линиями через магистральные щитки от щитов подстанций (см. рис. 53.28), от вводов в здания (см рнс. 53.30) или от силовой сети (см. рис. 53.3 I). Гели в здании расположено несколько одиотраисформаторных подстанций, питаемых от независимых источников низания, аварийное освещение может питаться ио перекрестной схеме. В этом случае рабочее и аварийное освещение каждого участка здания питается от разных подстанций
Конструктивное выполнение цеховых сетей напряжением до I кВ. Цеховые электрические сети напряжением до I кВ выполняют.
кабелями и изолированными проводами, прокладываемыми непосредственно на строительных элементах и элементах технологического оборудования, в коробах, па лотках и в трубах, а также зро-совымп проводами.
комплекзними шинопроводами — магистральными, распределительными зз осветззтетызымзз. устанавливаемыми на опорных конструкззиях зза полу, Стенах, колоннах, фермах и т п ,
Рис. 53.31. Перекрестное питание сети рабочего и аварийного пли эвакуационного освещения:
а — оз магистральных щитков; б — от еззловых магистралей; / — мапзетралызый щиток; 2 — изнюк рабочего освещения; 3 — щиток аварийного (эвакуационного) освещения; 4 — силовая магистраль
гз 'во
898
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
(Разд 53
комплектными троллеями, укрепляемыми на тролленных кронштейнах, и комплектными троллейными шинопроводами, укрепляемыми на специальных конструкциях
Электропроводка должна соответствовать условиям окружающей среды, назначению и ценности сооружений, их конструкции и архитектурным особенностям При выборе вида электропроводки и способа прокладки должны учитываться требования электробезопасности и пожарной безопасности Оболочки и изоляция проводов должны соот-ветс|вовать способу прокладки и условиям окружающей среды
Воздушные линии напряжением до I кВ на промышленных предприятиях используются главным образом в качестве сетей наружного освещения и для питания отдельных маломощных потребителей.
Электропроводки являются распространенным видом сетей внутри зданий и сооружений. Этот вид сетей широко применяется для питания осветительных устройств, для цепей вторичной коммутации, защиты и управления, для питания установок небольшой мощности Электропроводками принято называв. сегн постоянного и переменного тока напряжением до I кВ, выполняемые изолированными проводами, а также небронированными кабелями мелких (до 16 мм2) сечений с резиновой и пластмассовой изоляцией Они могут прокладываться внутри зданий и сооружений, а также по наружным их стенам, ио территории возле зданий
Установочные провода напряжением до I кВ имеют в своп маркировке (табл. 53.9) букву П, стоящую на нервом месте для проводов с медными жилами и на втором для проводов с алюминиевыми жилами (А) Например, марка ПР означает провод с медными жилами в оплетке из хлопчатобумажной ткани, АПР го же, но с алюминиевыми жилами, АПВ провод с алюминиевыми жилами с поливинилхлоридной изоляцией, ПРГН — провод с медными жилами с резиновой изоляцией, гибкий, в негорючей оболочке.
В соответсзвпи с рекомендациями по экономии меди следует применять провода и кабели с алюминиевыми жилами. Провода с медными жилами разрешается применять для вторичных цепей, для силовых н осветительных установок во взрывоопасных помещениях, а также для силовых цепей всех кранов при сечении жилы до 6 мм2
Все тлектропроводки внутри зданий разделяются на от крытые и скрытые
Открьпая электропроводка, те проложенная по поверхностям стен и потолков, по конструкциям сооружений и т.п, имеет много конструктивных исполнений В зависимости о г условий окружающей среды, от требований технической эстетики, от марки н сечений применяемых проводников и т.п
Таблица 53.9 Буквенные обозначения в маркировке проводов
Назначение в конструкции	Вид материала	Буква
Изоляция	Резиновая	р
	Пластмассовая (поливинилхлоридная )	в
	Пластмассовая (самозаi у хающий полиэтилен)	п
	Найритовая (негорючая резина)	н
Оболочка	Резиновая	р
	Пластмассовая (поливнни ix.no-рндная)	в
	Пл ас гм ас со на я (сам оза гу хающий полиэтилен)	п
	Найритовая (негорючая резина)	II
	Хлопчатобумажная пряжа	1
	Стальные оцинкованные проволоки	п
	Лавсановый шелк	л
Примечание Гибкие провода обозначают буквой Г, а плоские — буквой П
способы выполнения тлектроирово тки moi у i в значительной мере отличаться друг от дру|а Из большого количества различных способов открытой электропроводки для промышленных предприятий основными являются прокладка в специальных лотках, в коробах и различных i рубах, а также на тросах. Значительно реже применяется открытая электропроводка внутри помещений па роликах и изоляторах.
Скрытая электропроводка те проложенная в конструктивных элементах зданий стенах и потолках, полах и перекрытиях, фундаментах оборудования и т.п., выполняется в различных iрубах, специальных каналах, образованных в толще бетона
Ко всем видам и исполнениям электропроводок предъявляются определенные требования, обеспечивающие надежную эксплуатацию и безопасность.
Для обеспечения надежной работы электроустановок необходимо выполнять прокладку проводников таким образом, чтобы повреждение в цепях одного агрегата не вызвало остановки других, работающих независимо Поэтому водной грубсили коробе, одном замкну юм канале строительной конструкции или одном лотке запрещается прокладывать цепи разных технологических агрегатов, не связанных единым зехноло! нческим процессом. Из этих же соображений запрещается совместная прокладка взаиморезервирующих цепей, цепей аварийного и рабочего освещения
Большое значение для обеспечения надежной работы электроустановок имеет устойчивость ра
§ 53 4]
ЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО I кВ
899
боты электропроводок в отношении нераспространения огня при повреждениях. Для открытых электропроводок без стальных труб желательно применять провода и кабели только с такими внешними оболочками, которые не поддерживают горение после удаления источника воспламенения. В этом случае, если в электропроводке возникло повреждение и она загорелась, после действия зашиты и отключения поврежденного участка пожар проводки пе будет распространяться и размеры аварии будут ограничены К числу не распространяющих горение относятся оболочки и изоляция из поливинилхлорида и найрита
Важным общим требованием к конструкции электропроводок является обеспечение возможности смены проводов в условиях эксплуатации. Срок службы изоляции проводов и кабелей ограничен. Ион воздействием тепла и света, кислорода воздуха и влаги, а также различных газов, попадающих в атмосферу, изоляции и оболочки проводов и кабелей теряют со временем свои механические и электрические свойства. Замена проводов и кабелей в сети должна производиться без разрушения строительных элементов зданий и сооружений.
В зависимости от условий окружающей среды и качества изоляционных материалов провода приходится менять приблизительно каждые 10—15 лет эксплуатации. В отдельных неблагоприятных условиях такие замены приходится производить значительно чаще.
Наружная электропроводка прокладывается по наружным степам зданий и сооружений, под навесами, а также между зданиями. К наружной электропроводке относится также прокладка изолированных проводов и кабелей мелких сечений на опорах, между отдельными зданиями. Она выполняется обычно одножильными изолированными проводами на изоляторах и в трубах.
В цеховых электрических сетях применяют для прокладки провода марок: АПВ, АПРВ, АТПРВ — непосредственно по несгораемым поверхностям; АГ1Р — на роликах и изоляторах; АПВ, АПРТО, АПРВ, АПР — в пластмассовых трубах и в стальных трубах н металлорукавах, АПВ, АПР, АПРВ —
в коробах и на лотках. Тросовые прокладки выполняют проводами APT
Кабели в неметаллической н металлической оболочках применяются в наружных установках и помещениях всех видов и прокладываются па поверхности стен, потолков, на лотках и в коробах, На тросах.
Кабели в неметаллической оболочке применяются в помещениях всех видов и наружных установках в металлических гибких рукавах, в стальных трубах (за исключением сырых и особо сырых помещений и наружных установок) и в неметаллических трубах и коробах, в замкнутых каналах строительных конструкций
Для стационарных электропроводок должны применяться преимущественно провода и кабели с алюминиевыми жилами
В помещениях и наружных установках с химически активной средой все элементы электропроводок должны быть стойкими но отношению к среде либо защищены от ее воздействия.
В производственных помещениях спуски незащищенных проводов к выключателям, аппаратам, щиткам и т п. должны бьпь защищены от механических воздействий па высоту не менее 1,5 м от уровня пола.
Шинопроводы. Жесткий гокопровод напряжением до 1 кВ заводского изготовления, поставляемый комплектными секциями, называется шинопроводом. Шинопроводы различных серий нтипов комплектуются из отдельных секций различной конфигурации и назначения. Секции могут быть прямые, угловые, гибкие, вводные, ответвительные, компенсационные, переходные, подгоночные. Длины секций унифицированы и кратны 770 мм
Крановые троллеи, троллейные шинопроводы, кабели в лотках и на конструкциях, блоки труб прокладывают на высоте 7—15 м вдоль стены или подкрановой балки. Технические данные шинопроводов приведены в табл 53.10—53.13.
Магистральные шинопроводы преднатначены для питания распределительных шинопроводов и пунктов, отдельных крупных злектроприемников
Таблица 53 10. Технические данные магистральных шинопроводов переменною тока
Показатель	ШЗМ-16	Ш МА-73	11IMA-68II	
Номинальный ток, А	1600	1600	2500	4000
Номинальное напряжение, кВ	0,38/0,22	0,66	0,66	0,66
Электродинамическая стойкость к ударному току КЗ, кА	70	70	70	100
Активное сопротивление на фазу, Ом/км	0.018	0.031	0,027	0.013
Реактивное сопротивление на фазу, Ом/км	0,012	0,017	0,023	0,020
Количество и размеры шип на фазу, мм	2(100x10)	2(90x8)	2(120x10)	2(160x10)
2 Количество н сечение нулевых проводников, мм	—	2x710	2x640	2x640
Максимальное расстояние между точками крепления, мм	6000	6000	3000	3000
900
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
|Разд. 53
Таблица 53.11. Технические данные распределительных шинопроводов переменною гока
11ока кпель	UIPA-73			111РМ-75			11JPA-74
Номинальныи 1ок, А	250	400	630	100	250	W0	630
Номинальное напряжение, кВ	0,38/0,22	0,38/0,22	0,38/0,22	0,38/0,22	0 38/0,22	0,38/0,22	0,38/0,22
Аминное сопротивление па фалу, Ом/км	0,20	0,13	0,085	—	0,15	0,15	0,14
Реактивное сопротивление на фазу, Ом/км	0,10	0,10	0.075	—	0,20	0,20	0,10
Размеры шип на фазу, мм	35x5	50x5	80x5	—	35x5	50x5	80x5
Максимальное расстояние между точками		3000			2000		3000
крепления мм							
Таблица 53.12 Технические данные тролленных шинопроводов переменною юка
1кжазагель	ШТМ-73, Ш ГА-75	ШТМ-75, 1L1TA-75	1111А-76
Номинальный ток, А	250	400	100
Поминальное напряжение, кВ	0,66	0,66	0,036—0,38
Час гота, 1 и	50—60	50—60	17—60
Номинальный юк i о косьем но й каре i к и, А	—	—	17,25
Поминальный юк токосъемной каретки со сборкой за-	25	100	—
жимов, А			
Поминальный юк спаренной токосъем ной каретки, А	—	—	15,4
Поминальный ток спаренной токосъемной каретки со	50	20	—
сборкой зажимов, А			
Электродинамическая стойкость к ударному току КЗ, кА	10	15	5
Число шип, шт	3	3	4
Таблица 53.13. Технические данные осветительных шинопроводов переменного тока
Показатель	ШОС2-25-44	ШОС4-25-44	UJOC-80-43
Номинальный юк, А	25	25	16
Номинальное напряжение, кВ	0,22	0.38/0,22	0,22
Электродинамическая стойкость к ударному току КЗ, кА	3	3	3
Магистральный шинопровод 11IMA предназначен для магис!ральных четырехпроводных электрических сетей в системе с глухозаземленной нейтралью напряжением до 1 кВ. Номинальные токи 1600, 2500, 4000 А.
Магистральные шинопроводы собраны из алюминиевых прямоугольных изолированных шин, расположенных вертикально и зажатых внутри перфорированного кожуха со специальными изоляторами (рис. 53.32).
Число шин в магистральных шинопроводах три, четыре, шесть (три спаренных). Магистральный шинопровод состоит из прямых и угловых секций с поворотом шин на ребро и плоскость, ответвительных вертикальных и горизонтальных (в том числе с автоматами н рубильниками) секций и др. Шины соединяют в основном сваркой при сборке блоков
В шинопроводе ШМА-73 кожух состоит из двух боковин двутаврового сечения и нижних перфорированных стальных крышек. Боковины (из
алюминиевого сплава) используются в качестве нулевого проводника
Шинопровод ШМА-68Н пригоден для использования в четырехпроводных сетях при напряжениях до I кВ. Нулевым проводом в этом шинопроводе является четвертая шина, сечение которой составляет 50 или 100 % сечения фазной шины.
Магистральные шинопроводы прокладываются на вертикальных стойках высотой 3 м. В качестве опорных конструкций применяют также кронштейны и тросовые подвески [3 шинопроводе ШЗМ-16 шипы фаз имеют сплошную изоляцию и плотно сжаты профилированной оболочкой из алюминиевого сплава так, что обеспечивается непрерывное крепление шин по всей длине секции. Оболочка шинопровода сплошная, без отверстий, что делает эту конструкцию закрытой. В качестве нулевого проводника в шинопроводе ШЗМ-16 используется его сплошная алюминиевая оболочка.
Кроме того, выпускают магистральные шинопроводы для агрессивных сред гальванических це-
$ 53.41
ЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО / кВ
901
Рис. 53.32. Магистральный ши и о и ропот IIIM.A-73:
а— прямая секция; б— поперечный paipci; / — фазные шины; 2 — изолятор; 3 — эластичная прокладка.
4 — верхняя крышка; 5 — обойма; 6 — бот; 7 — боковая крышка; 8 -— изоляционная перегородка между шинами; 9 — уголок крепления шинопровода с опорной
конструкцией
I-
е
I-
г-
I-
ie о й
я
I.
л, >е
>-
хов ШМА-Х на токи 2500 и 4000 А и шинопроводы постоянного тока ШМАД н ШМАДК на напряжение 1,2 кВ и юки 1600—6300 А.
Распределительные шинопроводы (рис. 53.33) I1IPA (с алюминиевыми шинами) и ШРМ (с медными шинами) предназначены для передачи и распределения электроэнергии напряжением 0,38/0,22 кВ при возможноеги непосредственного присоединения к ним злектроприемников в системах с глу-хозаземлешюй нейтралью. Номинальные токи IIJPA составляют 250, 400 и 630 А; ШРМ—100 и 250 А. Распредели тельные шинопроводы крепят гак же, как и магистральные: на стойках, кронштейнах. подвесах (рис. 53.34).
Троллейные шинопроводы (рис. 53.35) LLITM (с медными шинами) предназначены для питания нодъемно-транспортных механизмов и переносных электрифицированных инструментов в сетях до I кВ с глухозаземленной нейтралью. Номинальные гоки шинопроводов 100, 200 и 400 А.
Комплектные троллейные шинопроводы ШТА выполняются с троллеями из алюминиевого сплава, поминальный ток шинопроводов 100, 250 и 400 А. Осветительные шинопроводы IJIOC предназначены для групповых четырехпроводных линий в сетях до 1 кВ с нулевым проводником для питания светильников и злектроприемников небольшой мощности. Номинальные токн 25, 63, 100 А.
В качестве проводников используют медные изолированные провода (IIJOC-67). алюминиевые шины, плакированные мелью (ШОС-73А), и медные шины (IUOC-73). Прямые и фигурные секции соединяют между собой четырехполюсным штепсельным разъемом Каждая секция имеет с одной стороны гнезда, а с другой — штыри разъема. На прямых
Рис. 53.33. Распределительные шинопроводы IIIPA:
а — обший вид сскшш ШРА-4.
б — шинопровод 1ПРЛ-73В для вертикальной прокладки; / — шина; 2 — короб; 3 — изолятор. 4 — универсальная секция; 5 — прямая секция; 6 — кронштейн, 7 — ответвительная коробка; 8 — крышка
902
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
[Раи 53
Рис. 53.34. Пример использования отдельных элементов шинопровода IUPA-73:
/ — прямая секция; 2 — секция е изгибом ниш на ребро; 3 — то же на плоскость; 7 — вводная коробка; 5 — ответвительная коробка с автоматом, 6 — то же с предохранителем; 7 — коробка ответвительная с пусковым аппаратом; 8 — коробка с указателем наличия напряжения, 9—II — конструкции для установки н крепления токопровода
Рнс. 53.35. Тролленный шинопровод ШТМ-72:
а — общий вид; п — поперечный разрез; 1 — троллей; 2 — крепления изолятора; 3 — серьга подвески;
4 — изолятор; 5 — короб; 6 — корпус соединительной муфты; 7 — уступ короба
секциях снизу через каждые 500 мм смонтированы соединительные розетки, которые закрыты откидными крышками и служат для подключения светильников втычным контактом Номинальный так штепселя 10 А, Короб каждой секции заземлен с помощью нулевого проводника. Короба на стыке секций крепятся с помощью муфты винтами
Светильники подвешивают к несущим конструкциям или непосредственно к осветительным шинопроводам. При этом общая нагрузка на 1 м шинопровода ШОС-73 при максимальном пролете Зм должна составлять не более 20 кг, а для ШОС-76 при максимальном пролете 2 м — 12 кг На рнс 53.36 показана конструкция шинопровода ШОС.
Расчет токов трехфазного КЗ в сетах и установках напряжением до I кВ. Электроустановки объектов электроснабжения до I кВ обычно получают питание от понижающих трансформаторов с номинальной мощностью 511оы , = 25—2500 кВ  А. Если мощность КЗ системы на стороне высшею напряжения трансформатора S'KC(I<;| > 25 SH0MT> то периодическая составляющая тока КЗ будет неизменной.
В большинстве случаев эго cool ношение выполняется. Если нет, то сопротивление системы на-
§ 53 4]
ЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО I кВ
903
б)
Рнс. 53.36. Осветительный шинопровод ШОС-73:
а — общий вид. б — штепсельное соединение секций. / — прямая секция; 1 — соединительная муфта, 3 — осветительный штепсель, 4 — провод к светильнику, 5 — 1нездо розетки, 6 - изолятор
ходится по значению мощности КЗ на выводах обмотки высшего напряжения понижающего трансформатора
^с-верном) ^КСИСТ’
где (/„„	— номинальное напряжение сети до 1 кВ
ср ним	1
При отсутствии данных о значении S'K С11СТ значение Ус может быть определено по номинальной мощности отключения .S, выключателя, установ-ленного в птпающей сети напряжением выше I кВ
X =(1!	^/S
верном' ном откл
Можно считать, что КЗ в сетях до I кВ питается от системы с неограниченной мощностью, те периодическая составляющая тока трехфазного КЗ неизменна в течение всего времени существования режима КЗ
.(3) _ (3)
'п( 7к
При расчетах токов КЗ в установках напряжением до 1 кВ необходимо учитывать активные и индуктивные сопротивления проводов, кабелей и шин (длиной 10—15 м и более), токовых катушек расцепителей автоматических выключателей; пер
вичных обмоток многовпгковы.х трансформа!оров тока; переходных контактов аппаратов
Расчетную точку трехфашою КЗ до I кВ выбирают непосредственно за автоматическим выключателем трансформатора Расчетная точка однофазного КЗ до I кВ — конечная точка шинопровода защищаемого выключателем трансформатора. Расчет параметров цепи и токов КЗ в установках напряжением до I кВ ведется в именованных единицах.
Сопротивления элементов пени трехфазного КЗ в установках напряжением до I кВ, мОм
в силовых трансформаюрах
(и /ЮОШ2	&PJJ1
номт	С^номт)
Ат = J(Z7)2-(/?t)2 ,
токопровода (шин) от трансформатора к автоматическому выключателю (ориентировочно) К =0 5 X =2 25
В табл. 53.14—53.16 приведены ориентировочные значения сопротивлений Ха, /?а катушек расцепителей максимального тока автоматческих вы-
904
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
[Разд. 53
Таблица 53 14 Ориентировочные значения сопротивлений катушек расцепителей максимального тока автоматических выключателей напряжением до I кВ
Сопротивление	Номинальный ток расцепителя, А				
	100	140	200	400	600
Ла, мОм	0,86	0.55	0.28	0.10	0.094
Ra (при 65 °C), мОм	1,8	0,74	0.36	0,15	0,12
Таблица 53.15. Ориентировочные значения активных переходных сопротивлении контактов RK аппаратов, мОм
Аппарат	Номинальный ток аппарата, А						
	50	100	200	400	600	10 000	16 000
Автомат	1,3	0,75	0,6	0,4	0,25	—-	—
Рубильник	—	0,5	0,4	0,2	0,15	0,08	—
Ратъединитель	—	___	—	0,2	0,15	0,08	0,02
Таблица 53 17. Токи трехфатого КЗ кА, в пенях напряжением 0,38 кВ при КЗ за трансформатором (длина кабеля Ом) н на расстоянии 50 м
Поминальная мощность трансформатора, кВ • А	Длина кабеля, м			
	0	50		
		Площадь сечения алюминиевой жилы кабеля, мм2		
		150	95	50
400	9,8	7,3	6,7	5
630	15	10	8,2	5,6
1000	22,5	12	9,3	6
1600	34,3	14.8	II	7
2500	48	15.5	Н,5	7,1
Ударный гок трехфазпого КЗ от системы
Таблица 53.16. Сопротивления первичных обмоток трансформаторов гока (класса точности I)
Сопротивление	Ко )ффиииеит трансформации трансформаторов тока					
	100/5	150/5	200/5	300/5	400/5	500/5
\’т (, мОм	2.7	1.2	0,67	0.3	0,17	0.07
/?т г мОм	1,7	0.75	0.42	0.2	0,17	0,05
ключателен, активных переходных сопротивлений контактов /?к, первичных сопротивлений А"тт, /?гт обмоток трансформаторов тока класса точности I.
Суммарные сопротивления цепи трехфазпого КЗ за автоматическим выключателем трансформатора:
z(3)
J(/?‘3))2 + g43’)2
= Лт + Лш + Ла + /гк + «т.т;
ЛГ = Хс+%т + Хш + Ха + Атт.
Если требуется определить ток КЗ в какой-либо другой точке сети напряжением до I кВ, то в суммарное сопротивление следует включить сопротивление кабелей и шинопроводов до данной точки КЗ.
Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ без учета влияния непосредственно присоединенных асинхронных двигателей
<3,= <4р.вом/('М3))-
где A'v с — ударный коэффициент При КЗ на магистральных шинопроводах, удаленных более чем на 100 м от трансформатора, к^ принимается равным единице.
Токи КЗ от асинхронных двигателей, присоединенных непосредственно к месту КЗ, учитываются только при определении ударного тока КЗ:
Е'уд =6-5 Е'вомд 
где £/номд —суммарный номинальный ток одновременно работающих двигателей,
/воМд =	/’воМд/('^,/г1С05<Р);
/’ном д> П- cos <р — номинальные мощность, КПД, коэффициент мощности двигателя.
Суммарный ударный ток
(3)	(3) „ .
'у Г - 'ус + £'у.л-
Для проверки правильности выполнения расчетов значений периодической составляющей тока трехфазпого КЗ в табл. 53.17 приведены значения
при трехфазном КЗ непосредственно за аппа-
ратом напряжением 0,38 кВ трансформатора КТП и при трехфазпом КЗ иа расстоянии 50 м от КТП в кабельной линии с различными сечениями алюминиевых жил.
Расчет токов однофазною КЗ в конечной точке шинопровода напряжением 0,38 кВ. Расчетная точка однофазного КЗ до I кВ — конечная точка шинопровода, защищаемого данным выключателем, поскольку для выбора уставок тока срабатывания расцепителя автоматического выключателя на головном участке шинопровода необходимо
§53.5{
КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
905
Таблица 53.18. Формулы для расчета сопротивления элементов и цени при однофазном
КЗ в конечной ючке шинопровода
Элемент	Активное сопротивление	Реактивное сопротивление
Грансформа-rop(Y/Y„)	Л*1) = (12—18)Я1Т	Л^1) = (7—8)Л |т
Трансформатор (A/YH)	4‘! = зя|т	4’ = ^
4ci ырехжиль-ные кабели	о(П эо лкаб~ JKlKa6	лкаб	'1каб
Шины	4!’ = 3/г1Ш	
Шииопрово-дз.з IUMA	я(|) -V? ЛН1МА ~->кШ1МА	л 1JUMA ~4Л 1LL1MA
Автомашче-	Яа|) = зл1а	4)=4А'1а
скис выключи-		
гели		
Конзакгы	41)=з/г1к	—
определить наименьший возможный в данной сети ток однофазного КЗ. Порядок расчеза:
I) составляем схему замещения цепи однофазного КЗ. в которую входят сопротивление фазною провода, переходное сопротивленце в месте КЗ, сопротивление обратного (или четвертого! провода с подключенными параллельно ему заземляющими проводниками и сопротивление растеканию заземления нейтрали питающего трансформатора,
2)определяем активные и реактивные сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательности элементов: /?|, Xt, R2, Х2, Rq, А'о;
3)	определяем сопротивления элементов и пени при однофазном КЗ в конечной точке шинопровода по формулам габл. 53 18
Суммарные активные и реактивные сопротивления цени однофазного КЗ в конечной точке шинопровода:
«(!)_ п(1).„И). „(1) , nd) .nd)
- Rr + Яш + «а + RK + /<шмл
л') _ vd) an ui> ап
Aj. - +ХШ +Xa +лШМд.
4)	рассчитаем значение периодической составляющей тока однофазною КЗ.
13 сетях с глухозаземленной нейтралью (в частности, в сетях 0,38/0,22 кВ) ток однофазного КЗ определяется по формулам:
4” = '^ЦзоМ/41);
4" =	(.4"Л
4‘' = 4>*4|’.4|г
,41) _ ,41) VO) ,41)
ЛХ “ ЛЕ1 + ЛЕ2 + лХ0 >
где 4?. 4?. 4*2 • 44 4о -соответ-
ственно активные и реактивные сопротивления прямой, обраюой и нулевой зюследовазельззостсй петли фаза - нуль
53	.5. КАЧЕСТВО ЭЛЕК Г1’О Л1Е1Ч 1111 В СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
Характеристики показателей качества злекзро-знергии (ПКЭ) приведены в разд 39 Здесь рассмотрим способы их вычисления, уеззизовлеипые ГОСТ 13100—97 и применяемые в современных средствах измерения I1КЭ
Способы вычисления ПКЭ приводязея ниже
I Отклонение напряжения 6Ц, % (рис 53.37)
п - U
&иу= у  ном 100. ном
где (/у — действительное значение напряжения. В или кВ; Сном — номинальное значение напряжения, В или кВ
Вычисляют значения усредненного напряженззя С,, как результат N наблюдений ззаззряжеииз'з основной частозы Ц|), или основной частоты и прямой последовательности	за интервал
времензз I мин.
Число наблюдений за I мин должно бы з з. не менее 18.
2.	Колебания папряжеззия (см рззе. 53.37 зз 53 38) характеризузогся слелузоизнмзз показателямзз
Рнс. 53.37. Отклонения и колебания напряжения
906
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
[Разд 53
Рис. 53.38. Колебания пяприженпя произвольной формы (л) и в форме меандра (о)
Рис. 53.39. Несниусоидальность напряжения
где РХ1к — кратковременная доза фликера на к-м интервале времени TSl в течение периода наблюдения Т1 = 10 мин.
3.	Несниусоидальность напряжения (рис. 53.39) характеризуется следующими показателями.
коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения К if,
коэффициентом л-й гармонической составляющей напряжения
Вычисляют значение коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения Кц %, по формуле
размахом изменения напряжения 61/,.
дозой фликера — длительной P[t и кратковременной 7’s-,.
Размах изменения напряжения, %,
U - f \ I 5(7, = —  ' - 100, ном
где Ur Ul , । — значения следующих один за другим зкетремумов или экстремума и горизонтального участка огибающей среднеквадратических значений напряжения 1/скв основной частоты, определенных на каждом полупериоде основной частоты, В или кВ
Частоту повторения изменений напряжения при периодических колебаниях напряжения вычисляют по формуле, с '.мин'1,
FSU, = т/Т,
где m — число изменений напряжения за времени Т; Т — интервал времени измерения, принимаемый равным 10 мин.
Кратковременную и длительную дозу фликера Р определяют с помощью фликерметра. Длительную дозу фликера Plt вычисляют за интервал времени 7}, равный 2 ч, по формуле
ГП2 3
, = 3 74 X «ш) -< ,zk=i
= ----------- 100 
С( I )i
где п — номер гармоники; Ц,,), — действующее значение л-й гармонической составляющей, В или кВ; 77(|), — действующее значение междуфазного (фазного) напряжения основноСт частоты для /-го наблюдения, В или кВ.
Вычисляют значение коэффициента искажения синусоидальности Кц в процентах как результат усреднения N наблюдений 7/(л на интервале времени равном 3 с
Число наблюдений N должно быть ие менее девяти.
Вычисляют значение коэффициента л-й гармонической составляющей напряжения К(/^пу, %, как результат 7-го наблюдения по формуле

100
Вычисляют значение коэффициента л-й гармонической составляющей напряжения %, как результат усреднения наблюдений в интервале времени, равном 3 с, по формуле
§ 53.5]
КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕР 1'11 И В СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
907
^Ч(п} ~ J X /л'-
э I = 1
Число наблюдений N должно быть не менее девяти
4	Несим.мстрня напряжений характеризуется следующими двумя показателями'
ко зффишзептом несимметрии напряжения обратной последовательности К-,/;',
коэффициентом несимметрии напряжения нулевой последовательности КОц.
Вычисление коэффициента несимметрии напряжения обратной последовательности как результат /-го наблюдения производится по формуле
Рнс. 53.40. Дли 1слыюсть провала напряжения
_ ^2(1)/
2,/'"
100,
где ^ 2(1)/ —действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений в i-м наблюдении, В или кВ, Ц(|), — действующее значение напряжения прямой последовательности основной частоты в /-.м наблюдении, В или кВ.
Вычисляют значение коэффициента неепммет-рии напряжения обратной! последовательности Кц/, %, как результат усреднения N наблюдений в интервале времени, равном 3 с, по формуле
Число наблюдений N > 9
Вычисление коэффициента несимметрии напряжения нулевой последовательности Кру,, %, как результат /-го наблюдения производят по формуле
^1(1)/
где (^0(1), — действующее значение напряжения нулевой последовательности основной частоты трех-фазиой системы напряжений в i-м наблюдении, В или кВ, Цц), — действующее значение междуфаз-ного напряжения прямой последовательности основной частоты, В или кВ
Вычисляют значение коэффициента несимметрии напряжения пулевой последовательности Кщ/, %, как результат усреднения N наблюдений по формуле
Кри - / X KouJN
Ч<=1
Число наблюдений N должно быть не менее девяти.
Рис. 53.41. Параметры импульсного напряжения (Uа — амплитудное значение напряжения)
5.	Измерение длительности провала напряжения Л/п, с (рис. 53.40 и 53.41), осущест вляют следующим образом: фиксируют начальный момент времени /н резкого спада (длительное i ыо менее 10 мс) огибающей среднеквадратических значений напряжения, определенных иа каждом иолупериоде основной частоты, ниже уровня 0,9Ц1ОМ, фиксируют конечный момент времени /к восстановления средпеквадрати-ческого значения напряжения до 0,97/НОЫ; вычисляют длительность провала напряжения, с,
Д'п = 'к-'н
908
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
[Разд. 53
Вычисляют глубину провала напряжения, %,
8{/п = —	100,
^'иом
где I'1Ш1 - минимальное из всех измеренных сред-исквадратпческпх значений напряжения, В или кВ.
6	Импульс напряжения характеризуется импульсным напряжением 1/имп. В или кВ (рис. 53.41). которое измеряют как максимальное значение напряжения при резком ею изменении (длительность фронта импульса не более 5 мс)
Дли1СЛЫ1ОС1Ь импульса напряжения но уровню 0,5 его амплитуды, Л'им„о 5, мкс или мс, (см рис 53 41) вычисляют по формуле
Л/имп0,5 = 'к0,5 ‘ /и0,5
где / 0 5 и /н() 5 — моменты времени, соответствующие пересечению кривой импульса напряжения торшон галыюй линией, проведенной на половине амплитуды импульса, мкс или мс
7.	Измерение коэффициента временного перенапряжения Л^пер„(рис 53 42), относ, сд осуществляют следующим образом: измеряют амплитуд-пос значение перенапряжения Г'а на каждом полу-нсриодс основной часюты при резком (длительность фронта до 5 мс) превышении уровня напряжения, равного I.I^/2(7HOM. определяют максимальное из измеренных амплитудных значений напряжения Ua nlav С целью исключения влияния коммутационною импульса на значение ^определение t/a |1]ах осуществляют через 0.04 с от момента превышения напряжением уровня, равного
Рис. 53.42. Временное переиаирижеиие и провал напряжения
Вычисляют коэффициент временного перенапряжения по формуле
,,	max
Длительность временного перенапряжения A/nepf/. с, определяют следующим образом: фиксируют момент времени )(| [1ср превышения действующим значением напряжения уровня, равного I, I Ц1ОМ, и момент времени 1К пер спада напряжения до уровня I, I (/ном Вычисляют Д/||ср(/, с, по формуле
А^пер(/ 'к пер-'н пср-
S. Значение отклонения частоты t±f, Гц, вычисляют по формуле
Л/ -./у —/ном’
где f — усредненное значение частоты как результат усреднения данных N наблюдений/^ па интервала /
ле времени, равном 20 с; /v = £ // ; Должно /= I
быть не менее 15;	— поминальное значение
частоты, Гц.
Нормы качества элекз роэпертии. Минимальный интервал времени измерений показателей качества электроэнергии равен 24 ч. Рекомендуемая общая продолжительность измерений составляет 7 сут. Нормы установлены для двух уровней — нормально допустимые и предельно допустимые значения:
I.	Отклонения напряжения. I (ормалыю допустимые и предельно допустимые значения NJy на выводах приемников электрической энергии равны соответственно ± 5 и ± 10 % от поминального напряжения электрической сети.
2.	Колебания напряжения Предельно допустимые значения размаха изменений напряжения Щ в точках общего присоединения к электрическим сетям при колебаниях напряжения, огибающая которых имеет форму меапдра(см рис. 53 38),взави-симости от частшы повторения Fg(, изменений напряжения пли интервала между изменениями напряжения Л/ , | | равны значениям, определяемым по кривой / (см. рис. 52.12), а для потребителей электроэнергии, располагающих лампами накаливания, в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение, равны значениям, определяемым по кривой 2 рис. 52.12.
Предельно допустимое значение суммы установившегося отклонения напряжения 8<7у и размаха изменений напряжения 5Ц в точках присоединения к электрическим сетям напряжением 0,38 кВ равно ± 10 % от номинального напряжения.
§53.5|
КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
909
Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера /\, при колебаниях напряжения с формой, отличающейся о г меандра, равно 1,38. а для длительной дозы фликера Рц при тех же колебаниях напряжения равно единице.
Кратковременную дозу фликера определяют в интервале времени наблюдения, равном 10 мин. Длительную доэу фликера определяют в интервале времени наблюдения, равном 2 ч.
3	Несинусоидальность напряжения. Нормально допустимые и предельно допустимые значения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения в точках общего присоединения к электрическим сетям с разными номинальными напряжениями приведены в табл. 53.19.
Нормально допустимые значения коэффициента л-й гармонической составляющей напряжения в точках общего присоединения к электрическим сетям с разными номинальными напряжениями 77НОМ приведены в табл. 53.20.
Предельно допустимое значение коэффициента и-й гармонической составляющей напряжения вычисляют по формуле
^Г/(л)вред — 1’5^(/(я)норм’
где ^//(П)1!орм — нормально допустимое значение коэффициента л-й гармонической составляющей напряжения, определяемое по табл 53 20.
4.	Несимметрия напряжений. Нормально допустимое и предельно допустимое значения коэффициента несим.метрнн напряжений обратной последовательности в точках общего присоединения к электрическим сетям равны 2 и 4 % соответственно
Нормально допустимое и предельно допустимое значения коэффициента несимметрии напря женин нулевой после'ювательносгн в точках обще го присоединения к четырехпроводным электрическим сетям с номинальным напряжением 0,38 кВ равны 2 и 4 % соответственно.
5.	Провал напряжения. Предельно допустимое значение длительности провала напряжения в электрических сетях напряжением до 20 кВ включитель-но равно 30 с Длительность авгоматнчески устраняемого провала напряжения в любой точке присоединения к электрическим сетям определяется выдержками времени релейной защиты и авгомагикп.
6.	Импульс напряжения и временное перенапряжение. Эти показатели ограничиваются после специальных исследований.
Значения коэффициента временного перенапряжения в ючке присоединения электрической сети общего назначения в зависимости от дтшель-цости временных перенапряжений не превышают значений, указанных в табл 53 21
Таблица 53 19 Значения коэффициента искажении синусоидальности кривой напряжения, %
i 1ормально допустимое шачение при (/ном, кВ				Предельно донустмое значение при t/ll0M. кВ			
0,38	6—20	35	110—330	0,38	6—20	35	110—330
8	5	4	2	12	8	6	3
Таблица 53.20. Значения коэффициента л-й гармонической составляющей напряжения
п	Нечетные гармоники, не кратные трем, %, при Цюм- кВ				п	Нечетные  армоники. не краг-ные трем*. %, при 6/ном, кВ				п	Четные гармоники, "о, «Р» Ц.им- кВ			
	0,38	6—20	35	110—330		0,38	6—20	35	110—330		0,38	6—20	35	110—330
5	6.0	4.0	3.0	1,5	3	5.0	3,0	3.0	1.5	2	2.0	1.5	1,0	0,5
7	5,0	3,0	2,5	1,0	9	1,5	1,0	1,0	0,4	4	1,0	0,7	0,5	0,3
11	3,5	2,0	2,0	1,0	15	0,3	0,3	0.3	0,2	6	0,5	0,3	0,3	0,2
13	3,0	2,0	1,5	0,7	21	0,2	0,2	0.2	0,2	8	0 5	0,3	0,3	0,2
17	2,0	1.5	1,0	0,5	>21	0.2	0,2	0,2	0,2	10	0,5	0,3	0,3	0,2
19	1,5	1,0	1,0	0,4	—	—	—	—	—	12	0,2	0,2	0.2	0.2
23	1,5	1,0	1,0	0,4	—	—	—	—	—	> 12	0,2	0,2	0,2	0,2
25	1,5	1.0	1,0	0,4	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—
>25	0,2 + + 1,3-25/л	0.2 + + 1,3-25/л	0.2 + + 1.3-25/л	0.2 + + 1,3-25/л	—	—	—	—	—	—	—	—		—
* Нормально допустимые значения, приведенные для п = 3 и 9, относятся к одпофашым элскцэпчееким сетям В трехфазных гре.хнроводных электрических сеэях эти значения принимают вдвое меньше, чем при веденные в таблице.
910
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
|Разд 53
Таблица 53.21 Значения коэффициента временного перенапряжения
Длительность временного перенапряжения A/nepf/, с	До 1	До 20	До 60
Коэффициент временною ое-ренапряжеппя А.'пер(/, отп ед	1,47	1,31	1,15
При обрыве нулевого проводника в грехфазных электрических сетях напряжением до 1 кВ, работающих с глухозаземленной нейтралью, возникают временные перенапряжения между фазой и землей Уровень таких перенапряжений при значительной несимметрии фазных нагрузок может достигать значений междуфазного напряжения, а длительность — нескольких часов.
7	Отклонение частоты. Значения нормально допустимого и предельно допустимого отклонения частоты равны ±0,2 и ±0,4 Гц соответственно.
Значения погрешности измерений показателей качества электроэнергии должны находиться в интервале, ограниченном предельно допускаемыми значениями, указанными в табл. 53.22
Способы и средства улучшении качества электроэнергии. Соответствие показателей качества электроэнергии требованиям ГОСТ 13109—97 достигается схемными решениями или применени
ем специальных технических средств Выбор варианта требует технико-экономического обоснования При этом постановка задачи сводится не к минимизации ущерба, а к выполнению требований ГОСТ.
Для улучшения всех ПКЭ целесообразно подключение злектроприемников с усложненными режимами работ в точках системы электроснабжения с наибольшим значением мощности КЗ При выборе схемы электроснабжения предприятия требуется рациональное применение средств шраничения токов КЗ, так как существует оптимальный уровень токов КЗ с учетом задачи повышения качества электроэнергии в системе электроснабжения
Более широкие возможности применения схем электроснабжения, повышающих качество электроэнергии в системах электроснабжения пром-предприятий, создаются путем рационального секционирования. На рис 53.43 и 53.44 показаны такие схемы с выделением вентильных приводов на отдельные секции 1 ПИ совместно с синхронными двигателями для компенсации реактивной мощности, а «спокойная нагрузка» подключена к другим секциям ГПП
Наиболее широкое применение, особенно для предприятий средней мощности, находят схемы с расщепленными обмотками трансформаторов ГПП или со сдвоенными реакторами В сдвоенном
Таблица 53 22. Погрешность измерения показателей качества электроэнергии
Показатель качества электроэнергии	Нормы качества электроэнергии		Пределы допустимых погрешностей измерения	
	нормально допустим ые	предельно допустимые	абсолютной	относительной
Установившееся отклонение напряжения 8t/y, %	±5	±10	±0,5	—
Размах изменения напряжения, 8Ц, %	—	Кривые 1 и 2 на рис 52 12	—	±8
Доза фликера, оти ед				
кратковременная Р„	—	1,38; 1,0	—	+5
длительная Р/,	—	1,0, 0,74	—	±5
Коэффициент искажения синусоидальности напряжения %	По табл. 53.19	11о табл. 53 19	—	±10
Коэффициент л-й гармонической составляющей	По табл 53 20	По табл. 53 20	±0,05	±5
напряжения	%			ПР"^/(Л)< 10	"1’4 Кця)> 1,0
Коэффициент несимметрии напряжения обратной последовательности К2ц, %	2	4	±0,3	—
Коэффициент несимметрии напряжения нулевой последовательности	%	2	4	±0,5	—
Отклонение частоты ДА Гц	±0.2	±0,4	±0.03	—
Длительность провала напряжения Д/п, с	__	30	±0,01	—
Импульсное напряжение (7ИМ11, кВ	—	—	—	+ 10
Коэффициент временною перенапряжения л'пер(/- °™ ел-	—	—	—	±10
§ 53 5]
КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
911
Рнс. 53.43. Схема электроснабжении п ромы шлеп но го пред при-Я1ия с выделением вентильных приводов на отдельные секции пин совместно с синхронными электродвн гятел ям н
Рнс. 53.44. Схема электроснабжения с выделением привода блюминга на отдельный трансформатор
912
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
[Разд 53
Рнс. 53.45. Схема с разделением низании «спокойной пат ручки» п дуговых еталенлавплытых печей с помощью сдвоенного реактора
реакторе падение напряжения в каждой секции обмотки составляет (рнс 53 45)
8^=/обм-'/-0,5,
те /обм ток в секциях обмотки реактора. Х1 — индуктивное conpoiпиление обмотки реактора
В трансформаторах с расщепленными обмоз ками также создается взаимная магнитная связь между ветвями обмотки, через которую колебания нагрузки па одной секции вызывают колебания напряжения па друюй секции в соотношении 6(74 = 6(/^~-^.
+ расщ
где Арасщ ко тффпциепт расщепления Для существующих конструкций 1рехфазпых трансформаторов с (/ном = 10—220 кВ с расщепленной обмоткой низкого напряжения при отсутствии магнитной связи между ними, г е когда ветви обмоток низкого напряжения размещены одна над другой на стержне трансформатора, можно принять АГрасщ = 3,5
Рассмотрим последовательно возможности улучшения каждою показателя качества электроэнергии в тлектрпчсски.х сетях
Отклонения напряжения можно снизить, воздействуя на сеть
изменением параметров сети выбором схемы, конструктивным исполнением сею (токопроводы воздушные, кабельные линии), применением различных схем распределительных пунктов, реактированием, последовательным включением индуктивности и емкости,
получением добавок напряжения за счет применения компенсации реактивной мощности и изменения коэффициентов трансформации трансформаторов
I (еитрализованное регулирование напряжения позволяет изменить уровень напряжения па шипах Петров питания (ТЭЦ, ГПП, 1 1’11) и осуществляется как в энергосистеме, так п иа промышленном предприятии Средства местного регулирования напряжения устанавливаются в распредс тигельных и цеховых сетях промышленных предприятий
Организация системы электроснабжения промышленного предприятия одновременно оказывается способом снижения отклонений напряжения у потребителей электроэнергии Гак, при установке ГПП вблизи Петра электрических нагрузок сокращается про1яжеппость распределительных сетей, разукрупнение цеховых грапсформаюрных подстанций, сокращается протяженность цеховых сетей напряжением 0,4 кВ, в которых поiери напряжения особенно ощу т имы
К схемным решениям, позволяющим снизить отклонения напряжения, относятся применение параллельной работы трансформаторов ГПП, устройство перемычек между трансформаторами цеховых ТП, создающих возможное>ь при снижении нагрузок (в нерабочую смену, праз тничныс. выходные дни. в летний период) отключить часть трансформаторов для ограничения верхнего предела напряжения на выводах электропрпемпика
Применение устройств продольной компенсации реактивной мощности сокращает потери напряжения, что особенно заметно при использовании гокопроводов для передачи больших мощностей Так, токопровод из алюминиевой трубы диаметром 210 мм при токе 3400 А и cos <р = 0,95 при напряжении U - 6 кВ имеет предельную длину 1,1 км; при (7 = 10 кВ — 1.9 км Потери напряжения в гокопроводе составляют 6 % 11римснив устройство продольной компенсации суммарной мощностью 8700 квар, получим добавку напряжения 5,7 %. Это позволит увеличить допустимую длину токопровода в 2 раза.
На промышленных продираяптях эффективным средством pei улировапия напряжения является использование трансформаторов с регулированием под нагрузкой (РПП) Оснащение трансфор-маюров устройством РПП пе подлежит технике-
53	§ 53 5]КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ 913
мы, ды, эаз-ти-УК-
ри-из-
нс-
1ИЯ iax ет-ом 1ИЯ lb-ш.
го-ш-ия »в-
о-е-►IX
IX я-
гь te т-е-
1И I-
1-
экоиомпческому ооосновацию, так как является наиболее дешевым средством
Для осуществления автоматического управления регулятором напряжения используется система ат ом этического регулирования. выполненная па базе устройства АР Г-ПТ которое осуществляет переключении ответвлений регулятора
Па линиях с однородными нагрузками рекомендуется установка местных средств регулирования — пшенных регуляторов (ЯР), которые выполняю! ся иа базе регулировочных трансформаторов (авюграпсформаюров) Кроме того, ЛР можно использовать для расширения диапазона регулирования при реконструкции подстанции (с грапсформа-горами с переключениями ответвлении без возбуждения (ПБВ)) По трансформаторы с РИП дешевле, чем трансформаторы с 11ЫЗ и линейными регуляторами полому последнее решение можно рекомендовать только при реконструкции действующих предприятии.
Принципиальная схема централизованного ре-1 у .пирования представлена на рис 53 46
В случаях, когда необходимо регулировать напряжение в распределительных и цеховых сетях, шпаюших шектроемких потребителей с нестабиль-
Рис. 53.46. Принципиальная схема централизованною регулирования:
13ДТ — волы одоба вечный трапсформаюр. АТ — регулируемый под iiai ружон автотрансформатор. II переключатель режима работы автотраисформагора.
— напряжение тлектрической сет до ючкн подключения ЛР
иым режимом paooibi, целесообразно использовать ЛР как средства местного регулирования Технические данные линейных регулировочных автотрансформаторов напряжением 6—35 кВ приведены в табл 53.23, 53 24. Пределы регулирования ЛР для авгогрансформаюров ЛТМ напряжением 6—10 кВ
Таблица 53 23 Технические данные линейных pci улнровочпых авютраисформа юров типов Л ТМ и ЛТД 11
lull	Номинальная мощность. МВ-А	11апря-же пне. кВ	Потери, кВт, при различных колебаниях напряжения				/х,%		"к-%	Масса. 1
			Д/\, кВ|		Д/’к, к В г		НОМ	^НОМ ±15%		
			Ц,ом-15%	"ном+'5 %	"ном-'5%	Ц.ом+15%				
ЛТМ	16	6.6	—	—	—	—	—	—	10,6	25,7
	16	11	3,5	10	20	35	0,35	0.87	10,7	25,7
лтдн	40	6,6	—	—	—	—	—	—	10,6	36.1
	40	11	7	20	38	0,44	0.44	0.62	10,7	36,1
	63	38,5	12	28	60	0,37	0.37	0,55	—	47,3
	100	38,5	6	43	75	0,21	0.21	0,62	—	67,6
Таблица 53 24 Технические данные регулировочных автотрансформа торов типа Л ТМ
1-	Мощность,	Напряже-	Включение реплнро-	11отери, кВ 1		/ %	"к-4	Масса, т
	кВ-Л	пис, кВ	войной обмотки					
У				Д/\. kBi	Л/'к, кВт			
я	1600	10	Согласное	1,0	8.8	1,85	0	—
-			Встречное	1.7	8.2	1.25	4	7.9
-		6	ConiacHoe	1.0	8,5	1.25	0	—
I			Beiречное	1.7	8,1	1.26	3.8	7,9
/	4000	10	Согласное	1.8	16,5	3.0	0	—
			Вс гречнос	2.8	15.5	1.0	3,8	10
		6	Согласное	2.0	14.5	1,0	0	—
			Встречное	3,2	13.5	1,0	3,2	10
	6800	10	Со;ласное	2.8	22,2	0,75	0	—
			Встречное	4.7	20.5	0.75	8.4	12.5
36—760
914
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫ X ПРЕДПРИЯТИЙ
(Разд 53
Рис. 53.47. Примеры схем ИРМ
± 8—1,2 %, для для автотрансформаторов ЛТДН напряжением 6—35 кВ ±10—1,5 %
Экономичным средством местного регулирования напряжения являются батареи конденсаторов, снабженные необходимыми коммутирующими н регулирующими аппаратами
Число секций батарей конденсаторов, необходимых для регулирования напряжения, определяется графиками активной и реактивной мощности Предел одной ступени регулирования должен составлять 1—2 % номинального напряжения сети. Мощность батареи О, необходимая для компенсации относительного отклонения напряжения ДО/ определяется выражением, % 0/ном
Рис. 53.48. Схема устройства ИРМ МЭИ
10А^<>м X
где ('ном — междуфазное напряжение кВ. X— реактивное сопротивление сети от данной точки до источника. Ом
Выпускаются комплектные конденсаторные установки, оснащенные электронными регуляторами типа ВАКО (выключатель автоматический конденсаторный) на транзисторах с регулированием по полному току нагрузки для одноступенчатых установок и АРКОН-3 для многоступенчатого регулирования по реактивному току или напряжению с коррекцией по активному или реактивному току.
Современным средством обеспечения плавного регулирования реактивной мощности и напряжения сети являются статические источники реактивной мощности (ИРМ). Реактивная мощность Q, выдаваемая такой установкой в сеть, регулируется переменной реактивной мощностью индуктивности, те - Qj = О, где — мощность блока конденсаторов Примеры схем ИРМ представлены на рис. 53.47 В МЭИ разработана схема ИРМ, в которой основным рабочим элементом является батарея статических конденсаторов, оснащенная устройством плавного изменения ее мощности (рнс. 53 48).
Размахи колебаний напряжения ограничивают следующими способами
рациональным решением схем электроснабжения,
применением специальных технических устройств;
совершенствованием конструкций и схем агрегатов для уменьшения их влияния па питающую сеть
Если путем совершенствования схемы электроснабжения не удается добиться требуемого ограничения колебаний напряжения, эффективно применение быстродействующих статических компенсирующих устройств Также хороший тффект дает применение сложных схем управляемых преобразователей
Схемы с поочередным управлением последовательно (параллельно) включенными преобразователями позволяют значительно уменьшить пабро-сы реактивной мощности в переходных режимах работы вентильных электроприводов и снизить уровень гармоник сетевого тока и напряжения питающей сети на 10—30 %
На рис 53.49 показана схема, принятая ВНИПИ Тяжпромэлектропроект для тиристорных приводов широкополосного прокатного стана «2000». Применение этой схемы позволяет уменьшить Кц с 20 до 14 %
Форму кривой сетевого тока можно улучшить введением тока тройной частоты в схему преобразователя управлением магнитным потоком, при котором в кривых потока и тока уничтожаются высшие гармоники
О 53 51
КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
915
Рис. 53.49. Схема с поочередным управлением преобра Зовател я м и
Использование многофазных эквивалентных схем преобразователей целесообразно лишь при относительно небольшом (до 20%) различии нагрузок преобразователей, работающих в эквивалентном многофазном режиме.
Средством снижения уровня высших гармоник в электрических сетях промышленных предприятий является использование фильтрокомпенси-рующих устройств (ФКУ), которые представляют собой ряд звеньев, каждое из которых настроено на резонанс для определенной гармоники (рис. 53.50.) Одновременно ФКУ является и средством компенсации реактивной мощности
Звено фильтра представляет собой контур из последовательно соединенных индуктивности и емкости, настроенный на частоту определенной зармоникн Идеальный фильтр полностью потребляет ток гармоники /„, генерируемой нелинейным элементом
Номер резонансной гармоники пр, на которую настраивается фильтр, определяют из выражения
"р = JXC/X1. •
где.\'(-, X) — сопротивление емкости и индукзявности току промышленной частоты.
На рис 53.50 представлена схема ФКУ, фильтрующая 5, 7, II и 13-ю гармоники с одновременной компенсацией реактивной мощности Наличие активных сопротивлений в емкости и индуктивности
Рнс. 53.50. Принципиальна!! схема присоединения ФКУ к системе электроснабжения (я) н расчетная схема замещения (б)
и неточная их настройка приводят к неполной фильтрации гармоник
Снижение несимметрии напряжений до пределов, предписанных ГОС! 13109—97, осуществляется различными мерами в зависимости ог вида несимметрии При наличии однофазных несимметричных нагрузок несимметрию исключают путем равномерного распределения злектроприемников по фазам При невозможиосзи обеспечить требуемый уровень несимметрии напряжения схемными решениями применяют специальные симметрирующие устройства, козорые имею! электрические или электромагнитные связи между элементами В симметрирующих устройсзвах с электрическими связями используют емкости и индуктивности, с электромагнитными — специальные трансформаторы и автотрансформаторы
Многофункциональное  ь технических средств. Силовые фильтры высших гармоник, обеспечивая снижение уровня несинусоидалыюсти, являются одновременно источниками реактивной мощности
Мощность батареи конденсаторов (часть силовых фильтров) находится иэ условия баланса реактивной мощности Напряжение батареи следует определять по формуле
2	2
к ~ wmin ^иом^^пнп —	’
где л1г1п — наименьший порядковый номер гармоники; 1/ном — номинальное напряжение сети, в которой устанавливается ФКУ
Схемы симметрирующих устройсзв позволяют помимо симметрирования однофазной нагрузки обеспечивать повышение коэффициенза мощности, а также фильтрацию определенного спектра токов высших гармоник
916
ЭЛЕКТРОСН. 1БЖЕНПЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
(Разд 53
Наличие мощных синхронных двигателей (до 60 MBi) помимо уве ичения мощности КЗ обеспечивает генерирование реактивной мощности, фильтрацию токов обратной последовательности
Полупроводниковые преобразователи с усложненными схемами и улучшенными энергетическими .характеристиками обеспечивают iоперирование реактивной мощности, сокращение спектра токов высших гармоник
53.6. ЭКОНОМИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПА ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЯХ
Общие положении. Экономия электроэнергии о тачает прежде всего уменьшение потерь электроэнергии во всех звеньях системы электроснабжения п в самих э.лектропрпемпиках Основными путями снижения потерь электроэнергии в промышленности являются следующие
1)рациональное построение системы элек!ро-спабженпя при ее проектировании и реконструкции. включающее в себя применение рациональных напряжении; мощности и числа трансформаторов на трансформаторных подстанциях, общего числа трансформаций, места размещения подстанций, схемы электроснабжения, компенсации реактивной мощности и др ,
2)	снижение потерь электроэнергии в действующих системах электроснабжения. для чего используются следующие способы управление режимами электропотреблепия, регулирование напряжения, ограничение холостого хода электро-приемников, модернизация существующего и применение нового, более экономичного и надежного технологического и электрического оборудования, повышение качещва электроэнергии; применение экономически целесообразного режима работы силовых трансформаторов, замена асинхронных двигателей (АД) на синхронные (СД), где это возможно; автоматическое управление освещением в течение суток, применение рациональных способов регулирования режимами работы насосных и вентиляционных установок и др ,
3)	нормирование >лек1роиотрсблеиия, разработка научно обоснованных норм удельных расходов электроэнергии на единицу продукции, для нормирования электропотребления необходимо иметь на предприятиях современные системы учета и контроля расхода электроэнергии.
4)	организационно-технические мероприятия, которые разрабатываются конкретно на каждом предприятии с учетом его специфики.
Известно, что при передаче электроэнергии от источника к приемнику теряется 10—15 % электроэнергии, отпущенной с шип подстанции
Ниже рассмотрены более подробно некоторые пути экономии электроэнергии
Экономии iJiCKipoTiiepniH в силовых трансформаторах. При за> рузке силового трапсформа-зора на 30 % нагрузочные потерн примерно равны потерям холостого хода В среднем па каждой трансформации теряется до 7 % передаваемой мощности Работа трансформатора в режиме холостого хода или близком к нему вызывает излишние потери электроэнергии не юлько в самом трансформаторе, но и по всей системе элек1роспабжепия (от источника питания до самою 1рансформатора) из-за низкою коэффициента moiiuiociii
В целях экономии элек!ро inepi ни целесообразно oiключать мало засуженные |рапсформагоры при сезонном снижении нагрузки
Потери ак!пвпой moiiuiociii в двухобмо!очных трансформаторах определяют по выражению
БРЛ =	+ Д/'к^ ,
где Д/'х — ак|нвпые потери холостою хода при номинальном напряжении. A/Jh — аю нвпые нагрузочные потери (активные потери КЗ) при поминальной нагрузке. А'3 = Аф/А’, ниы кояффицнеит загрузки трансформатора. 5ф фактическая па-I руэка трансформатора, 5’т ы - ею поминальная мощность. А/' ДР... 5, каталожные данные х	К I ЛОМ
трансформатора
Потери активной электроэнергии в трансформаторе
Цт =	+ AWpa6-
где Тп — годовое (полное) число часов работы трансформатора, 7раб — юдовос число часов работе! грансформаюра с номинальной ншрузкой, прв одной смене - 2400 ч, при двх х Г б = 5400 ч, при грех — Г 6 = 8400 ч
Приведенные потерн активной мощности, те потери с учетом потерь как в самом трансформаторе, так и в элементах системы электроснабжения (от генераторов электростанций до рассматриваемою трансформатора) в зависимости ог реактивной мощности, потребляемой трансформатором, определяют по выражению
&Р'Г = ЬР'Х + А^Д/*'.,
где ХР'х = АА'Х + А Д£? -— приведенные активные потери мощности холостого хода. Аи п — коэффициент изменения потерь или экономический эквивалент реактивной мощности, характеризующий активные потери oi исiочника питания до трансформатора, приходящиеся па I квар пропускаемой реактивной мощности, кЕИ/квар (значения коэффициента Аи п приведены в табл 53 25), А£?х = А’т ном/х% /100 — реактивные потерн мощ-
§53.6]	ЭКОНОМИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
917
Габлица 53 25. Коэффпцпен! изменения позерь в трансформаторах
Характеристика трансформатора и системы электроснабжения	Аи „, кВ г/квар	
	в часы минимума нагрузки энергосистемы	в часы максимума нагрузки энергосистемы
Трансформа юры, питающиеся непосредственно от шин электростанций	0,02	0,02
Сетевые трансформаторы, питающиеся от электростанций на генераторном напряжении	0,07	0,04
Понижающие трансформаторы 110/35/10 кВ, питающиеся о г районных сетей	0,1	0,06
1 Снижающие трансформаторы 6—10/0.4 кВ, питающиеся от районных сетей	0,15	0,1
носш холостого хода; АР'. = АР. + к XQ. — к к и п к
приведенные активные потери мощности КЗ, &ОК = .S’, ном их/ 100 — реактивные потери мощности КЗ. /х — ток холостого хода, %, нк — напряжение КЗ, %, /х, ик — каталожные данные трансформатора
Приведенные потери электро тнергии
A3'aT = A/Vn + ^A*Vpa6
Экономически целесообразный режим работы цеховых трансформаторов. Экономически целесообразный режим работы трансформаторов определяют в зависимоеги от суммарной нагрузки п числа параллельно включенных трансформаторов, обеспечивающих минимум потерь электроэнергии
Д/^о = л(Д/\ + ПДСХ) +	+ kH „АО,,)*2 ,
где п — число включенных тр шеформаторов одинаковой мощности.
Если на подстанции работает п однотипных трансформаторов одинаковой мощности, то
а)	при росте нагрузки подключение еще одного, т е. (п + 1 )-го трансформатора, выгодно при
L1 А/\ЧпЧ п адк + *ипа(?к’
б)	при снижении нагрузки отключение одного трансформатора выгодно при
s. <	/»- 1 А/\ + *и..А£х
THOM J „ &р + k	’
V	к и н - к
где — полная нагрузка подстанции. .S', Н(]м - поминальная мощность одного |рансформатора
При использовании в эксплуатации экономически целесообразного режима работы трансформаторов с целью экономии ысктро щергии следует исходить из следующих положений:
Г)ие должна снижаться надежность электроснабжения потребителей,
2)трапсформаюры должны снабжаться устройством АВР,
3) целесообразно автоматизировать операции отключения и включения трансформаторов, однако, для сокращения числа оперативных переключений рекомендуется отключать трансформаторы не более 3 раз в сутки.
Для подстанции с двумя 1рансформаюрамн одинаковой мощности, когда работает один трансформатор (из двух), коэффициент за! рузкн
= ^7А/5'х/А<-.
а когда работают оба трансформатора, коэффициент загрузки каждого из них
k32 = (l/j2)JAP’K/Ap;
В условиях эксплуатации оптимальным коэффициентом загрузки считают 1акой, когорын обеспечивает максимальный приведенный КПД, т е
*з0 = 7A/J'x/A/Jk
Однако в условиях эксплуатации пе всегда возможно регулировать нагрузку трансформатора для получения оптимального коэффициента 1агрузки, поскольку нагрузка зависит oi условий технологического процесса производства
Сокращение числа трансформаций. Значительную экономию электроэнергии можно получить за счет сокращения числа трансформаций Основными причинами излишнего числа трансформаций являются неправильный выбор напряжения (питающей, распределительной сетей) без учета перспективы развития промышленного предприятия; использование имеющихся на предприятии двигателей па напряжение 6 кВ при выполнении распределительной сети предприятия па напряжение 10 кВ
Экономию электроэнергии можно получить, применив при реконструкции или проектировании системы электроснабжения для потребителей II категории однотрансформаторные подстанции с резервированием по НН вместо двухтрансформаторных подстанций.
Экономия электро шергии в кабельных сетях. Известно, что большая часть потерь активной мощности падает па распределительные сети
30-760*
918 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ [Разд 53	§
0,22 10 кВ Потери активной мощности в кабельных линиях
д^ = з/Х
где 1 юк в линии, Rn - сопротивление одной фаты линии
Ток в линии н ее сопротивление можно выразить так
'л = J₽n/('^L'nHOMC0s<P)- йл = Р/л/5л’
где Р.л — мощность нагрузки, кВт; Un ном — номинальное напряжение сети, кВ, cos <р — коэффициент мощности, р — удельное электрическое сопротивление материала жилы кабеля. Ом • мм7м (для алюминиевых проводов р, = 0.026—0,029, для медных р2 = 0,0175—0,018; для стальных р3 = 0,01 0,14), / — тлина линии, км лл— сечение 2
линии, мм
Отего ла
Л л ном
Экономить электроэнергию в кабельных линиях можно за счет
1) сокращения длины линий, например, от цехового трансформатора до приемника электроэнергии,
2)увеличения сечепий линий до экономически целесообразных значений, определяемых техиико-жономическпми расчетами (ТЭР),
3) повышения cos <р электроустановок,
4) увеличения напряжения сети.
Сокращение длины кабельных линий осуществляется путем:
рационального распределения приемников электроэнергии между подстанциями с учетом технологических особенностей производства,
более глубокого подвода ВН к цехам, где устанавливают понижающие подстанции;
рационального выбора мест размещения подстанций
Значительно уменьшаются потери активной мощности и электроэнергии при увеличении напряжения, так как эти потери обратно пропорциональны квадрату напряжения
Потери активной мощности в линиях и сетях определяются их параметрами и током нагрузки, кВт:
ДЛ> = |-1«р/я ^ю’3,
лл
где 1,1 — коэффициент, учитывающий сопротивление переходных контактов, скрутку жил и способ прокладки линии, п — число фаз линии; /л —длина
шипи, м, 5Л — сечение линии, мм", р — удельное
сопротивление материала провода при 20 °C, Ом • мм2/м; 1п — среднее значение тока нагрузки, А. Экономия электроэнергии в грехфазпой сети при переводе ее на более высокое напряжение, кВт-ч,

ДЭ = 0.003
11	2.
L ь
Л
Г
где /с — длина участка сети, на котором произво
дится повышение номинального напряжения, м, /| и /2 — средние значения токов в каждом проводе сети соответственно при НН и ВН, Л, и л2 —сечения проводов сети при НН и ВН, мм2 (при проведении мероприятий без замены проводов = s2); Т — расчетный период времени, ч
При проведении реконструкции сетей (замене сечения проводов, их материала, сокращении длины без изменения напряжения) жономия электроэнергии. кВт • ч.
Р ।/|
ДЭ = 0,003/ —
I 51
/
р ’
где I — среднеквадратическое значение тока нагрузки одной фазы, А, /р р|, у, и /2, р2, л2 —длина, м, удельное электрическое сопротивление материя-2	2
ла, Ом • мм /м, сечение, мм данного участка сети до и после реконструкции соответственно
Экономии электроэнергии за счс! замены мало загруженных электродвигателей. Если средняя загрузка двигателя составляет менее 45% номинальной мощности, го замена его менее мощным двигателем всегда экономически целесообразна и проверка расчетами не требуется При нагрузке двигателя более 70 % поминальной мощности его замена нецелесообразна
При нагрузке электродвигателя в пределах 45— 70 % номинальной мощности целесообразность его замены двигателем меньшей мощности должна быть обоснована С этой целью определяют суммарные потери активной мощности в системе электроснабжения и в электродвигателе до замены APjj и после замены ДРг2 двигателя Если окажется, что БРуу < ДРу;|, то такая замена целесообразна.
з з	з
Д^=12х('-р+*3£дном1*нп+Д^+М/’аи-
где Q = Л U й — реактивная мощность, X	Д НОМ л	1	’
потребляемая электродвигателем из сети нрч холостом ходе, квар, /х — ток холостого хода двигателя, А, 6/дном — поминальное напряжение двигателя, В, кя = Р/Рд ном - коэффициент загрузки двигателя; Р— средняя нагрузка двигателя, кВт; Р„ ...... — номинальная мощность двигателя, кВт;
Д НОМ	’
I
D
I
1 I
(
I
I
1
I
§ 53.6| ЭКОНОМИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
919
д ном
Рдиом = 'ёЧ’ном — реактивная мощность <л
двигателя при номинальной нагрузке, квар; т)д — КПД двигателя при полной нагрузке; tg <рном — номинальный коэффициент реактивной мощности двигателя, Агип — коэффициент изменения потерь,
кВт/квар; М\ = Р/1ты
'-Чд Y
Пл 1+Y
— потери ак-
тивной мощности при холостом ходе двигателя, кВт,
\Р = Р ан д.ном
‘-Пд ’Д.
I
— прирост активной
мощности в двигателе при нагрузке 100%, кВт; у — расчетный коэффициент, зависящий от конструкции двигателя н определяемый из выраже-ния y = ~j---------> А^х — потери холостого
( - Пд) _ д х
хода в процентах активной мощности, потребляемой двигателем при нагрузке 100 %.
Экономия электроэнергии при компенсации реактивной мощности. Реактивная мощность потребляется как электроприемниками, так и элементами сети Реактивная мощность, потребляемая промышленным предприятием, распределяется между отдельными видами приемников электроэнергии следующим образом: 65 % приходится на АД, 20—25 % — на силовые трансформаторы и около 10 % -— на воздушные электрические сети и другие электроприемники (люминесцентные лампы, реакторы и т п ).
При передаче потребителям активной Р и реактивной Q мощностей в системе электроснабжения имеют место потери активной мощности
Р + О АР = ----= ДРа + ДРп,
2	а Р
где АР.л и ДЛ’р — потери активной мощности при передаче активной и реактивной мощности соответственно.
Снижение реактивной мощности, циркулирующей между источником тока и приемником, а следовательно, снижение реактивного тока в генераторах и сетях, называют компенсацией реактивной мощности (КРМ).
Снизить потребление реактивной мощности, а следовательно, и потери активной мощности можно двумя способами: без применения и с применением компенсирующих устройств (КУ).
Первый способ — выполняются следующие мероприятия:
1)	упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима ра
боты оборудования, к повышению коэффициента мощности cos <р;
2)	переключение статорных обмоток АД напряжением до 1 кВ с треугольника па звезду, если их загрузка составляет менее 40 %;
3)	установка ограничителей холостого хода АД, 4)замена или отключение силовых трансфор-маторов, загруженных менее чем на 30 % их номинальной мощности;
5)замена мало загруженных двигателей двигателями меньшей мощности,
6)замена АД на синхронные двигатели гой же мощности и применение СД для всех новых установок и при реконструкции существующих, где это возможно по технико-экономическим соображениям;
7)	регулирование напряжения, подводимого к двигателю при тиристорном j правлении,
8)	повышение качества ремонта двигателей с сохранением их номинальных данных;
9)	правильный выбор электродвигателей по мощности и типу. Мощность электродвигателей необходимо выбирать в соответствии с режимом производственного оборудования, без излишних запасов
Второй способ — выполняются следующие мероприятия:
I)применение в качестве КУ батарей конденсаторов;
2)	применение в качестве КУ синхронных двигателей. Основные достоинства батарей конденсаторов следующие:
малые потери активной мощности (0,3—0,45 кВт на 100 квар);
отсутствие вращающихся частей н их малая масса (нет необходимости в фундаменте),
простая и дешевая эксплуатация ио сравнению с другими КУ;
возможность изменения их мощное i и при необходимости;
возможность установки в любой точке сети.
В установках напряжением до 1 кВ конденсаторы включаются в сеть и отключаются от сети с помощью автоматических выключателей (автоматов), рубильников или тиристорных ключей В установках напряжением выше 1 кВ для включения и отключения конденсаторов служат выключатели высокого напряжения или выключатели нагрузки.
Для безопасности обслуживания отключенных конденсаторов при снятии электрического заряда используют разрядные резисторы. В системах промышленного электроснабжения применяются, как правило, комплектные конденсаторные установки
К недостаткам конденсаторных батарей можно отнести:
920
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
(Разд 53
Г) зависимость  оперируемой реактивной мош-HOCI1I G>h6oi напряжения и частоты
2 2 б ~ ^ьбном^н^/ ’
где ки. к/ — о । ношение напряжения при отклонении напряжения и частоты септ от поминального значения к панряженпю в номинальном режиме;
2) возможность пробоя конденсаторных батарей при наличии высших гармоник тока и напряжения в сети
Зависимость мощности конденсаторной батареи от квадрата напряжения снижает устойчивость нагрузки. что может привесит к лавине напряжения.
Синхронные двшатели широко применяются для привода насосов, вентиляторов, компрессоров и гд. Такне СД выпускаются с номинальным опережающим cos тр = 0,9 тт могут длительно работать в режиме перевозбуждения, г.е теперацшт реактивной мощности
Техническая возможность использования СД в качестве источника реактивной мощности ограничивается максимальной реактивной мощностью, которую он может генерировать без нарушения условий допустимою нагрева обмоток и железных частей ротора и статора Эта мощность называется располагаемой реактивной мощностью СД и определяется но выражению
^?СДр — ам’^СД ном — [/'м л/^СД ном + ^СД ном ’ где и — ко гффициетп донус гттмон перегрузки СД, зависящий от его зат ручки по активной мощности тт определяемый по табл 53 26
Целесообразная загрузка СД реактивной мощностью определяется дополнительными потерями активной мощности иа генерацию реактивной мощности н оказывается значительно ниже располагаемой реактивной мощности
Максимальная реактивная мощность, генерируемая СД напряжением 6—10 кВ. которая может быть передана в сеть напряжением до 1 кВ без уве
Габлина 53 26 Значение коэффициента ам в зависимое!тт ог типа СД, его номинального напряжении РН(1М тт коэффициента загрузки kt
Тип СД, (/1)им (все частоты вращения)	Ц/Ч.ОМ	Значения а при		
		*3 = 0,9	к3 = 0,8	*з = 0,7
СДП.6—10 кВ	0,95	1,31	1,39	1,45
	1,00	1,21	1,27	1,33
	1 05	1,06	1,12	1,17
СД, СДЗ. 0,38 кВ	0,95	1,16	1,26	1,36
	1,00	1,15	1.24	1,32
	1,05	1,10	1,18	1,25
	1.10	0,90	1.06	1,15
личения числа трансформаторов л, выбранных по нагрузке
J(^'AhoM)2-/j2-
где STном — номинальная мощность трансформатора; *3 — коэффициент'загрузки трансформатора; Р— нагрузка сети 0,38 кВ, п — число трансформаторов
Чем ниже значение поминальной мощности и частоты вращения СД. тем больше потери в СД на генерацию реактивной мощности
Достоинством СД как источника реактивной мощности является возможность плавною регулирования выдаваемой им реактивной мощности. В сетях напряжением 0,38—0,66 и 6—10 кВ для компенсации реактивной мощности следует в первую очередь использовать работающие СД, а затем дополнительно, если необходимо, батареи конденсаторов
Компенсация реактивной мощности у потребителей позволяет
снизить ток в передающих элементах сети, что приводит к уменьшению сечения кабельных и воздушных линий
, S¥ K +
-Мом
где Sjj, /р — расчетные полная мощность и ток после компенсации реактивной мощности соответственно, (2дк — реактивная мощность до компенсации; (?Ку — мощность компенсирующих устройств; Л’р — расчетная активная мощность,
уменьшить полную мощность, чго снижает мощность трансформаторов и их число
-V 7/’р+(сдк-&,<у)2<5'р,
где — расчетная полная мощность до компенсации,
^р = ^р^дк-
уменьшить потери активной мощности, а следовательно, и станциях.
мощности генераторов на электро-
Р2 + Q2 ^ДК = ^-К«;
и ном
_ 7'р 4 ^дтт~ ^ку)
где А/* , А^п „ — потери активной мощности Э-к lx	11 tx	1
до и после компенсации реактивной мощности
§ 53.6]	ЭКОНОМИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯ!ИЯХ
921
Экономия электроэнергии в осветительных установках и сетях. На освещение расходуется в среднем 5—10% общего потребления электроэнергии в зависимости от отрасли промышленности в тексгилыюй — до 30 %; в полиграфической — до 18 %; в электротехнической — до 15 %.
Основными направлениями экономии электроэнергии в осветительных установках и сетях являются следующие:
1)	применение наиболее экономичных типов источников света, светильников, систем комбинированного освещения, пускорегулпрующей аппаратуры,
2)	рациональное размещение светильников;
3)	рациональное построение осветительных сетей;
4)	нормализация режимов напряжения в осветительных сетях;
5)	переход иа питание светильников напряжением 0,38 В вместо 0,22 В,
6)	повышение коэффициента использования освети тельных установок,
7)применение рациональных режимов работы осветительных установок;
8)рациональная эксплуатация осветительных сетей (периодическая чистка светильников, замена ламп, где это необходимо н т.д.);
9)совместное использование систем естественного и искусственного освещения
Во всех промышленных осветительных установках целесообразнее применять люминесцентные, ртутные, металлогалогенные, натриевые и другие лампы. Возможная экономия электроэнергии за счет перехода на более эффективные источники света приведена в табл. 53.27.
Другие рекомендации ио экономии электроэнергии. Несоответствие показателей качества электроэнергии нормативным значениям вызывает дополнительные (по отношению к номинальному режиму) потери электроэнергии. Из всех показате-
Таблица 53 27 Укономия электроэнергии за счет перехода на более эффективные источники света
Заменяемые источники света	Среднее значение экономии электроэнергии.%
Люминесцентные на ме-	24
та.'1логало1ен11ые лампы	
Ртутные лампы на.	
метаялогалшевные	42
лю м и нес це 11тны е	22
натриевые	45
Лампы накаливания на.	
м е галл о га ло i е 11 и ые	66
люми неспешные	55
ртутные	42
натрлевые	68
лей качества наибольшие потери электро терт тит вызывают отклонения напряжения от номинального. Гак, при снижении напряжения потери возрастают, увеличение же напряжения сказывается на приемниках электроэнергии тю-рашому Для АД потерн электроэнергии зависят от к и при k.f = 0,85—1.0 имеют минимальное значение при напряжении, немного бо тычем номинального
Дополнительные потерн тлектроэттергшт имеют место и при несимметричной пат руткс. При ко эффициеттге несимметрии в пределах его нормативного значения потери электро шертии для АД составляют 2.4 %, для трансформаторов 4 %, для СД 4,2 % номинальных значении Примерно такой же уровень (2—4 %) потерь электро терт тит при неси нусоидалыюм напряжении в трансформаторах, двитателях, генераторах, кабельных линиях
Хотя потери электроэнергии от снижения ее качества составляют 2—6% номинальных значений, они напрямую связаны с перегревом оборудования а следовательно, ведут к интенсивному старению изоляции и к преждевременному выходу ее из строя Эго относится и к нссппусоидалыюстн. и к несимметрии напряжения 1ак например, при пе-епммегрни напряжения, равной 4% срок службы полностью загруженного АД сокращается в 2 раза, при иесимметршт напряжения, равной 5 "о помп паль пая мощность двигателя уменьшается па 5— 10%; при несимметрии, равной 10%, — па 20 -50 % в зависимое нт от истюлпепня двигателей. На силовые трансформаторы несимметрии оказывает такое же влияние, как п па АД. т е. выпивает дополнительный пат рев обмоток и снижение срока службы трансформагоров
В тоже время па работу кабельных линий нсснм метрик не оказывает су шественного влияния При песинусоидалытом напряжении сети происходит ус коренное старение изоляции силовых кабелей
Если электродвит ателп и другие > тектронрнем-иикн имеют продолжительность работы па холостом ходу 40—60 % всего времени эксплуа! тип. го их целесообразно снабжать огранпчшелями холостого хода. Ограничитель включаю! и цент, катушки управления матнтпным пускателем, и он отключает элекгоириемиик при отсутствии натру тки Таким образом снижается потребление мекгро энергии.
Для выявления резервов экономии тлектрошер гии на промышленных предприятиях необходимо составлять и анализировать электробалансы для отдельных энергоемких агрегатов н установок переходя затем к цехам и предприяттио в целом Электробалансы состоят пт численно равных прнхо шоп и расходной частей. В приходную часть этектроба-ланса включают электроэнергию, полученную от энергосистемы и выработанную собственными ис-
922
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
[Разд. 53
гочппками (например, ТЭЦ), расходная часть включает следующие основные статьи:
I)	прямые затраты электроэнергии агрегатами и установками па основной технологический процесс с выделением постоянных и нагрузочных потерь в технологическом п электрическом оборудовании;
2)	косвенные затраты электроэнергии на основной щхпологпческпй процесс вследствие его несовершенства или плохого качества сырья (высокая влажность, загрязненность и т.п );
3)затраты электроэнергии на вспомогательные нужды (освещение, вентиляция, цеховой электротранспорт и т.п );
4)потери электроэнергии в элементах систем электроснабжения (линиях, трансформаторах, электродвигателях, преобразовательных установках);
5(отпуск электроэнергии посторонним потребителям в порядке ее перепродажи (поселкам, городскому ipaiicnopTy и т.п ).
Расходная часть может не содержать статей 2 и 5.
Работа по рациональному использованию электроэнергии на действующих промышленных предприятиях только тогда является эффективной, когда налажены учет и контроль расхода электроэнергии, нормирование элекзропотребления с учетом специфических особенностей предприятия.
Значительную экономию электроэнергии можно получить от внедрения автоматизированных систем управления (АСУ) на базе компьютерной  е.хиики. Экономия достигается за счет точности и скорости отработки отклонений от рациональных режимов, расширения функциональных возможностей, динамического прогнозирования с определением направления и темпа изменения процессов.
Экономия шергпп от замены устаревшего электрооборудования на современное
где Р^ — мощность электрооборудования; Т — время работы оборудования; Т] । и Т)2 — соответственно
коэффициенты полезного действия оборудования до и после замены оборудования
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
53.1	Кудрин Б.И. Элек|роснабжеппе промышленных предприятий. М.. Энергоатомиздат, 1995.
53.2.	Кудрин Б.И., Прокопчик В.В. Электроснабжение промышленных предприятий Минск' Вы-пia школа. 1988
53.3.	Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий М.' Энергоатомиздат, 1984.
53	4. Ристхейн Э.М. Электроснабжение промышленных установок: Учеб, для вузов М.: Энерго-атом издат. 1991.
53.5.	Анчарова Т.В., Гамазин С.И., Шевченко В.В. Экономия электроэнергии па промышленных предприятиях. М_: Высшая школа, 1990.
53.6.	Жежелеико И.В., Рабинович М.Л., Божко В.М. Качество электроэнергии на промышленных предприятиях. Киев: Техника, 1981.
53.7.	Шидловский А.К., Кузнецов В.Г. Повышение качества энергии в электрических сетях. Киев: Наукова думка, 1985.
53.8.	Электроустановки промышленных предприятий / Под общей ред. Н С. Мовсесова и А.М. Хро-мушина. М.: Энергоатомиздат, 1982.
53.9.	Справочник по монтажу электроустановок промышленных предприятий / Под ред В В Белоцерковца, В.К. Добрынина, В.Д Никельберга В 2-х книгах. М.: Энергоатомиздат. 1982.
53.10.	Указания по определению электрических нагрузок в промышленных установках. М ВНИИПИ Тяжпромэлектропроект, 1991
53.11.	Комплектные электротехнические устройства: Справочник. М.: Энергоатомиздат, 1999.
53.12.	Киреева Э.А., Юнее Т., Айюби М. Автоматизация и экономия электроэнергии в системах промышленного электроснабжения. М : Энергоатомиздат, 1998.
Раздел 54
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
СОДЕРЖАНИЕ
54 1 Определение электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей и электрических сетей	923
Общие положения (923) Электрические нагрузки на вводах к потребителям. Электрические нагрузки сетей напряжением 0,38—ПО кВ (931) Определение электрических нагрузок с использованием вероятностного подхода (937).
54 2. Особенности исполнения систем электроснабжения сельскохозяйственных потребителей	940
Основные принципы построения схем электроснабжения (940) Липни электропередачи 0,38—110 кВ сельскохозяйственного назначения (941)
Выбор мощности силовых трансформаторов ПС (948)
Надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей 955 Основные требования к надежное!и электроснабжения Оценка уровня надежности (955) Основные технические решения по обеспечению автономным резервным электропитанием наиболее ответственных элекгроприемников у сельскохозяйст венных потреби течей (958) Выбор количества и мест установки автоматических ко мм уч анионных аниараюв в сетях 10 кВ (958) Мероприятия по повышению надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей (959) Синеок литературы	960
54.L ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Для определения нагрузок сельскохозяйственных потребителей и электрических сетей используются «Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38—ПО кВ сельскохозяйственного назначения» [54.1], в которых приведены два способа расчета: без применения вычислительной техники и с ее применением. При первом способе исходят из следующих основных положений
1) расчетной нагрузкой называют наибольшее из средних значений полной мощности за 30 мин (получасовой максимум), которая может возникнуть на вводе к потребителю или в питающей электросети в расчетном гол) с вероятностью не ниже 0,95,
2) расчетным голом считается последний год расчетного периода (5—10 лет), для которого определяются уровни нагрузки и параметры электроустановок
Для сельскохозяйст венных потребителей и сетей, как правило, характерно наличие двух максимумов в суточных графиках электрических нагрузок Поэтому определяют максимальную дневную активную Рд (реактивную Qa) и максимальную вечернюю активную Ръ (реактивную QB) нагрузки За расчетную нагрузку для выбора параметров систем электроснабжения (сечения проводов, мощности
трансформаторов и т п ) принимается наибольший из дневного и вечернего максимумов
При определении расчетных натруюк используют расчетные коэффициенты
1)	коэффициент участия в дневном к (вечернем ку в) максимуме нагрузок показывает какая часть максимальной нагрузки тою или иною вида потребителей приходится на дневной (вечерний) максимум,
2)	коэффициент одновременное пт ко прелшав ляет собой отношение совмещенной максимальной нагрузки к сумме максимумов нагрузок погребите лей или нх групп,
3)	коэффициенты сезонности нагрузки часть максимума данной натру тки, приходящаяся на максимум всей пат рузктт зимой kt, весной кК летом кл и осенью кос
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ИА ВВОДАХ К ПОТРЕБИТЕЛЯМ
Сельские жилые дома. Расчетная акт пиная нагрузка на вводе в сельский жилой дом (одноквартирный дом или Тч артнра в многокварт ирном доме, имеющие отдельный счетчик 'электроэнергии) без электронагревательных приборов зависти от вттуг-риквартирного потребления электроэнергии и темпов роста электропотребления
Для вновь электрифицируемых населенных пунктов или при отсутствии данных по существую-
924
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд. 54
Таблица 54.1. Коэффициенты участия потребителей в дневном и вечернем максимуме нагрузок
Потребители	Коэффициент	
	куЛ	S-в
11роизводетвснныс Коммунально-бытовые, в том числе: жилые дома жилые дома с электроплитами смешанные	0,6 1 1 1	1 0,3—0,4 0,6 1
Таблица 54.2. Коэффициенты мощности сельскохозяйственных потребителей
Потребители	Коэффициент мощности cos <р и коэффициент реактивной мощности tg ф в период максимума нагрузки			
	дневной		вечерний	
	cosip	tg<₽	cosip	tg<P
Животноводческие и птицеводческие помещения	0,75	0,88	0,85	0,62
То же с элсктрообогрсвом	0,92	0,43	0,96	0,26
Системы отопления и вентиляции животноводческих помещений	0,99	0,15	0,99	0,15
Кормоцехи	0,75	0,88	0,78	0,80
Зерноочистительные тока, зернохранилища	0,70	1,02	0,75	0,88
Установки орошения и дренажа почвы	0,80	0,75	0,80	0,75
Парники и теплицы на элсктрообогрсвс	0,92	0,43	0,96	0,29
Мастерские, тракторные станы, гаражи для машин	0,70	1,02	0,75	0,88
Мельницы, маслобойки	0,80	0,75	0,85	0,62
Цехи по переработке сельскохозяйственной продукции	0,75	0,88	0,80	0,75
Общественные учреждения и коммунальные пред приятия	0,85	0,62	0,90	0,48
Жилые дома без электроплит	0,90	0,48	0,93	0,40
Жилые дома с электроплитами и водонагревателями	0,92	0,43	0,96	0,29
щему электропотреблению расчетная активная нагрузка на вводе в дом Рр принимается равной:
при преимущественно старой застройке населенного пункта (более 60 % домов построено свыше 20 лет назад) с газификацией — 1,5 кВт, без газификации — 1,8 кВт;
е преимущественно новой застройкой с газификацией — 1,8 кВт, без газификации — 2,2 кВт;
во вновь строящихся благоустроенных домах в городах, поселках городского типа, поселках при
Таблица 54.3. Нормы иа|рузок уличного освещения
Характеристика улиц	Источник света	Высота подвеса светильника, м	Норма ос-вс-щен-но-сти,лк	Нагрузка на 1 м длины улицы, Вт
Поселковые улицы с асфальтобетонными и переходными грунтовыми, щебеночными, гравий ними и т.п. типами покрытий при ширине проезжей части, м: 5—7	Газо разрядный	8,5	4	4,5—6,5
9—12		>10	—	6,0—8,0
5—7	На-	8,5	—-	II
9—12	кали-	>10	—	13
Поселковые дороги, улицы с покрытиями простейшего типа при ширине проезжей части, м: 5—7	ва ния Нака лива ния		2	5,5
9—12		—	2	7,0
Улицы и дороги местного значения и пешеходные шириной, м: 5—7 9—12	Нака лива-ния		1 1	3,0 4,5
крупных комплексах (животноводческих, птицеводческих и т.п.) с газификацией —4 кВт, без газификации — 5 кВт.
Расчетные нагрузки на вводе жилых домов с электроплитами принимаются равными 6 кВт, а с электроплитами и водонагревателями — 7,5 кВт. При наличии бытовых кондиционеров расчетные нагрузки увеличиваются на 1 кВт.
Дневной и вечерний максимумы нагрузки на вводе в жилой дом соответственно 5Д и SR находят по выражениям:
5д =Ау.ДРР/с08<₽Д; =*y»PP/cos<₽T
Значения коэффициентов ку д и ку R приведены в табл. 54.1, а коэффициентов мощности нагрузки — дневного coscp и вечернего cos<pB — в табл. 54.2.
Наружное освещение улиц в сельских населенных пунктах определяется по нормам, приведенным в табл. 54.3.
Нагрузка наружного освещения территории хозяйственных центров (дворов) принимается из рас
925
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ И. {ГРУЗОК
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 
§54.1]
чета 250 Вт на одно помещение и 3 Вт на 1 м длины периметра центра.
Расчетную нагрузку наружного освещения площадей общественных и торговых центров при-
2
нимают равной 0,3—0,4 Вт иа I м площади.
Производственные, общественные, коммунальные предприятия, здания н сооружении. В общем случае расчетные нагрузки на вводах указанных электропотребителей принимаются по проектам этих объектов. Если отсутствуют данные проектов, то расчетные нагрузки па вводах некоторых типичных сельскохозяйственных потребителей могу г быть приняты по табл. 54.4.
В табл. 54.5 приведены ориентировочные показатели электропотребления, позволяющие определить расчетные нагрузки на вводах предприятий местной промышленности (предприятия по обработке сельскохозяйственной продукции, агропромышленные предприятия и т.п.).
Расчетная нагрузка на вводе к потребителям, имеющим голько электроосвещение и до трех силовых элекгроприемников, равна арифметической сумме установленных мощностей освещения и электроприемников.
Нормы нагрузок электроосвещения некоторых сельскохозяйственных помещений приведены в табл. 54.6.
Нагрузки на вводе животноводческих комплексов (Рд, Qa, Рв, QB), а также отдельных зданий и сооружений комплексов определяют по типовым проектам или по табл. 54.4. При отсутствии необходимых данных строятся графики электрических нагрузок. Порядок построения следующий.
Для отдельных помещений необходимо знать параметры и технологический [рафик рабо1ы силового, электронагревательного, осветительного электрооборудования. По оси ординат откладывают присоединенные мощности, по оси абсцисс — длительность работы оборудования. Для определения расчетной нагрузки на построенном графике берут участок, на котором в течение получаса суммарная мощность наибольшая
Для всех электроприемпиков, кроме электродвигателей, присоединенная мощность Рп равна номинальной Р . Для электродвигателей
где — средний коэффициент загрузки электродвигателя при данной технологической операции; т] — КПД электродвигателя.
Значения коэффициентов затру тки для наиболее распространенного технологическою оборудования приведены в табл. 54 7.
Установленная мощное 1ь светильников
р = р S' ry ул ”'
где Вуд — удельная нагрузка освещения, В г/м 2
(табл. 54.6 );	— площадь помещения, м2
Аналогично определяют расчетную реактивную нагрузку при известных коэффициентах мощностей электроприемпиков
При отсутствии технологического [рафика работы оборудования расчетная активная натру тка
" f’y^3 ^УК^Т Р = V - + у	—-,
Р Т П 7 °-511
где Ву — установленная мощность каждого из п электроприемпиков, участвующих в формировании максимальной нагрузки и работающих во время ожидаемого максимума более 30 мин, кВт, Ву к — установленная мощность каждого из т электроприемников, участвующих в формировании максимальной нагрузки и работающих кратковременно — менее 30 мин, кВт; I — длительность непрерывной работы каждого из т итектроирием-ников во время максимума нагрузки, ч.
Элект роттриемники, создающие максимум тлск-трических нагрузок, выявляют па основании аиа ти-за технологического процесса с учетом Поспелова гелыюсти выполнения и организации работ
Если имеются данные измерений, выполненных иа полностью введенных в эксплуатацию объектов идентичных объекту (шапито, сооружению и т н ) го расчетная нагрузка принимается по этим данным
Естественный коэффициент мощности cos<p принимают в зависимости от от ношения суммы установленных мощностей электродвигателя В к суммарной установленной мощности всех элск-гропрпем ников Ру
	0,98	0,93	0,88	0,83	0,78
coscp	0,73	0,75	0,77	0,79	0,80
	0,73	0.68	0,63	0.58	0.50
coscp	0,81	0,83	0,84	0,85	0,86
Если установленная мощность тепловых (нагревательных) электроприемпиков В( составляет более 60 % суммарной установленной мощности, то cos<p определяют в зависимости от отношения В, /BL
BT/BZ	0,95	0,85	0,78	0,73	0,68	0,63
coscp	0,99	0,98	0,97	0,96	0,94	0,93
926
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд 54
Габлица 54 4 Электрические нагружи производственных, общественных и коммунально-бытовых потребителей
Потребитель	Установленная мощность Ру, кВз	Расчетная нагрузка на вводе											
		дневная						вечерняя					
		активная, кВт			реактивная, квар			активная, кВт			реактивная, квар		
		д	Р	стг	<?д	Q	Пу	Рв	Р	о,,	(?в	(?	
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
01 корм свиней, тыс голов 4	Жъ	шотне 75	ходче 35	ские 20	сом пл в 65	ксы и 30	фермь 22	45	20	12	40	15	12
10	—	240	170	35	210	140	35	120	70	25	105	60	22
Выращивание и откорм свичей, тыс ютов 4		120	70	25	105	60	22	90	50	20	80	40	20
10	—	300	210	45	260	180	40	150	95	27	130	75	30
Го же с тлскгрообо! ревом	—	240	170	25	95	50	22	185	140	22	80	40	20
молодняка (4 тыс голов) Производство молока, количество коров 400		105	60	22	90	50	20	105	60	22	90	50	20
800	—	165	105	60	145	90	27	165	100	32	145	90	22
Выращивание и откорм крупного poiaroro скола (КРС). гыс голов 5		300	210	45	265	180	42	260	180	40	230	160	70
10	—	450	340	55	400	300	50	340	250	45	300	210	45
Птицефабрика но производству япн, гыс кур-несушек 200		_	1350	1320	15	1000	940	30	1350	1320	15	1000	940	60
400	—	1850	1810	20	1400	1370	15	1850	1810	20	1400	1370	15
Птицефабрика. зыс бройлеров 200			230	180	25	100	70	15	230	180	25	100	70	15
500	—	400	330	35	170	135	27	400	330	35	170	135	35
Птицеферма, тыс кур-несушек 10			55	40	7	40	25	7	55	40	7	40	25	7
30	—	150	120	15	115	90	12	150	120	15	115	90	12
Коровник привязного содержания, количество коров 100	20—30	Живоп 10	чновод 2	ст во 4	г/ птш 8	/вводе 1	т во 3,5	10	2	4	8	1	3,5
200	35—60	17	4	6,5	13	3	5	17	4	6,5	13	3	5
Телятник с родильным отделением, количество телят: 120	14	5	0,5	2,2	3	0,2	1.4	8	1	3,5	5	0,5	2,2
340	26	7	1 0	3	5	0,5	2,2	12	3	45	8	1	3,5
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИ X СЕТЕЙ
927
5 54 l|
//родоп жение табл 54 4
Потребитель	Установленная мощность Л , кВг У	Расчетная nai рузка на вводе											
		дневная						вечерняя					
		активная, кВт			реактивная, квар			активная.		кВг	реактивная, квар		
		'л	Р	а,.	<?д	Q	°С>	Р'	Р	°/>	Св	С	аС>
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Свинарник-маточник с электрообо! ревом (50 свиноматок)	60	28	13	7,5	12	4	4	28	13	75	8	2	3
Кормоцех на 12 тыс свиней Птичник	120	65	25	20	55	20	17,5	20	4	8	15	2	1.5
6—9 тыс цыплят	40	25	10	7,6	10	2	4	25	10	7.5	7	1	3
15—20 тыс цыплят	65	30	10	10	15	4	5,5	30	10	10	10	2	4
5—6 1 ыс кур	40	20	5	7,5	10	2	4	20	5	7,5	10	2	4
8 тыс кур	52	25	10	7,5	12	3	4,5	25	10	7,5	12	3	4,5
Кормоцех птицефермы на 25—30 тыс кур Инкубаторий, количество инкубаторов	60	25	5	10	20	4	8	10	1	4 5	7	I	3
4	50	30	10	10	—	—	—	30	10	10	—	—	—
6 Приемный пункт молокозавода мощностью, т/смену	100	60	30	15	—	—	—	60	30	15	—	—	—
10	120	45	15	15	40	12	14	45	15	15	40	12	14
30	215	65	25	20	60	22	19	65	25	20	60	22	19
Пункт технического обслуживания машин и оборудования иа фермах Гараж, количество машин:	15	10	2	4	7	1,5	1,7	5	1.5	1.7	4	1	1,5
10	45	20	5	75	17	5	6.5	10	2	4	8	1	3,5
25	85	30	10	10	25	8	8,5	15	4	5,5	12	2	5
Центральная ремонтная мастерская на 50—100 тракторов Котельная с четырьмя котлами типа «Универсал-6»	160	60	28	16	50	20	15	30	10	10	25	8	8,5
для отопления и горячего водоснабжения	55	28	13	7,5	20	8	6	28	13	7,5	20	8	6
для пароснабжения	28	18	10	4	13	4	4,5	18	10	4	13	4	4.5
Начальная школа на 80 учащихся Детсад-ясли, количество мест	12	7	1,5	2,7		—		2	02	09			—
25	7	4	0,5	1,7	—	—	—	3	0,2	1,4	—	—	—
50	15	9	2	3,5	5	0,5	2,2	6	0.5	2,2	3	0,2	1,4
Дом культуры со зрительным залом на 300—400 мест	65	10	2	4	6	1	2.5	32	6	13	20	4	8
Сельская участковая больница на 50 коек	150	50	18	16	35	10	12.5	50	18	16	35	10	12,5
928
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд 54
Продол жение табл 54 4
По 1 ребите ль	Установленная мощность Гу,кВт	Расчетная нагрузка на вводе											
		дневная						вечерняя					
		активная, к Вт			реактивная, квар			активная, кВт			реактивная, квар		
			р		е»	Q		р*	Р	а,,		Q	
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Столовая на 35—50 мест Mai азин, количество рабочих мест	15	9	2	3,5	4	0,5	1,7	3	0,5	1,7	—	-—	—
2	5	2	0.8	0.6	—	—	—	4	1,6	1.2	—	—	—
4	15	10	2	4	5	0,5	2,7	10	2	4	5	0.5	2,5
Комбинат быювою обслуживания на 10 рабочих мест	8	5	1	2	3	0,5	1.7	2	0,5	0,7	—	—	—
Баня на 10 мест	10	7	0,5	3,2	2	0,2	0,9	7	0,5	3,2	2	0,2	0,9
Сельский жилой лом {квартира )	—	0.5	0.09	0.2	0.24	0.04	0.1	1.5	0,27	1.6	0.6	0,1	0.25
	—	0,9	0.14	0,38	0.4	0.06	0,17	2,5	0.38	1.06	0,9	0.12	0,39
	—	1,3	0,1	0,55	0,52	0,07	0,22	3,5	0,5	1,5	1,17	0,14	1,03
Оборудование для прессования кормов	—	2,0	0,22	0,89	0,72	0,08	0,32	5,0	0,55	2,27	1,45	0,16	0,64
опк-з	210	210	140	35	180	120	30	210	140	35	180	120	30
ОПК-5	334	330	240	45	290	200	45	330	240	45	290	200	45
Оборудование для |ранули-ровапия травяной муки ОГМ-1.5	100	85	35	25	80	25	22,5	85	35	25	80	25	22,5
Оборудование для гранулирования комбикормов ОГК-3, ОГК-6 Arpeiai для приготовления травяной муки	75	55	30	22.5	50	25	12,5	55	30	12,5	50	25	12,5
ЛВМ-3,0	450	360	260	50	330	240	45	360	260	50	330	240	45
ЛВМ-5 0 Комбикормовый цех производительностью. т/смену	758	605	485	60	560	450	55	605	485	60	560	450	55
10—15	140	65	30	17	60	30	15	65	30	32,5	60	30	15
30	250	120	70	25	105	60	22	120	70	25	105	60	22.5
Убойно-санитарный пункт	15	6	1	2,5	5	1	2	2	0,2	0,9	2	0.2	0,9
Be тери нар t ю-фел ьд ше р-ский пункт Зерноочистительный агрегат	5	3	1	1				3	1	1			—
ЗАВ-40	45	35	13	11	35	13	11	36	15	10,5	32	12	10
ЗАР-5 Сушильный комплекс типа	32	30	10	10	30	10	10	32	12	10	30	10	10
КЗС-10Б	65	60	30	17,5	60	28	16	65	30	17,5	60	28	16
КЗС-20Б	100	100	55	22,5	95	50	22,5	100	55	22.5	95	50	22,5
Зернохранилище с ленточным траиспор гером на 1000 т	75	25	8	8,5	25	8	8,5	10	2	4	5	0,5	2,2
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ потребителей и электрических сетей
929
§54.1]
Окончание табл 54 4
Потребитель	Установленная мощность /у кВт	Расчетная нагрузка на вводе											
		дневная						вечерняя					
		активная, кВт			реактивная, квар			активная. кВт			реактивная, квар		
			Р		Сд	Q	°C		Р		Св	Q	°C
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Склад россыпных и гранулированных кормов вместимостью, 1 200	30	20	3	8,5	12	2	5	1	0,2	0,4			
360	45	30	6	12	18	2	8	5	0,5	2.2	—	—	—
Склад кормов с дробилкой	24	15	2	6,5	13	2	6,5	1	0.2	0,4	—	—	—
Сельский жилой дом (квар-	—	3.5	0.32	1,59	1.15	0.09	0.53	6.0	0.55	2.72	1.6	0.17	0.66
тира) с электроплитой То же с электро водой а грев а-	—	4.5	0.36	2,07	1.5	0.09	0.7	7.5	0.6	3.45	1,87	0.18	0.84
телем То же с кондиционером	—	5.1	0,48	2.31	2.1	0.21	0.94	8,5	0.8	3,85	2.87	0.38	1.24
Примечание Черточка над буквой обозначает математическое ожидание, о — среднеквалратическое отклонение (СКО)
Таблица 54 5. Ориентировочные показатели для определения электрических нагрузок предприятий в сельской местности
Потребители	Основной вид продукции	Единица измерения	Потребление электроэнергии на единицу продукции, кВт • ч	Коэффициент мощности в период максимума нагрузки		Количество смен	Годовое число часов использования максимума наг рузки
				дневного	вечернего		
Хлебоприемные	Зерно	т	2,5—3,5	0,70	0,90	1	1500
предприятия Мясокомбинаты	Мясо,	г	60—75	0,70 0,75	0,75 0.90	11. Ill 1	3000 1800
	колбаса Кон-	тыс	50	0,75 0.65	0,80 0,70	II, 111 11. Ill	2500 2500
Молокозаводы	сервы Молоко	условных банок т	25	0,75	0,80	1.11	2500
	Сыр	т	165	0,75	0,85	1	2000
	Сухое	т	300	0,75	0,80	11	2500
	МОЛОКО Масло	т	100—220	0,75	0,80	1,11	1800—2500
Пивоваренные за-	Солод	г	45	0,75	0,80	11	2500
воды	Пиво	тыс дал	950	0,75	0,80	11	2500
Заводы по произ-	Вино	гыс дал	170	0,70	0,90	1	1000
ВОДС1ВУ вин Предприятия по ре-	—	тыс руб	450	0,70	0,95	1	1600
мопту техники Лыю-, пенькомби-	Волокно	т	650	0,70	0,90	1	1800
наты Кирпичные заводы	Кирпич	ТЫС шт	50—80	0,70	0.75	11, HI	2500
Леспромхозы	Лес	3 м	15—20	0,70	0,95	11	3000
	Пилома-	3 м	10	0,70	0,75	11	3000
Мебельные	тер и алы Мебель	тыс. руб.	350	0,65	0,70	11	4000
фабрики Торфопредприятия	Торф	т	15—20	0,75	0,80	111	3000
930
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд 54
Таблица 54 6 Нормы удельных нагрузок электроосвещения сельскохозяйственных помещений
Наименование помещений	Удельная нагрузка освещения, Вт/м2	Средняя установленная мощность све-тоточек, В г
Коровники с доением в доильном зале	4,0	75
Коровники с доением в стойлах	4,5	75
Доильное, молочное отделения	15,5	100
Родильное отделение	23.0	100
Телятник	3,75	75
Помещение для мелодия каКРС	3,25	75
Свинарник-маточник	3,3—4,5	75
Помещение для откормочного поголовья свиней	2,6	75
Помещение для кормления свиней	5,5	75
Птичник при напольном содержании	4,0	75
Птичник при клеточном содержании	5,0	75
Кошошия	2.3	60
Мастерские, весовая	12,0	150
Мельница, маслобойка, крупорушка	14,0	150
Гараж, пожарное депо	11,0	100
Склады, хранилища	3,0	100
Контора, кабинет	16,0	100
Магазин, столовая	21,0	100
Детский сад, ясли	24,0	150
Школа	30,0	150
Клуб, oiделение связи	27,0	100
Больница	21,0	100
Библиотека	17.0	100
Комбинат бытового обслуживания	27,0	150
Прачечная	25,0	100
Хлебопекарня	22,0	150
Баня	33,0	150
Таблица 54.7 Значения коэффициентов загрузки
Наименование оборудования	
Кормоприготовшельные машины для	
измельчения:	
зерновых	0,8
сочных кормов и корнеплодов	0.6
грубых кормов	0,5
Транспортеры:	
скребковые	0.7
шнековые	0,4
Смесители кормов	0,6
Кормораздатчики	0,5
Доильные установки	0,8
Вентиляторы	0,7—0,8
Навозоуборочные транспортеры	0,5
Насосы, компрессоры	0,7
Нагревательные установки	1,0
Осветительные установки	1,0
Нагрузки резервных и ремонтых электронри-емников, а также приемников, работающих кратковременно (пожарных насосов, задвижек и др.), при определении расчетных нагрузок не учитываются.
Расчетные нагрузки на вводах зданий и сооружений животноводческих комплексов, аналогичных по составу оборудования и режиму работы промышленным установкам (ремонтные цеха, котельные, компрессорные и насосные станции и др.), можно определять в соответствии с «Указаниями по определению электрических нагрузок в промышленных установках».
Электротеплоснабжение. В табл 54 8 приведены удельные нагрузки Рр о отопления и вентиляции животноводческих помещений и электрообогрева парников и теплиц при расчетной максимальной температуре наружного воздуха 0Н =-25 °C (Центральный район европейской части страны). Для другой расчетной температуры 0^ удельная электротепловая нагрузка Рро определяется по выражению:
р = р
РО Р°
ен-е:
где 0" — граничная температура наружного воздуха, определяющая начало и конец отопительного периода (табл. 54.9).
Расчетные нагрузки на вводе: дневная — Рд = = kyaNPpo, вечерняя — Рв = кувЫРрп, где Л’ — количество производственных единиц (голов скота, квадратных метров площади и т.д.).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
931
§54 1]
Таблица 54.8. Электрические нагрузки отопления и нентилипин
Потребители	Производственная единица	Удельная макси-мальная нагрузка Рро, кВт/ед	Коэффициенты				
			участия в максимуме		сезонности		
			*уд	Ау»	А,		*ос
Молочная ферма	1 корова	0,8	1,0	0,6	1,0	0,4	0.2
Ферма нетелей	I корова	0,3	1,0	0.6	1.0	0,4	0,2
Откормочник КРС	1 место	0,3	1.0	0,6	1.0	0.3	0.2
Коровник	1 голова	0.6	1,0	0.6	1,0	04	0,2
Репродуктивная свиноферма	1 свиноматка	1.2	1.0	0,6	1.0	0.5	0,3
Свинарни к-маточник	1 место	1,2	1.0	0,6	1 0	0,5	0,3
Откормочная свиноферма	1 место	0.25	1.0	0,6	1,0	0,3	0,2
Свинарник-откормочник	1 место	0,24	1.0	06	1.0	0,3	0.2
Парники на электрообогреве Теплицы с электрообогревом (пленочные и стеклянные)	~) 1 м~	0,05	0,6	0.5	0,3	1 0	—
весенние	1 2 1 м	0.02	0,6	0,5	0,3	1,0	
зимне-весенние	I 2 I м	0,1	0,6	0,5	1,0	1 0	0,3
зимние	1 м2	0,3	0,6	0,5	1.0	0,6	03
Таблица 54 9 Граничные температуры наружною воздуха для животноводческих зданий
Тип здания	Группа животных	Iраничная тем перату-ра,е'',°с
Свинарники-ма-	Свиноматки порос-	5
ТОЧНИКИ	ные ис подсосными	
	поросятами, порося-та-отъемыши, ремонтный молозняк Свиноматки холостые	0
Свинариики-от-	Поросята до 100 кг	-4
кормочникн Коровники бес-	Коровы на глубокой	-15
привязочного со-	подстилке	
держания Коровники при-	Коровы дойные	-5
вязкого и боксо-	Телята до 100 м	0
во го содержания	Теля га 100—200 кг	-2
Электрические нагрузки сельских сетей напряжением 0,38—110 кВ определяют путем суммирования расчетных нагрузок иа вводе потребителей для сети 0,38 кВ, па шипах трансформаторных подстанций 6—20/0,4 кВ (ТП) для сети 6 20 кВ, на шинах подстанций 35- 110/6—20 к!3 (ПС) для сетей 35—110 кВ с учетом соответствующих коэффициентов одновременноетн отдельно для дневного и вечернего максимумов
	= *о	п Е	р , л/’	
		/ — 1		(54 1)
		п		
1\	= *о	Е		
		1= 1		
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 0.38—110 кВ
По электрическим сетям сельскохозяйственного назначения получают электроэнергию как отдельные потребители, так и их группы.
В табл 54.10 дана классификация наиболее типичных групп потребителей сельскохозяйственных районов и приведены для них некоторые характеристики графиков электрических нагрузок (ГЭН) [54.2].
где Р Рв — расчетные активные дневная и вечер няя нагрузки группы потребителей на участке линии или на шинах подстанции, кВт. Р РВ1 — расчетные активные дневная и вечерняя пат ручки на вводе /-го потребителя пли /-го участка линии, или на шинах /-й подстанции, кВт, ки — котффшшенг одновременное т и
Значения коэффициентов одновременности для суммирования электрических натрузок ио (54 I) в сетях 0,38 кВ приведены в табл 54 11
Если для участков линии 0,38 кВ присоединенные к ним потребители разнородны (например, жи лые дома и производственные объекты) пли нагрузки на вводах к этим потребителям различаются более чем в 4 раза, то суммирование рекомендуется проводить с помощью данных табл 54 12 Прпэгом к большей из двух слагаемых нагрузок прибавляется надбавка Д Р от меньшей
932
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
|Разд 54
Габлнца 54 10 Группы потреби гелей электроэнергии для расчета сетей сельскохогяйс! венного назначения
Гру1111ы I к> । реби 1 елей	Потребители	Коэффициент заполнения ГЭП	
		юдо-вого	расчетного сезона
1 I IpoiijBO'ic । веч nn.iv	Хоздворы, фермы КРС, свиноводческие, птицеводческие и др фермы, кузницы, мастерские по обслуживанию сельхозтехники, гаражи, тракторные станы, мельницы, насосные станции водоснабжения, котельные и т п	0,31	0,5
2 Комму нал ьно-бы ювь .	Общественные и административные предприятия (школы, кпубы, столовые, магазины)	0,28	0,38
3 Ком му палы io-быт овые	Сельские жилые дома	0,23	0.37
4 Комм\ нальио-бытовые	Общественные и административные предприя гня поселков городского типа (ПГТ) и городов районною подчинения	0,32	0.44
5 Коммуна н.по-быговые	Жилые дома П1 Г и городов районною подчинения	0.27	0,42
6 Комму налыю-бы i овые	Сельские жилые и бытовые предприятия с электроплитами	0.26	0,36
7 Смешанные	С преобладающей (>60 %) пафузкой про изводе) венных потребителей	0,45	0,63
8 Смешанные	С преобладающей (> 40 %) нагрузкой коммунально-бытовых потребителей	0,34	0,45
9 Живо ню вод чес кие комплексы по нро1вволс!ву молока	—	0,38	0,48
10 Животноводческие комплексы но производству свинины	—	0,43	0,62
11 Животноводческие комплексы но производству говядины и в ы ра и in ва 11 ию нетел ей	—	0,44	0,54
12 Пшцефабрики но производству янн и по выращиванию бройлеров	—	0,74	0,43
13 Электро!силовые	Установки отопления и вентиляции животноводческих помещений	0,19	0,43
14 Электро тепловые	Аккумуляционные электрокотельные для отопления животноводческих помещений	0,08	0,18
15 Парники и пленочные теплицы на э.лек1рообогрсве (сезонные весенние потребители)	—	0.13	0.56
16 *1 епличныс комбинаты с обогревом oi ко1елЫ1Ых па жидком, пвообразпом и твердом топливе	—	0.34	0,69
17 Орошение (lOi европейской част страны)	11асосиые станции орошения	0,33	0,61
18 Сезонные псгне-осеннне	Пункты приготовления травяной муки, первичная обработка льна	0,13	0,47
19 1 о же	Зерноочистительные тока по первичной обработке зерна	о.п	0,68
20 Односменные	Хлебозаводы, кирпичные заводы и т и	0,26	0,30
21 Двухсменные	'Го же	0,29	0.34
22 Грсхсмепные	» »	0,38	0,44
23 Односменные сезонные	Предприя гия по переработке сельскохозяйственной продукции. хлебоприемные пункты, льнозаводы, консервные заводы и т.п (см табл 54 5)	0,17	0.33
24 Двухсменные сезонные	То же	0,24	0,42
25 Трехсменные сезонные	» »	0,26	0.58
Примечание При классификации групп потребителей принято, что группы получают электроэнергию с шин 0,4 кВ по1ребнтельских трансформаторных подстанций напряжением 10—35/0,4 кВ.
933
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НА1 ТУЮК
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
i}54 1|
Таблица 54 И Коэффициенты одновременности для суммировании тлекгрнческнх иатруюк в сетях 0,38 кВ
По|ребнтелн	Коэффициент одновременности нрн числе потребителей										
	2	3	5	7	10	15	20	50	100	200	500 н более
Жилые дома с удельной нагрузкой на вводе до 2 кВ г/д ом	0,76	0.66	0.55	0.49	0,44	0 40	0,37	0,30	0,26	0.24	0,22
Го же свыше 2 кВт,дом	0,75	0,64	0.53	0,47	0,42	0,37	0,34	0,27	0,24	0,20	0,18
Жилые дома с электроплитами и Bo;ionai рева гелями	0,73	0.62	0.50	0.43	0,38	0.32	0 29	0,22	0,17	0.15	0 12
1 [роизводствеииыс по i ребптелн	0,85	0,80	0,75	0.70	0,65	0.60	0,55	0 47	0.40	0.35	0,30
Таблица 54 12. Суммирование иатруюк в сетях 0,38 кВ
Р	ЕР	Р	ЕР	Р	ЕР	Р	ЕР	/'	ЕР	/'	ЕР
0.2	0.2	19	11.8	52	35,4	100	69	166	120	234	177
0.3	0.2	20	12.5	53	36.1	102	70	168	122	236	179
0 4	0.3	21	13 1	54	36.8	104	72	170	123	238	180
0.5	0.3	22	13 8	55	37,5	106	73	172	124	240	182
0,6	0.4	23	14 4	56	38,2	108	75	174	126	242	184
0 8	0.5	24	15.0	57	38.9	ПО	76	176	127	244	186
1.0	0,6	25	15 7	58	39,6	112	78	178	129	246	187
1.5	0.9	26	164	59	40.3	114	80	180	130	248	188
2.0	1.2	27	17.0	60	410	116	81	182	132	250	190
2,5	1.5	28	17.7	61	41,7	118	82	184	134	252	192
3,0	1.8	29	18,4	62	42,4	120	84	186	136	254	193
3.5	2.1	30	19,0	63	43.1	122	86	188	138	256	195
4.0	2.4	31	19.7	64	43,8	124	87	190	140	258	196
4 5	2.7	32	20,4	65	44.5	126	89	192	142	260	198
50	3.0	33	21,2	66	45.2	128	90	194	144	262	200
5,5	3.3	34	22 0	67	45.9	130	92	196	146	264	201
6 0	3,6	35	22 8	68	46.6	132	94	198	148	266	203
6.5	3,9	36	23 5	69	47,3	134	95	200	150	268	204
7,0	4,2	37	24,2	70	48.0	136	97	202	152	270	206
7,5	4.5	38	25,0	72	49,4	138	98	204	153	272	208
8,0	4.8	39	25,8	74	50,2	140	100	206	155	274	209
8,5	5.1	40	26.5	76	52.2	142	102	208	156	276	211
9.0	5.4	41	27,2	78	53,6	144	103	210	158	278	212
9.5	5.7	42	28.0	80	55,0	146	105	212	160	280	214
10	6.0	43	28,8	82	56,4	148	106	214	161	282	216
II	6.7	44	29,5	84	57,8	150	108	216	163	284	217
12	7.3	45	30 2	86	59,2	152	НО	218	164	286	219
13	7.9	46	31,0	88	60.6	154	111	220	166	288	220
14	8,5	47	31 8	90	62.0	156	113	222	168	290	222
15	9.2	48	32.5	92	63.4	158	114	224	169	292	224
16	9,8	49	33.2	94	64.8	160	116	226	171	294	225
17	10.5	50	34.0	96	66.2	162	117	228	172	296	227
18	11,2	51	34,7	98	67,6	164	119	230	174	298	228
								232	176	300	230
934
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
|Рачл 54
Таблица 54 13. Коэффициенты мощности nai рузок трансформаторных ПС 10/0,4 кВ
1 loipeoii гели	Коэффицпет мощное i и cos (р и коэффициент реактивной мощности ig(p в период максимума нагрузки			
	дневного		вечернего	
	coscp	tg<p	cosip	tgi₽
11рО1ВВОДСГ-венные	0,70	1,02	0,75	0,88
Комму наль-ио-быговые	0,90	0,48	0,92	0,43
Смешанные	0,80	0,75	0,83	0,67
Расчетные мощное! и на шинах напряжением 0,4 кВ подстанций 6—10/0,4 кВ (расчетные мощности подстанции) определяют путем суммирования расчетных нагрузок головных участков (табл 54.12), отходящих от подстанций линий 0,38 кВ При определении расчетной мощности подстанций без предварительного расчета линий 0,38 кВ потребителей разбивают иа однородные группы, внутри которых максимумы naipyTOK отдельных потребителей отличаются пе более чем в 4 раза. Расчетную нагрузку каждой группы определяют по (54 1), а расчетные нагрузки всех групп суммируют в соответствие с табл 54 12 Коэффициенты мощности нагрузок па шинах 0,4 кВ подстанций принимают по табл 54 13
Допускается определение расчетных нагрузок сети 0,38 кВ по одному максимуму — дневному, если суммируются nai рузки производственных потребителей, или вечернему, если суммируются нагрузки коммунально-бытовых потребителей Недостающий максимум можно определить, используя коэффициенты участия потребителей в максимумах нагрузок
для производственных потребителей
Р = к Р в у в Д ’ для коммунально-бытовых потребителей ~ ^у.д
Значения ко эффициентов ку в и ку д приведены в табл 54 I
Значения коэффициентов одновременности для суммирования нагрузок по (54 I) в сетях 6—20 кВ приведены в табл. 54 14
Расчетные нагрузки участков линий 6—20 кВ определяют путем суммирования расчетных мощностей трансформаторных подстанций 6—20/0.4 кВ (ТП), получающих электроэнергию по данным участкам Если расчетные нт рузки подстанций отличаются более чем в 4 раза, то суммирование проводи! ся с помощью данных табл. 54 15 отдельно для дневного и вечернего максимумов
Таблица 54.14. Коэффициенты одновременности /ля суммирования э.эсырпческих нагрузок в сетях 6—20 кВ
Количество ТП	2	3	5	10	20	25 и
6—20/0,4 кВ						более
Коэффициент ко	0.9	0,85	0.8	0,75	0,70	0,65
Расчетные нагрузки на шинах 6—20 кВ трансформаторных подстанций 35- 110/6—20 кВ определяют суммированием расчетных nai рузок головных участков отходящих линий 6—20 кВ (габл 54 15)
Расчетные нагрузки линий 35—110 кВ определяются по (54.1) с коэффициентами одновременности из табл. 54.16 или с помощью данных табл. 54 15 аналогично определению расчетных нагрузок сети 6—20 кВ
Для традиционных сельскохозяйственных потребителей расчетная нагрузка определяется для зимних суток — зимний максимум 11ри наличии в зоне электроснабжения сезонных потребителей (парники, теплицы, оросительные установки и г и ) тт при условии, что сезонная нагрузка составляет летом более 30 % суммарной на! рузки посезонных потребителей, весной — более 20 %, осенью — более 10 %, необходимо помимо зимнего максимума определять расчетные нагрузки соо!ветствующего сезона. При этом суммируются nai рузки, умноженные на коэффициенты сезонности Асез Значения коэффициентов приведены в табл 54 17 Выбор параметров сети производится по наибольшей из зимней или се зонной нагрузок
При проек!ированин развития систем электроснабжения расчетные иагру зки по элементам сетей 10—110 кВ определяются исходя из нагрузки существующих трансформаторных подстанций и нагрузок новых потребителей
Расчетные нагрузки сетей 10 кВ определяют исходя из существующей нагрузки ТП 10/0,4 кВ и нагрузок вновь вводимых потребителей, !ребую-щих установки ТП 10/0,4 кВ
Расчетная нагрузка сущешвующих ТП на расчетный период определяется по формуле
^р.ТП = ^м.ТП *н’
где Рм тр — максимальная существующая нагрузка ТП в исходном году, кВ г, кн — коэффициент роста нагрузки.
Исходным (отчешым) годом /о считается последний год, за который имеются данные о нагрузках и электропогребление Коэффициетом роста нагрузок называется отношение нагрузок расчетною и исходного годов. Значения коэффициента^ даны в табл 54 18
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
935
§ 54.1 J
Таблица 54.15. Суммирование нагрузок в сетях 6—35 кВ
р	ЕР	Р	ЕР	Р	ЕР	Р	ЕР	Р	ЕР	Р	ЕР
1	0,6	34	23,6	84	62,5	250	194	580	465	920	758
2	1,2	35	24,4	86	64,0	260	204	590	474	930	767
3	1,8	36	25,2	88	65,5	270	212	600	483	940	776
4	2,5	37	26,0	90	67,0	280	220	610	492	950	785
5	3,1	38	26,8	92	68,5	290	228	620	500	960	794
6	3,7	39	27,6	94	70,0	300	235	630	508	970	803
7	4,3	40	28,4	96	71,5	310	243	640	517	980	812
8	5,0	41	29,2	98	73,0	320	251	650	525	990	821
9	5,6	42	30.0	100	74,5	330	269	660	534	1000	830
10	6,3	43	30,8	105	78	340	267	670	543	1020	847
11	7,0	44	31,6	ПО	82	350	275	680	552	1040	865
12	7,7	45	32,4	115	86	360	283	690	561	1060	882
13	8,4	46	33,2	120	90	370	291	700	570	1080	900
14	9,0	47	34,0	125	94	380	299	710	578	1100	918
15	9,7	48	34,8	130	98	390	307	720	586	1120	935
16	10,4	49	35,6	135	102	400	315	730	594	1140	933
17	н,о	50	36,5	140	106	410	323	740	602	1160	970
18	11,6	52	38,0	145	ПО	420	332	750	610	1180	987
19	12,3	54	39,65	150	115	430	340	760	618	1200	1005
20	13,0	56	41,0	155	119	440	348	770	626	1220	1022
21	13,7	58	42,5	160	123	450	357	780	634	1240	1040
22	14,4	60	44,0	165	127	460	365	790	642	1260	1057
23	15,1	62	45,6	170	131	470	374	800	650	1280	1075
24	15,8	64	47,2	175	135	480	382	810	659	1300	1093
25	16,5	66	48,8	180	139	490	391	820	668	1320	1110
26	17,5	68	50,4	185	143	500	400	830	667	1340	1128
27	18,0	70	52,0	190	147	510	408	840	695	1360	1146
28	18,8	72	53,5	195	151	520	416	850	696	1380	1154
29	19,6	74	55,0	200	155	530	424	860	704	1400	1182
30	20,4	76	56,5	210	162	540	432	870	713	1420	1200
31	21,2	78	58,0	220	170	550	440	880	722	1440	1218
32	22,0	80	59,5	230	178	560	448	890	731	1460	1235
33	22,8	82	61,0	240	186	570	456	900	740	1480	1252
								910	749	1500	1270
Таблица 54 16. Коэффициенты одновременности для суммирования электрических нагрузок в сетях 35—ПО кВ
Количество подстан-	2	3	4 и более
ци й 3 5— 110/6—20 кВ			
или линий 35—НО кВ			
Коэффициент ко	0,97	0,95	0,9
Существующие нагрузки ТП определяются по данным измерений максимальной мощности или по годовому потреблению электроэнергии.
Для электрических нагрузок ТП, питающих неперспективные населенные пункты и других потре
бителей, развитие которых не намечается, коэффициент роста принимается равным единице.
Расчетные нагрузки новых потребителей (крупные механизированные фермы, животноводческие комплексы и т.д.) принимаются по проектам этих потребителей или по данным табл 54.4 и 54.5
Для расчетов сетей 35—110 кВ с учетом роста нагрузок определяются расчетные электрические нагрузки на шинах 10 кВ; действующих центров питания (ЦП) — подстанций 35—110/10 кВ [54.11. Расчетные нагрузки на конец расчетного периода состоят из двух составляющих:
936
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд 54
§
Таблица 54.17. Коэффициенты сезонности для групп потребителей
Потребители (номер но табл. 54.10)	Коэффициенты			
			S	^ОС
Песезонные (1 —14)	1	0,8	0,7	0,9
Орошение (17)	0—0,1	0,3—0,5	1,0	0,2—0,5
Закрытый грунт на электрообогреве (15, 16)	0,3	1	0	0
Осенне-летние (зер-нотока, консервные заводы и др.) (18—20)	0,2	0	1	1
Таблица 54.18. Коэффициенты роста нагрузок
Поз ребигели	Коэффициенты роста нагрузок на расчетный год fp	
	5-й	7-й
Коммунально-бытовые	1,2	1,3
Производственные	1,3	1,4
Смешанные и прочие несельскохозя йственные	1,3	1,4
общей нагрузки ЦП без нагрузок вновь вводимых крупных потребителей;
нагрузки вновь вводимых крупных потребителей (животноводческих комплексов, птицефабрик, тепличных комбинатов, объектов водного хозяйства и других потребителей с единичной расчетной нагрузкой 200 кВт и выше).
Первая составляющая расчетной нагрузки определяется исходя из существующих нагрузок ЦП Ры ЦП (по Данным измерений) и коэффициенту роста нагрузок кн
Средний коэффициент роста нагрузок на действующих ЦП на перспективу / лет рассматриваемой области без учета крупных потребителей определяется по следующей формуле:
. М»с«
где И'сх, — перспективное потребление электроэнергии сельским хозяйством (области, края, республики) в году t, IVKp[ — потребление электроэнергии в году Z крупными сельскохозяйственными потребителями, вводимыми в период от to до Г; И'/о — потребление электроэнергии сельским хозяйством области в исходном году to (отчетные данные), А( — коэффициент, учитывающий увеличение числа часов использования максимальных нагрузок ЦП в перспективе, в зависимости от t принимается:
Г, годы	5	10	15
к,	0,97	0,95	0,93
Если в области имеется большое число нераз-вивающихся потребителей, рост нагрузки которых
на перспективу не намечается (крупные, полностью введенные в строй комплексы, зепличные комбинаты и т.п.), го
И' _ И' _ ц/ . _ . с х' кр> вер
11	1 W - IV
/о нср
где И7,	— годовое нозрсбление энериш сущест-
вующими перазвивающнмися потребителями.
Потребление электроэнергии сельским хозяйством области (края, республики) на перспективу определяют двумя способами: экстраполяцией статистических данных потребления электроэнергии за 15—20 лет, расчетом, учитывающим удельные показатели расхода электроэнергии, объем сельскохозяйственного производства, численность сельского населения
Вторая составляющая нагрузки ЦП определяется по данным проектов вновь вводимых крупных потребителей нли приннмаегся по табл. 54.4 и 54.5
Расчетные нагрузки на ЦП рекомендуется определять для одного из максимумов (дневного или вечернего), так как разница в получаемых результатах расчетов двух максимумов для сетей 35—ПО кВ, как правило, незначительна.
Расчетная активная нагрузка каждого из действующих ЦП на расчетный год определяется по формуле
Рр, ЦП ЦП*н +*оЕ(/’крЛсез) ’
где Е/’кр — арифметическая сумма нагрузок крупных потребителей в рассматриваемый период.
Коэффициент сезонности 7cci учитывается отдельно для каждого из крупных потребителей (см. табл. 54.17). Коэффициент одновременности максимальных нагрузок потребителей иа ЦП в зависимости от числа потребителей принимается:
п	2—3	4—6	7—15	16 и более
ко	0,9	0,85	0,8	0,7
Для определения расчетной реактивной мощности на шинах 10 кВ ЦП используются значения естественных коэффициентов мощности, приведенных в зависимости от вида преобладающей нагрузки на ЦП в табл. 54.19
Таблица 54 19 Коэффициенты мощности нагрузок
Вид преобладающей нагрузки	Естественный коэффициент мощности	
	cos(p	1g ф
Производственная	0,8	0,75
Комму нал ьно-быто вая	0,9	0,48
Животноводческие комплексы	0,75	0,88
Теплицы, парники и другие	0,95	0,33
электротепловые нагрузки		
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ потребителей и электрических сетей
937
§54.1]
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВЕРОЯТНОСТНОГО ПОДХОДА
При использовании вычислительной техники для определения нагрузок сельскохозяйственных потребителей и сетей проводится суммирование расчетных нагрузок, представленных в вероятностной форме, иа вводах потребителей или на шинах ПС. Электрическая нагрузка группы электроприемников или потребителей рассматривается как случайная величина с гамма-распределением, которое при большом числе потребителей стремится к нормальному закону распределения.
Вероятностные характеристики нагрузок ряда сельскохозяйственных объектов приведены в табл. 54.4; для режимов дневного и вечернего максимумов указаны математические ожидания и среднеквадратические отклонения активной Р и
Ср, реактивной Q и с() мощностей.
Расчетные (дневная и вечерняя) нагрузки на вводе i-го потребителя:
активная
P^P'+frcp,,	(54.2)
реактивная
Q, = Q, +₽0О„	(54.3)
где Р — коэффициент надежности (обеспеченности) расчета, принимаемый равным 2.
Расчетную нагрузку группы одноквартирных домов или на вводе в многоквартирный дом определяют по формуле:
Р = пР + Jli ро;,,
где Р , Ср — вероятностные характеристики нагрузки жилого дома (см. табл. 54.4); п — число квартир в доме или одноквартирных домов в группе.
Расчетные активные (и реактивные) дневные (и вечерние) нагрузки на участках линий 0,38— 110 кВ, на шинах соответствующих ПС, питающих i потребителей (г = I, ..., и), определяют на ЭВМ по формулам:
р = i р, + Js(P<v,)2;
/=1
е= +JyonO()2.
т=1
(54.4)
вые графики нагрузок представлены значениями математических ожиданий активных Р и реактивных Q мощностей в различные часы суток в процентах от математического ожидания максимальной активной нагрузки каждого сезона Р . Кроме того, для каждого сезона даны суточные графики коэффициентов вариации соответствующих нагрузок, равные отношению среднеквадратического отклонения к математическому ожиданию максимальной нагрузки, равной стандартной Р, %:
Ср = ^- ЮО;
'’ст
сп = =^ юо.
L р ст
Заданы также коэффициенты сезонности для активной кр и реактивной к{) нагрузки для каждого месяца относительно головой максимальной активной нагрузки
Указанные типовые графики нагрузок для групп потребителей в соответствии с классификацией табл. 54.10 даны в «Альбоме типовых графиков электрической нагрузки сельскохозяйственных потребителей и сетей» [54.2], а в табл. 54.20—54.23 приведены для примера некоторые из этих графиков
Расчет проводится в следующем порядке. Для каждого т-го из п потребителей группы, суммарную нагрузку которой требуется определить, по табл. 54.4 находят максимальную нагрузку на вводе РЫ1 и вероятностные характеристики PMI, ai>,, Qм(, Ор,. В тех случаях, когда потребитель отличается значением установленной мощности от аналогичного потребителя по таб. 54.4 (например, из-за другого объема производства), его нагрузку Р'К нли О'м находят экстраполяцией или интерполяцией соответствующих значений граф 3, 6, 9, 12 по данным графы 2 и действительной установленной мощности потребителя. Вероятностные характеристики нагрузки такого потребителя определяют по формулам:
Р'Ы=Р4>
Суммирование нагрузок производится по типовым суточным графикам активных и реактивных мощностей, представленных в вероятностной форме, для групп потребителей (см. табл. 54.10). Типо-
938
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд 54
Таблица 54 20. Суточные графики активных и реактивных нагрузок производственных потребителей (Рст = 100 кВт)
Сезон	Обозначение показателей нагрузки, %, по часам суток																								
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Зима	р	35	35	35	35	45	50	60	65	75	90	100	85	60	70	75	75	70	65	60	60	55	50	45	35
	Ср	15	15	15	15	20	35	40	40	35	30	30	35	35	35	35	35	35	40	35	35	30	35	20	15
	Q	25	25	25	30	40	45	55	60	70	90	100	85	65	75	80	75	70	60	55	55	50	35	30	25
	CQ	15	15	15	15	20	35	40	45	40	35	35	40	35	35	35	35	35	35	30	30	25	25	20	15
Весна	Р	30	30	30	30	45	50	50	60	80	90	100	85	60	65	70	70	65	60	60	60	55	50	45	35
	Ср	10	10	10	10	20	35	35	35	40	35	35	35	30	35	35	35	35	35	35	35	30	35	30	10
	Q	20	20	20	20	35	45	50	60	70	90	100	80	65	65	70	70	65	60	55	50	45	40	30	25
	CQ	10	10	10	10	20	30	30	30	40	40	35	40	30	40	40	40	40	35	30	30	25	25	20	10
Лето	Р	30	30	30	30	40	45	50	70	80	90	100	80	55	55	65	70	70	65	65	65	55	55	40	35
	Ср	10	10	10	10	25	30	35	50	50	45	40	40	35	35	40	40	40	40	40	40	35	30	20	15
	Q	25	25	25	25	35	40	55	70	90	95	100	85	60	60	70	75	75	65	65	60	50	50	30	30
	СС>	10	10	10	10	25	30	30	50	55	50	50	45	40	40	45	45	45	45	45	40	35	30	20	15
Осень	Р	35	35	35	35	45	35	60	65	80	95	100	85	60	65	70	70	65	60	60	60	55	50	45	35
	Ср	15	15	15	15	20	25	40	40	40	40	35	35	30	30	35	35	35	35	35	35	30	25	20	15
	Q	30	30	30	30	40	35	55	70	80	90	100	90	70	60	75	75	70	60	60	60	55	50	45	30
	сс>	15	15	15	15	20	25	40	40	45	40	45	40	30	40	40	40	35	35	35	30	25	20	20	15
Таблица 54.21. Суточные графики активных и реактивных нагрузок коммунально-бытовых потребителей (Р = 80 кВт)
	Обозначение показателен нагрузки, 5															4>, по часам суток									
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	II	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Зима	Р	20	20	20	20	25	30	45	65	40	30	30	35	40	30	25	25	40	70	100	95	70	50	35	25
	Ср	10	10	10	10	15	15	20	25	25	20	20	20	20	20	15	15	20	20	20	20	25	25	20	10
	Q	25	25	25	25	25	30	45	65	40	30	30	35	40	30	30	30	45	75	100	95	75	55	40	25
		15	15	15	15	20	20	25	35	30	25	25	25	25	25	20	20	20	20	20	20	25	25	20	15
Весна	Р	20	20	20	20	25	30	40	50	35	30	30	30	35	30	25	25	25	30	40	70	100	80	50	25
	Ср	10	10	10	10	15	15	20	25	25	25	15	15	20	15	15	15	15	15	20	20	20	25	20	10
	Q	25	25	25	25	25	30	40	55	35	35	30	35	40	30	30	30	30	35	45	75	100	85	55	25
	CQ	15	15	15	15	15	15	20	30	25	25	20	20	25	20	20	20	20	20	25	25	20	20	20	10
Лето	р	20	20	20	20	25	25	30	40	30	25	25	30	35	30	25	25	25	30	35	40	70	100	55	25
	Ср	10	10	10	10	10	15	15	20	15	15	15	15	20	15	15	15	15	15	15	20	25	25	20	15
	Q	20	20	20	20	25	25	30	40	30	25	25	30	35	30	25	25	25	30	35	40	70	100	55	25
		15	15	15	15	15	15	15	25	20	20	15	15	25	20	20	20	20	20	20	20	20	25	20	15
Осень	р	20	20	20	20	25	30	40	50	35	30	30	30	35	30	35	25	30	40	70	100	85	60	40	25
	Ср	10	10	10	10	15	15	20	25	20	15	15	15	20	15	15	15	15	20	20	20	25	25	20	10
	Q	25	25	25	25	30	30	45	55	40	35	35	35	35	30	30	30	35	50	75	100	85	65	30	25
		10	10	10	10	10	15	25	30	30	20	20	20	25	20	20	20	20	25	25	20	20	20	20	15
§54.1]	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК	939
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ потребителей и электрических сетей
Таблица 54.22. Суточные графнкн активных н реактивных нагрузок подстанции ПО—35/10 кВ с преобладающей нагрузкой традиционных сельскохозяйственных потребителей (Р = 1000 кВт)
Сезон	Обозначение показателей нагрузки, %, по часам суток																								
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	II	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Зима	Р	35	35	35	35	45	55	70	80	80	80	85	80	65	65	70	70	75	85	100	95	80	70	55	40
	Ср	5	5	5	5	10	10	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	10	10	10	5
	Q	40	40	40	45	55	60	75	85	85	90	100	90	85	85	85	85	90	95	95	80	80	70	60	45
	CQ	5	5	5	5	10	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	10	5
Весна	Р	35	35	35	35	45	55	65	75	80	80	85	80	65	65	65	65	60	65	75	90	100	85	65	45
	Ср	5	5	5	5	10	10	10	15	15	10	10	10	10	10	10	10	10	10	15	15	10	10	10	5
	Q	35	35	35	35	55	60	70	80	85	90	100	85	70	70	75	75	70	70	80	85	85	80	65	40
	CQ	5	5	5	5	10	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	10	10	10	5
Лето	р	35	35	35	35	45	50	60	75	80	80	80	75	60	60	65	65	65	65	70	75	85	100	65	40
	Ср	5	5	5	5	10	10	10	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	10	10	10	5
	Q	45	45	45	45	60	65	75	80	90	95	100	85	70	70	75	80	80	80	80	85	90	85	75	55
	сс>	5	5	5	5	15	20	20	20	20	20	15	14	15	15	15	20	20	15	15	15	15	10	10	5
Осень	р	35	35	35	35	45	45	65	75	75	75	80	70	60	60	60	60	60	70	85	100	90	75	60	40
	Ср	5	5	5	5	5	10	15	15	15	15	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	5
	Q	45	45	45	45	50	55	80	90	90	90	95	90	75	65	75	75	75	80	85	100	85	80	55	45
	CQ	5	5	5	5	10	10	20	20	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	10	10	5
Таблица 54 23 Коэффициенты сезонности для суточных графиков в табл. 54.20—54.22													
Номер таблицы	Коэффи-циент	Месяцы											
		1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	9-й	10-й	11-й	12-й
54.20	кр кк>	1,0 0,8	1,0 0,8	0,9 0,7	0,8 0,6	0,7 0,55	0,7 0,55	0.7 0,55	0,7 0,55	0.7 0,55	0,8 0,6	0.9 0,7	1.0 0,8
54.21	*/> kQ	1,0 0,4	0,95 0,4	0,35 0,37	0,8 0,35	0,75 0,35	0.7 0,3	0,7 0,3	0,7 0,3	0.85 0,37	0.9 0,38	0.95 0,4	1.0 0,4
54.22	кР kQ	1,0 0,6	1,0 0,6	0,9 0,5	0,8 0,45	0.7 0,4	0,7 0,4	0,7 0,4	0,7 0,4	0,75 0,45	0.85 0,5	0,95 0,55	1,0 0,6
Значения коэффициентов Хр и Xq рассчитывают по	-	- формулам	“	R	2РстС-о,/у,	^eS'P^P. .	-		₽Ч= юо ; ₽Ч-	100	’ v 7(P0o/2)- + gMg;-(|3ae/2)	_	_ aq -	—	""	,	где Р* iJt Q*jj >	,C*q —вероятностные ха- рактеристики по типовому графику nai рузки г-го J(|3or/2)2 + РыР - (PoF/2)	потребителя дляу-го часа суток; кР,, kQl — коэф- ^Р ~	’	фициенты сезонности активной и реактивной на- м	грузки i-го потребителя где Рм, О/,, Ок, Оу — вероятностные характери-	Тогда расчетные нагрузки <-го потребителя для _ „	/-го часа суток и сезона составляют стики потребителя по табл. 54.4. Для любогоу-го часа суток сезона определяют ве-	Р = р + ро роятностные характеристики нагрузки по формулам:	>J	4	ч р.г^-^рд	Q,rOlj+^Qj													
940
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд. 54
Суммарная нагрузка потребителя для j-го часа определяется по (54.4).
Таким образом можно построить суточные графики нагрузок подстанций и участков линий электропередачи, к которым присоединены несколько потребителей с известными типовыми графиками и определить расчетный максимум нагрузки. Использование вероятностного подхода к расчету нагрузок типовых графиков целесообразно при выполнении относительно точных расчетов электросетей.
54.2. ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛНЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Системам электроснабжения сельскохозяйственных потребителей присущи свои особенности: подвод электроэнергии к большому количеству сравнительно маломощных рассредоточенных объектов; малая плотность электрических нагрузок и значительная протяженность электрических сетей; большие потери напряжения в сетях; значительные колебания напряжений; несимметрия напряжений из-за большой доли однофазных нагрузок; наличие сезонных потребителей; существенное изменение нагрузок в течение суток, года; относительно небольшие токи короткого замыкания и поэтому сложности в обеспечении надежной и селективной зашиты элементов системы электроснабжения; относительно небольшая доля электроприемииков и потребителей с высокими требованиями к надежности электроснабжения; постоянное развитие электрических сетей для повышения пропускной способности, качества электроэнергии, надежности и необходимости замены изношенных элементов.
Все это учитывается при проектировании электроснабжения.
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Сельскохозяйственные потребители электроэнергии в основном имеют централизованное электроснабжение, осуществляемое с шин электрических станций и трансформаторных подстанций (ПС) энергосистем или тяговых ПС электрифицированных железных дорог. Местное электроснабжение (от автономных электростанций) характерно для малонаселенных и труднодоступных районов.
Основой системы сельского электроснабжения являются электрические сети сельскохозяйственного назначения напряжением 0,38—НО кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно (более 50 % по расчетной нагрузке) сельско
хозяйственные потребители, включая коммунально-бытовые, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания сельского населения.
Электрические сети сельскохозяйственного назначения делятся на два вида:
сети 35—ПО кВ — питающие;
сети 6—10—20 кВ (далее 10 кВ) и 0,38 кВ — распределительные.
Основной системой распределения электроэнергии является трехступенчатая 110/35/10/0,4 кВ с двухступенчатыми подсистемами 110/10/0,4 кВ и 35/10/0,4 кВ.
Питающие сети состоят из линий электропередачи 35—110 кВ и ПС 35—110/10 кВ.
Высоковольтные распределительные сети включают линии электропередачи 10 кВ и ТП 10/0,4 кВ, низковольтные распределительные сети — линии электропередачи 0.38/0,22 кВ. При расположении сельскохозяйственных потребителей вблизи линий 35 кВ возможно строительство ТП 35/0,4 кВ.
При текущем и перспективном проектировании электроснабжения разрабатываются схемы развития питающих и распределительных сетей. При этом должны быть удовлетворены следующие основные требования:
1)	максимальное использование существующих сетей 10—110 кВ с необходимым расширением и реконструкцией существующих ПС и линий;
2)	обеспечение надежного электроснабжения с учетом категорий потребителей и электроприемников по надежности;
3)	обеспечение требуемого качества электроэнергии;
4)	гибкость схем, т.е. их приспосабливаемость к различным режимам передачи и распределения мощности при изменении нагрузок потребителей, включая послеаварийные режимы работы сети;
5)	возможность последующего (за расчетным периодом) развития электрических сетей без больших изменений.
Обоснование технических решений по схемам и параметрам электрических сетей сельскохозяйственного назначения производится на основании технико-экономических расчетов путем сравнения возможных вариантов. Из числа технически сопоставимых вариантов выбирается вариант с минимальными приведенными затратами.
Требования к схеме, конструктивному исполнению и параметрам сельских электрических сетей изложены в [54.3]. Основными из них являются следующие.
Основным направлением развития электрических сетей должно быть преимущественное разви
§ 54.2]
ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛНЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
941
тие сетей напряжением 35—110 кВ. Причем предусматривается применение напряжения 110 кВ вместо 35 кВ и 35 кВ вместо 10 кВ. Линии электропередачи напряжением 35—110 кВ выполняются воздушными одноцепными взаимно резервирующими секционированными магистралями, т.е. по кольцевой схеме. Питание линий осуществляется от шин разных трансформаторных ПС 35—ПО кВ или разных систем (секций) шин одной ПС с автоматическим двусторонним, как правило, вводом резервного питания. В узлах сети размещаются опорные трансформаторные подстанции 35—110 кВ. Конструкция этих ПС должна предусматривать развитие открытого распределительного устройства (ОРУ) 35—ПО кВ в перспективе. Вновь сооружаемые ПС должны, как правило, присоединяться к ОРУ 35— 110 кВ действующих ПС или в рассечку воздушных линий (ВЛ) 35—110 кВ, а также по схеме ответвления от существующих ВЛ с учетом пропускной способности существующей сети.
В случаях параллельного расположения действующей ВЛ 35 кВ и намеченной к строительству ВЛ 110 кВ рассматривается целесообразность перевода действующей ПС 35/110 кВ на напряжение 110/10 кВ. Если в направлении ВЛ, намечаемой к строительству, в перспективе потребуется сооружение линии более высокого напряжения, то эта линия проектируется на более высокое напряжение с временным использованием (сроком до 5 лет) на более низком напряжении
Основу сети 10 кВ составляют воздушные взаимно резервирующие секционированные магистральные линии электропередачи с ответвлениями, опорные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ (ОТП) и распределительные пункты (РП) 10 кВ.
При этом магистраль ВЛ сооружается с проводом одного сечения с минимальным количеством ответвлений и имеет один (включаемый автоматически) сетевой резерв от другой магистрали, имеющей независимое питание. Ответвления от магистрали сводятся по возможности в узлы, где установлены ОТП и РП.
ОТП представляют собой подстанции с развитым распределительным устройством (РУ) 10 кВ, предназначенные для присоединения радиальных линий электропередачи 10 кВ, автоматического секционирования и резервирования магистрали, размещения устройств автоматики и телемеханики. ОТП устанавливают у потребителей первой категории по надежности электроснабжения, на хоздворах крупных населенных пунктов и включают в рассечки магистралей ВЛ 10 кВ.
РП устанавливают в узлах сети, где предполагается сооружение ПС 35—110/10 кВ с использованием РП в перспективе в качестве РУ 10 кВ этих ПС.
До сооружения ПС 35—110/10 кВ для основного питания РП строится линия 35—ПО кВ с временным использованием (до 5 лет) на напряжении 10 кВ. Для резервного питания РП могут использоваться действующие или вновь сооружаемые линии 10 кВ. РП оборудуются устройствами автоматического ввода резерва (АВР).
Распределительные линии 0,38 кВ выполняются по магистральным и радиальным схемам Радиальное питание отТП 10/0,4 кВ отдельными линиями 0,38 кВ применяют для ответственных и отдельно расположенных потребителей электроэнергии.
ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 0.38—110 кВ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННОГО НАЗНАЧЕНИЯ
Конструктивное исполнение и параметры линий электропередачи должны соответствовать требованиям [54.3]
ВЛ 10—35—110 кВ выполняют на железобетонных, деревянных и металлических опорах с преимущественным применением железобетонных опор на вибрированных стойках. Железобетонные опоры на центрифугированных стойках применяют при двухцепных ВЛ 35 кВ, а также в качестве повышенных или специальных опор для ВЛ 10 кВ. Массовое применение железобетонных центрифугированных стоек для одноцепных ВЛ 35 кВ должно быть обосновано. На ВЛ 10 кВ, как правило, устанавливают железобетонные опоры
Металлические опоры ВЛ 10—35 кВ применяют на пересечениях с инженерными сооружениями (участки железных дорог с интенсивным движением поездов, шоссейные дороги I и II категорий с водными преградами — судоходными реками, каналами и т.п ), на стесненных участках трасс, в горной местности, на ценных сельскохозяйственных землях.
На ВЛ 35 кВ должны применяться, как правило, подвесные изоляторы, на ВЛ 10 кВ — штыревые и подвесные. Подвесные изоляторы на ВЛ 10 кВ следует использовать при электроснабжении крупных и ответственных потребителей и на опорах анкерного типа (концевых, анкерно-угловых и переходных).
На ВЛ 10—35 кВ применяют фарфоровые, полимерные и стеклянные изоляторы. Предпочтение следует отдавать стеклянным и полимерным изоляторам; рекомендуется также применять их независимо от напряжения на ВЛ, проходящих в горах, по болотам, в районах Крайнего Севера, и на больших переходах
На ВЛ 10 кВ со штыревыми изоляторами расстояние между анкерными опорами должно быть в первом и втором районах по гололеду не более 2,5 км, в третьем — особом районе по гололеду не более 1,5 км.
942
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд.54
На ВЛ 35—НО кВ применяются сталеалюминиевые провода, минимально допустимое сечение 2 которых 70 мм .
Молниезащитпые тросы ВЛ 35 кВ выполняют стальным канатом из оцинкованной проволоки се-2 ченпсм не менее 35 мм , допускается применение многопроволочного стального провода сечением 35—50 мм2.
На ВЛ 10 кВ используют провода сталеалюминиевые, алюминиевые, из алюминиевых сплавов (АН-70, 120 мм2, АЖ-70, 95, 120 мм2).
На ВЛ 10 кВ рекомендуется прежде всего применять сталеалюминиевые провода; в районах с нормативной толщиной стенки гололеда 5—10 мм (1 и 2 11 районы) и скоростным напором ветра 50 даН/м допускается применение проводов марок А, АН. Ма-гищральные участки вновь сооружаемых ВЛ 10 кВ рекомендуется выполнять сталеалюминиевыми проводами одного сечения 70—95 мм2.
Кабельные линии (КЛ) 10 кВ предусматриваются в тех случаях, когда по ПУЭ строительство ВЛ не допускается, для электроснабжения ответственных потребителей электроэнергии, потребителей в зонах с тяжелыми климатическими условиями (IV — особый район по гололеду), при прохождении линии по ценным землям. На КЛ рекомендуется применять кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена с использованием термоусаживаемой арматуры.
Выбор сечений проводов и кабелей линий электропередачи 10—35—НО кВ проводят, исходя из минимума приведенных затрат по экономическим интервалам нагрузки или по экономической плотности тока. Расчетные электрические нагрузки участков при этом определяют на перспективу 10 лет (/р = 10), считая от года ввода в эксплуатацию. Для линий 10—35—НО кВ выбранные провода и кабели должны проверяться на допустимые длительные токовые нагрузки по условию нагрева в нормальном и послеаварийном режимах. Линии 10 кВ, кроме того, проверяются по допустимым потерям напряжения, исходя из допустимого отклонения напряжения у электроприемииков и уровней напряжения на шинах 10 кВ источника питания. При этом потери напряжения в сети 10 кВ должны быть не выше 10 % номинального напряжения.
КЛ 10 кВ проверяются на термическую стойкость токам короткого замыкания (КЗ).
Распределительные низковольтные сети 0,38 кВ, как правило, выполняют воздушными. Выбор кабельного исполнения производится в соответствии с рекомендациями, данными для линий 10 кВ.
Сельские сети 0,38/0,23 кВ работают с глухоза-земленной нейтралью. На опорах помимо проводов линий к потребителям электроэнергии подвешива
ются провода для подключения светильников наружного (уличного) освещения с использованием общего нулевого провода. Управление светильниками должно быть автоматическим централизованным со щита ПС. Рекомендуется выполнение линий 0,38 кВ трехфазными по всей длине магистрали с
2 проводами одного сечения не менее 95 мм .
На ВЛ к отдельным потребителям с сосредоточенной нагрузкой следует предусматривать расщепление фазных проводов на два и общий нулевой провод (всего семь проводов). При совместной подвеске на общих опорах проводов двух ВЛ, подключенных к независимым источникам питания, предусматриваются нулевые провода для каждой линии (всего восемь проводов).
ВЛ прокладывают, как правило, по двум сторонам улиц. Допускается прохождение их по одной стороне улицы, если при этом исключены помехи движению транспорта и пешеходов, более удобно выполнять ответвления от ВЛ к вводам в здания, сокращается число пересечений ВЛ с инженерными сооружениями.
На участках параллельного следования ВЛ 0,38 и 10 кВ рассматривается технико-экономическая целесообразность подвески проводов обеих ВЛ на общих опорах.
Главным направлением развития электрических сетей 0,38 кВ является использование воздушных линий 0,38 кВ с изолированными самонесущими проводами (ВЛИ). Они предназначены для передачи электроэнергии по изолированным скрученным в жгут проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи узлов крепления, крюков, кронштейнов и арматуры к опорам, стенам зданий и сооружений.
Самонесущие изолированные провода (СИП) состоят из одной и более изолированных фазных жил, скрученных поверх неизолированной или изолированной несущей жилы. Несущая жила используется в качестве нулевой В зависимости от области применения СИП для изоляции их жил используется светостабилизированный полиэтилен: термопластичный или сшитый.
Ввиду отсутствия изоляционной оболочки и защитного покрова СИП, имеющего одинарную изоляцию, по конструктивному исполнению относится к изолированным незащищенным проводам.
По условиям механической прочности в зависимости от расчетной толщины стенки гололеда на магистралях ВЛИ и на ответвлениях от них к вводам следует применять СИП с сечениями несущей жилы, приведенными в табл. 54.24.
Температура нагрева алюминиевых токопроводящих жил при допустимых длительных токах должна быть не выше следующих предельно допустимых значений; 90 °C для СИП с изоляцией го
§ 54.2]
ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛНЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
943
Таблица 54.24
Расчетная толщина стенки гололеда, мм	гэ	2 Сечение жилы, мм , не менее			
	на магистралях ВЛИ		на ответвлениях от магосгралей ВЛИ к вводам	
	Материал несущей жилы			
	термоупрочненный алюминиевый сплав	ситалеалюминие-вый провод	термоупрочненнын алюминиевый сплав	сталеалюминиевый провод
До ю 15 и более	25 35	25 25	16 16	10 16
Таблица 54.25. Расчетные сопротивления несущей нулевой жилы СИП, % временного механического сопротивления свр
Материал несущей жилы и ее сечение	Гололедноветровая нагрузка R г	Низшая температура/?	Среднегодовая температура «ег
Термообработан-	60	60	15
ный алюминиевый сплав, 25—95 мм2 Сталеалюминиевый провод, мм2; 16—35	60	60	15
50—95	65	65	15
сшитого полиэтилена; 70 °C для СИП с изоляцией из термопластичного полиэтилена. Температура окружающего воздуха должна быть соответственно 25 и 40 °C.
Температура нагрева СИП при коротком замыкании должна быть не выше следующих предельно допустимых значений: 250 °C при изоляции СИП из сшитого полиэтилена; 130 °C — из термопластичного полиэзилена.
На магистрали ВЛИ все виды механических нагрузок и воздействий должна воспринимать несущая жила изолированных проводов, выполняемая из алюминиевого термоупрочненного сплава или сталеалюмипиевого провода.
Для ответвлений от магистрали ВЛИ к вводам в здания следует применять СИП с номинальным се-2
чением не менее 2x10 мм . При сечении СИП до 25 мм включительно ввод в здание до вводного устройства следует выполнять тем же СИП, что и ответвление от магистрали ВЛИ к вводу.
Магистраль ВЛИ, как правило, следует выполнять СИП одного сечения. Сечения фазных жил СИП магистрали ВЛИ должны быть не менее 50 мм2.
Напряжения в несущей жиле СИП не должны превышать расчетных сопротивлений, приведенных в табл. 54.25.
Для выполнения механического расчета СИП в табл. 54.26 в зависимости от материала и сечения несущих жил СИП приведены их фи шко-механиче-ские и расчетные параметры.
В табл. 54.27—54.35 приведены электрические и механические характеристики СИП.
Для строительства ВЛИ следует применять в основном железобетонные опоры, изготовленные на базе железобетонных вибрировании к стоек длиной 9,5 и 11,0 м [54.4] Для подвески двух-пяти проводов одноцепных ВЛ применяются железобетонные стойки типа СВ95-1 и СВ95-2; для подвески восьми-девяти проводов двухцепных ВЛ и для опор, устанавливаемых па пересечениях ВЛ с инженерно-техническими сооружениями, — стойки типа СВ 110-3,5.
На всех типах опор предусмотрена возможность: установки светильников консольного типа для уличного освещения;
подвески неизолированных или изолированных проводов двух- или четырехпроводных линии сети проводного вещания (ПВ),
устройства одно- и трехфазных ответвлений от магистрали ВЛ к вводам в здания, выполняемых неизолированными или изолированными проводами.
Длина пролета ответвления от магистрали ВЛ к вводу в здание определяется расчетом в зависимости от прочности опоры, на которой выполняется ответвление, габаритов подвески проводов ответвления на опоре и на вводе, количества и сечения проводов ответвления, а также от климатических условий (гололедно-ветровых нагрузок) района, в котором осуществляется строительство ВЛ.
При прохождении ВЛИ по лесным массивам и зеленым насаждениям вырубки просек не требуется. При этом расстояние от проводов до деревьев и кустарников при наибольшей стреле провеса СИП или наибольшем отклонении должно быть не менее 0,3 м.
Расстояние от СИП ВЛИ до поверхности земли и проезжей части улиц при наибольшей расчетной стреле провеса СИП должно быть не менее 5,5 м, а расстояние до поверхности непроезжей части улиц при наибольшей стреле провеса СИП — не менее 4,0 м.
Расстояние от СИП ВЛИ до поверхности земли при наибольшей стреле провеса в труднодоступной местности должно быть не менее 2,5 м и в недос-
Таблица 54.26. Физико-механические и расчетные параметры несущей жилы СИП
Материал и номинальное сечение несущей жилы СИП	Расчетное сечение 5, мм2	Диаметр rf, мм	Разрывное усилие Р, Н	Временное сопротивление или предел прочности несущей жилы СИП в целом при растяжении авр, 107Па	Допускаемое напряжение, 107Па		Модуль растяжения, 104Па		Приведенная нагрузка от собственной массы 7!, 104Па/м	Модуль упругости Е, 104Па	Температурный коэффициент линейного удлинения а, 10” 6, град” 1
					при наибольшей внешней нагрузке и низшей температуре ог, ов, о_	при среднегодовой температуре (эксплуатационное) оэ	начальный	предельный			
Термоупрочненный алюминиевый сплав АВ-Е, се- 2 чение, мм : 16	15,9	5,1	4750	29,87	17,92	4,48	5,61	4,59	2,71	6,50	23,0
25	24,9	6,4	7110	28,55	17,13	4,28	5,61	4,59	2,73	6,50	23,0
35	34,3	7,5	9790	28,54	17,12	4,28	5,61	4,59	2,73	6,50	23,0
50	49,5	9,0	14 100	28,50	17,10	4,27	5,61	4,59	2,73	6,50	23,0
70	69,3	10,7	23 920	34,50	20,70	5,17	5,61	4,59	2,74	6,50	23,0
95	92,4	12,3	33 060	35,80	20,50	5,37	5,61	4,59	2,74	6,50	23,0
120	117,0	14,0	33 300	28,50	17,10	4,27	5,61	4,59	2,74	6,50	23,0
Сталеалюминиевые провода марки АС, сечение, мм2: 16/2,7	18,79	5,6	6340	33,74	20,24	5,06	7,34	6.21	3,45	8,25	19,2
25/4,2	29,05	6.9	9480	32,64	19.58	4,89	7,34	6.21	3,45	8,45	19,2
35/6,2	43,05	8,4	13 790	32,03	19,22	4,80	7,34	5,81	3,43	8,25	19,2
50/8,0	56,24	9,6	17 450	31,03	20,17	4,65	7,34	5.81	3,47	8.25	19,2
70/11,0	79,3	11,4	24 610	31,03	20,17	4,65	7,34	5,81	3,48	8,25	19,2
944	ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА_________[Разд.
§ 54.2]
ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛНЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
945
Таблица 54.27. Марки проводов, их наименование и преимущественная область применения
Марка провода	Наименование	Область применения
САПт	Провод с алюминиевыми токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабилизированного термопластичного полиэтилена	Прокладка наружная, для ответвлений от воздушной линии для вводов в жилые дома и хозяйственные постройки. Предназначен для эксплуатации в районах с умеренным климатом (У)
САПсш	Провод с алюминиевыми токопроводящими жилами, изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена	Прокладка наружная, для ответвлений от воздушной линии для вводов в жилые и хозяйственные постройки. Предназначен для эксплуатации в районах с умеренным климатом (У), влажным и сухим тропическим климатом (ТВ и ТС)
САСПт	Провод самонесущий с алюминиевыми токопроводящими жилами, изоляцией из с вето стабилизированного термопластичного полиэтилена, несущей жилой	Прокладка наружная, для магистрали линий элекгро-передачи и ответвлений к вводам в жилые дома и хозяйственные постройки. Предназначен для эксплуатации в районах с умеренным климатом (У)
САСПш	Провод самонесущий с алюминиевыми токопроводящими жилами, изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена, несущей жилой	Прокладка наружная, для магистрали линий электропередачи и ответвлений к вводам в жилые дома и хозяйственные постройки. Предназначен для эксплуатации в районах с умеренным климатом (У), влажным и сухим тропическим климатом (ТВ и ТС)
Таблица 54.28. Число, номинальное сечение токопроводящих основных и вспомога1ельных жил, несущей жилы, номинальный диаметр жил
Марка провода	Общее число жил	Номинальное сечение несущей жи-2 лы, мм	Токопроводящие жилы			
			основные		вспомогател ьные	
			Число и но ми нал ь- 2 ное сечение, мм	Номинальный диаметр, мм	Номинальное 2 сечение, мм	Номинальный диаметр, мм
САПт,	2	—	2х 10	3,8	—	—
САПсш		—	2х 16	4,8	—	—
САСПт,	4	16	Зх 10	3,8	—	—
САСПсш		25	Зх 16	4,8	—	—
		35	3x25	6,0	—	—
		50	3x35	7,0	—	—
		70	3x50	8,4	—	—
		95	3x70	9,8	—	—
		95	3x95	11,6	—	—
		95	3 х 120	13.0	—	—
САСПт,	5	35	3 х 25	6,0	25	6,0
САСПсш		50	3 х 35	7,0	25	6,0
		70	3 х 50	8,4	25	6,0
		95	3x70	9,8	25	6,0
		95	3 х 95	П,6	25	6,0
		95	3 х 120	13,0	25	6,0
		50	3x35	7,0	35	7,0
		70	3 х 50	8,4	35	7,0
		95	3 х 70	9,8	35	7,0
		95	3 х 95	Н,6	35	7,0
		95	3 х 120	13,0	35	7,0
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд.54
§
Таблица 54 29. Наружный расчетный диаметр провода и электрическое сопротивление фазных жил					Т
Количество и поминальное сечение фаз-2 пых жил мм	Номинальное сечение фонар-2 нои ЖИЛЫ, мм	Номинальное сечение нулевой 2 жилы, мм	Наружный расчетный диаметр провода, мм	Электрическое со про i явление фазной жилы постоянному току на длине 1 км. Ом, не более	
2х 10	—	—	9,2	3,08	5
1 х 10+ 1 х 16	—	—	10,4	3,08	
1 х25	16	25	15,2	1,20	
1 х 35	16	25	16,4	0,87	
3 х 16	—	25	15,3	1,91	
3x25	—	35	18,9	1,20	
3x35	—	50	22,2	0,87	
3 х 50	—	70	25,7	0,64	
3 х 70	—	95	30,2	0,44	
3 х95	—	95	32,6	0,32	
3 х 120	—	95	34,7	0,25	
3 х25	25	35	24,2	1,20	
3x35	25	50	25,6	0,87	т
3x50	25	70	28,6	0,64	
3x70	25	95	33,7	0,44	
3x95	25	95	36,2	0,32	
Зх 120	25	95	38,7	0,25	
3x35	35	50	26,3	0,87	
3x50	35	70	29,5	0,64	[
3x70	35	95	34,1	0,44	
3x95	35	95	37,1	0,32	1
3 х 120	35	95	39,8	0,25	
Таблица 54 30 Номинальное сечение	Таблица 54.31 Расчетная масса провода
и разрывное усилие несущей жнлы		Общее чис-	Число и сечение	Расчетная масса	
Номинальное сечение 2 несущей жилы, мм	Разрывное усилие несущей жилы, Н, не менее	ло жил	жил, мм2	1 км провода, кг	
		2	2х 10	92	
16	4658	2	2х 16	133	
25	6972	4	3 х 10+ 16	181	
35	9600		3 х 16 + 25	278	
50	13 827		3 х 25 + 35	399	А
70	23 463		3 х 35 + 50	553	
95	32 433		3 х 50 + 70	751	
			3 х 70 + 95	1030	
туппой местности (склоны гор, скалы, утесы и т.п.)			3 х 95 + 95	1247	
— не менее 0,5 м			Зх 120 + 95	1503	
Расстояние от СИП ВЛИ до тротуаров и пеше-		5	3 х 25 + 35 + 25	501	
ходных дорожек при пересечении непроезжей час-			3 x 35 + 50 + 25	654	
ти улиц ответвлениями от магистрали к вводам			3 х 50 + 70 + 25	853	
должно быть не менее	3,5 м		3 х 70 + 95 + 25	1132	
Расстояние от поверхности земли до СИП пе-			3 х 95 + 95 + 25	1348	
ред вводом должно быть не менее 2,5 м.			Зх 120 + 95 + 25	1605	
Расстояние по горизонтали от СИП при наи-		5	3 x35 + 50 + 35	691	-
большем их отклонении до элементов зданий и со-			3 х 50 + 70 + 35	889	
оружений должно быть не менее, м:			3 х 70 + 95 + 35	1169	Я
1,0 — до балконов, террас и окон,			3 х 95 + 95 + 35	1385	г
			Зх 120 + 95 + 35	1642	
и, 1 э — до глухих стен здании, сооружении					£

§ 54.21
ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛНЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
947
Табл ица 54.32. Допустимый длительный ток для проводов марок САПсш и С АС Ас ш
Сечение	Ток, А, при интенсивности солнечной					
токопро-		радиации		, Bt/mj		
водящей	0		600		1125	
Ж1и J bl, 2	при температуре окружающею воздуха, °C					
ММ	25	40	25	40	25	40
10	90	80	80	65	65	50
16	ПО	95	95	80	75	55
25	150	130	125	105	100	70
35	180	155	150	120	120	80
50	235	205	195	160	150	100
70	290	255	240	190	180	115
95	350	305	280	225	210	125
120	410	360	330	265	240	140
Таблица 54 33. Допустимый длительный ток для проводов марок САПт и САСПт
Сечение токопро-	Ток, А, при интенсивности солнечной радиации, Вт/м 2				
водящей	0		600		1125
жилы, 2	при температуре окружающего воздуха, °C				
мм	25	40	25	40	25
10	75	60	60	40	40
16	95	75	70	45	45
25	125	100	95	60	55
35	150	120	НО	65	60
50	195	160	140	85	65
70	240	195	170	95	—
95	290	235	200	ПО	—
120	340	275	230	120	—
Таблица 54.34. Допустимый ток короткого замыкания для проводов марок САПсш и САСПсш
Сечение токопроводящей жи-2 ЛЫ, ММ	Ток, кА, при длительности КЗ, с	
	1	3
10	0,9	0,5
16	1,4	0,8
25	2,3	1,3
35	3,2	1,8
50	4.6	2,6
70	6,4	3,7
95	7,6	4,4
120	7,7	4,4
СИП, натянутые но стенам зданий и сооружениям, должны крепиться к крюкам и кронштейнам с помощью анкерных зажимов, а между зажимами — с помощью специальных элементов, устанавливае-
Таблица 54.35. Допустимый ток короткого замыкания для проводов марок САПз н САСПт
Сечение токопроводящей жи-ЛЫ, мм2	Ток, кА. при длительности КЗ, с	
	1	3
10	0,6	0,3
16	1,0	0,5
25	1,5	0,8
35	2,0	1,2
50	3,0	1,7
70	4,0	2,4
95	5,0	2,9
120	5,0	2,9
мых на расстоянии не более 6 м между ними Расстояние в свету между СИП и стеной здания (сооружением) должно быть не менее 0,1 м
Совместная подвеска СИП ВЛИ до 1 кВ н проводов ВЛ 6—10 (20) кВ иа общих опорах допускается при соблюдении следующих условий:
ВЛИ должны выполняться по расчетным условиям ВЛ 6—10 (20) кВ;
провода ВЛ 10 (20) кВ должны располагаться выше проводов ВЛИ до 1 кВ.
Выбор сечения токопроводящих жил СИН выполняют по длительно допустимому току и проверяют по условию нагрева на термическую стойкость при коротких замыканиях I [ри этом должны бьнь обеспечены отклонение напряжения у электроприемников в пределах допустимых шачепий; надежное срабатывание защиты линии при однофазных и междуфазных коротких замыканиях; пуск крупных асинхронных элекгро двигателей с короткозамкнутым ротором
При отсутствии исходных данных для проверки отклонения напряжения у элекгроприемников потери напряжения (в % номинального) в сети 0,38 кВ рекомендуется принимать в линиях, питающих преимущественно коммунально-бытовых потребителей — 8 %, производственных — 6,5 % При этом потери напряжения в электропроводках можно принять. для одноэтажных жилых домов — 1 %; для зданий, сооружений, двух- и многоэтажных жилых домов — 2 %.
Сечения жил кабелей выбирают по допустимому нагреву, проверяют так же, как провода ВЛ.
Нулевой провод должен иметь одинаковую проводимость с фазными проводами па линиях, питающих преимущественно (более 50 % но мощности) однофазные электроприемпики, элекгропри-емники животноводческих и птицеводческих ферм При невозможности обеспечения другими средст
948
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд. 54
вами необходимой селективности защиты линии от однофазных КЗ, а также для обеспечения допустимых отклонений напряжения у ламп наружного освещения допускается применение нулевого провода (жилы) с большей проводимостью, чем у фазных проводов В остальных случаях проводимость пулевого провода должны быть менее 50 % проводимости фазных проводов.
На концах ВЛ илн ответвлений длиной более 200 м, а также на вводах в здания, электроприемники которых подлежат заземлению, должны быть предусмотрены повторные заземления нулевой жилы. При размещении электроприемииков, подлежащих заземлению вне зданий, расстояние от них до ближайшего заземлителя повторного заземления нулевой жилы или до заземлителя нейтрали источника питания должно быть не более 100 м. Более частые заземления должны выполняться, если это требуется по условиям защиты от грозовых перенапряжений.
Для повторных заземлений нулевой жилы в первую очередь должны использоваться естественные заземлители (железобетонные опоры, заземляющие устройства, выполненные для защиты от грозовых перенапряжений, и т.п.).
Для ВЛ металлическая связь с нейтралью источника питания должна осуществляться при помощи нулевой жилы.
При удельном сопротивлении грунтов более 100 Ом  м допускается повысить сопротивления заземляющих устройств в р /100 раз, но не более чем в 10 раз, где р — удельное сопротивление грунта, Ом  м.
Заземляющие проводники для повторных заземлений нулевой жилы выбираются из условий длительного прохождения тока не менее 25 А.
Проектирование ПС должно выполняться в соответствии с требованиями [54.5].
ПС размещают вблизи центра электрических нагрузок, в непосредственной близости к подъездным дорогам с обеспечением удобных подходов ВЛ и КЛ; на незатопляемых местах с уровнем грунтовых вод ниже уровней заложения фундаментов.
Главные схемы электрических соединений ПС должны удовлетворять следующим основным требованиям:
1)	обеспечивать необходимую степень надежности элекзроснабжения потребителей;
2)	обеспечивать транзит мощности через ПС в нормальном, послеаварийных режимах и при ре
монте отдельных элементов с учетом резервных источников питания;
3)	учитывать перспективы развития;
4)	обеспечивать возможности проведения ремонтно-эксплуатационных работ по отдельным элементам схемы без отключения соседних присоединений;
5)	обеспечивать поэтапное развитие РУ без значительных работ по реконструкции и перерывов электроснабжения потребителей;
6)	должны быть по возможности простейшими.
Все вновь сооружаемые и реконструируемые ПС, как правило, проектируют по типовым проектам с применением серийно выпускаемых комплектных и комплектных блочных ПС (КТП и КТПБ). Применение некомплектного оборудования должно быть специально обосновано.
ВЫБОР МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС
Мощность силовых трансформаторов на одно-и двухтрансформаторных ПС в электрических сетях сельскохозяйственного назначения выбирается по [54.6]. Трансформаторы ТП 10/0,4 кВ существующих электрических сетей при росте электрических нагрузок проверяют по режимной нагрузочной способности [54.7].
Проверка по нагрузочной способности в нормальном режиме проводится исходя из условия
Sp!(nSH)<kc, где кс — коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора.
Для двухтрансформаторных ПС трансформаторы проверяют по аварийной перегрузке по условию
Sp/i,, < ка,
где ки — коэффициент допустимой аварийной нагрузки трансформатора.
Значения коэффициентов кс и к в зависимости от вида потребителей ПС, номинальной мощности трансформатора .S'H, расчетной температуры окружающей среды 0р, °C, расчетного сезона, в который наблюдается максимальная нагрузка, приведены в табл. 54.36.
Трансформаторные подстанции ПС 35— 110 кВ. Проектирование ПС высшим напряжением 35—ПО кВ для электроснабжения сельскохозяйственных районов должно выполняться в соответствии с [54.3, 54.5].
§ 54.2]
ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛНЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
949
Таблица 54.36. Коэффициенты допустимых систематических нагрузок н аварийных нагрузок трансформаторов ТП 10/0,4 кВ
Номер группы потребителей по табл 54.10	Мощность , кВ • А	Температура 0Р. °с	Расчетный сезон	Коэффициенты	
					
1				1,65/1,59	1,75/1,73
2				1,68/1,65	1,8/1,78
3	До 63/100 и выше	- 10	Зима	1,7/1,68	1,84/1,83
7				1,58/1,52	1,73/1,65
8				1,61/1,53	1,73/1,67
4				1,65/1,6	1,76/1,73
5				1,66/1,63	1,74/1,75
9 21	До 100/160 и выше	- 10	Зима	1,5/1,45 1,63/1,61	1,62/1,64 1,73/1,7
22				1,6/1,56	1,69/1,65
23				1,52/1,48	1,66/1,6
6				1,65/1,61	1,73/1,7
10				1,43/1,37	1,6/1,53
11 12		- 10	Зима	1,52/1,44 1,48/1,37	1,7/1,66 1,65/1,59
13	До 160/250 и выше			1,41/1,27	1,49/1,46
14				1,46/1,44	1,48/1,45
15		+5	Весна	1,31/1,26	1,55/1,54
16		-10	Зима	1,44/1,40	1,59/1,53
19		+21	Лето	1,38/1,33	1,4/1,36
На ПС устанавливается, как правило, один силовой трансформатор. Двухтрансформаторные ПС применяют в следующих случаях:
хотя бы одна из линий 10 кВ, отходящих от рассматриваемой подстанции, питающая потребителей первой и второй категорий но надежности, не может быть зарезервирована от соседней ПС 35—110 кВ, имеющей независимое питание от рассматриваемой;
расчетная нагрузка подстанции требует установки трансформатора мощностью свыше 6300 кВ - А;
от шин 10 кВ подстанции отходят шесть линий 10 кВ и более,
расстояние между соседними подстанциями более 45 км;
заменой сечения проводов на магистрали линии 10 кВ не обеспечиваются нормативные отклонения напряжения у потребителей в послеаварий-ном режиме.
Для обеспечения требуемого качества напряжения у потребителей на ПС устанавливают силовые трансформаторы с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).
Выбор схем РУ 35— 110 кВ проводится на основании типовой сетки схем [54.5] и обосновывается технико-экономическим расчетом. В системах
сельского электроснабжения применяются тупиковые, ответвительные, проходные и узловые ПС.
На тупиковых и ответвительных ПС, присоединяемых к линиям 35—ПО кВ с односторонним и двусторонним питанием, применяются блочные схемы (блоки линия — трансформатор, линия — два трансформатора, две линии — два трансформатора, с ремонтной перемычкой с двумя разъединителями). Для проходных одно- и двухтрансформаторных ПС используют мостиковые схемы с выключателем в перемычке, что позволяет разделить питающую линию на части — секционировать и тем самым повысить надежность электроснабжения. В цепях трансформаторов РУ 35—110 кВ следует применять высоковольтные выключатели. Применяются также схемы с выключателем в перемычке со стороны трансформатора
На узловых двухтрансформазорных ПС 35/10 кВ РУ 35 кВ выполняется с одиночной секционированной системой сборных шин при возможности подключения четырех ВЛ 35 кВ.
В цепях трансформаторов РУ 35—НО кВ следует применять высоковольтные выключатели.
РУ 10 кВ для ПС с одним и двумя трансформаторами выполняют с одиночной и соответственно одиночной секционированной системой сборных шин.
На сельских комплектных ПС 35—НО кВ применяют силовые трансформаторы мощностью.
950
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд. 54
1000—6300 кВ • А — на КТП 35/10(6) кВ, блочных КТПБ 35/10(6) кВ;
1000—16 000 кВ • А — наКТПБ (М) 35/10(6) кВ.
Распределительные устройства 35 кВ ПС 35/10 кВ выполняют открытого типа (ОРУ) с установкой оборудования отдельно на железобетонных стойках или блочными с установкой блоков на неза-глубленные фундаменты. В ОРУ 35 кВ используются масляные выключатели типов ВТ-35, С-35 или элегазовые типов ВГБ-35, ВГБЭ-35. В ОРУ ПО кВ ПС применяют масляные выключатели типа ВМТ-110.
РУ 10 кВ комплектных ПС 35-110/10 кВ выполняют:
шкафами КРП-IV-IO наружной установки не-выкатного типа с масляными выключателями типа ВК-10 или вакуумными выключателями типа BB-TEL;
шкафами КРН-111-10 с масляным выключателем ВМП-10.
В РУ 10 кВ блочных подстанций КТПБ-35/10 кВ устанавливают шкафы типа К-201М выкатного типа наружной установки с вакуумным выключателем типа BB-TEL или КРУ типа К-59 с масляным выключателем типа ВК-10 или вакуумным выключателем типа ВВЭ.
При сооружении ПС с закрытым РУ 10 кВ используют комплектные ячейки внутренней установки:
К-104М, К-114, К-5913 выкатного типа с масляными выключателями типов ВК-10, ВКЭ-10;
К-104М, К-105 выкатного типа с вакуумными выключателями типов ВВВ-10, ВВЭ-10;
К-61 с элегазовым выключателем;
КСО-292, КСО-392 стационарного типа с масляными выключателями;
КСО-297 с вакуумными выключателями типов ВБПЭ-10 и ВВПЭ-10.
Трансформаторные полетай пин 10— 35/0,4 кВ. В сельском электроснабжении трансформаторные ТП 10/0,4 кВ и 35/0,4 кВ питают низковольтные распределительные трехфазные линии 0,38/0,22 кВ с заземленной нейтралью. Однотрансформаторные ТП 10/0,23 кВ применяют мощностью до 10 кВ  А с питанием по двухпроводному ответвлению от ВЛ 10 кВ, трехфазные — мощностью 25—630 кВ • А.
ТП 10/0,4 кВ, как правило, должны проектироваться однотрансформаторными. Двухтрансформаторные ТП применяют в следующих случаях:
для электроснабжения потребителей первой категории по надежности;
для потребителей второй категории, не допускающих перерывов в электроснабжении свыше 0,5 ч или имеющих расчетную нагрузку 250 кВт и более.
ТП могут быть опорными, тупиковыми, проходными. Выбор схем присоединения ТП 10/0,4 кВ
к источникам питания должен проводиться на основании окончательного сравнения вариантов с учетом категории потребителей электроэнергии по надежности.
ТП 10/0,4 кВ, питающие потребителей первой категории, а также потребителей второй категории с расчетной нагрузкой 120 кВт и более, должны иметь двустороннее питание. Допускается присоединение ТП с потребителями второй категории с на1рузкой менее 120 кВт ответвлением от магистрали линии электропередачи 10 кВ, секционированной вместе ответвления с обеих сторон разъединителями, если длина ответвления не превышает 0,5 км.
Для двухтрансформаторных ТП на шинах 10 кВ предусматриваются устройства АВР при следующих условиях:
наличие потребителей первой и второй категорий;
присоединение к двум независимым источникам питания;
если с отключением одной из питающих линий теряет питание один силовой трансформатор; при этом дополнительно ввод 0,38 кВ потребителей первой категории оборудуется устройством АВР.
Опорные трансформаторные ТП включаются в рассечку магистрали линии электропередач 10 кВ и устанавливаются:
у потребителей первой категории по надежности;
на хозяйственных дворах крупных населенных пунктов, если иа питающей линии 10 кВ требуется установка секционированного выключателя.
Регулирование напряжения силовых трансформаторов осуществляется, как правило, устройством переключения ответвлений без возбуждения (ПБВ) в пределах + 2 х 2,5 %.
Электроснабжение коммунально-бытовых и производственных потребителей рекомендуется осуществлять от разных ТП 10/0,4 кВ или от разных секций шин 0,4 кВ одной двухтрапсформа-торной ТП.
С целью снижения несимметрии напряжений на ТП мощностью до 160 кВ • А с преобладающей коммунально-бытовой нагрузкой следует применять схему соединения обмоток трансформатора звезда — зигзаг с нулем.
ТП следует применять, как правило, с воздушными вводами линий 10 кВ. ТП с воздушными вводами ВН и НН не рекомендуется размещать вблизи школ, детских и спортивных сооружений. Кабельные вводы линий применяют в следующих случаях:
в кабельных сетях;
при сооружении ТП, имеющих только кабельные вводы линий;
когда прохождение ВЛ на подходах к ТП невозможно;
при технико-экономическом обосновании.
§ 54.2]
ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛНЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
951
Трансформаторные ТП 10/0,4 кВ по конструкции могут быть комплектные наружной установки и закрытого типа (кирпичные, блочные, панельные).
В системах электроснабжения сельского хозяйства применяются следующие типы комплектных ТП 10/0,4 кВ:
мачтовые трансформаторные подстанции (МТП) одностолбовые мощностью 4 и 10 кВ-А (однофазные), 25—160 кВ • А (трехфазные);
МТП двухстолбовые мощностью 25—250 кВ • А;
КТП шкафного типа мощностью 25—250 кВ • А;
КТП киоскового типа с трансформаторами мощностью 100—630 кВ • А;
закрытые трансформаторные подстанции (ЗТП) с трансформаторами мощностью 160—630 кВ • А.
Далее приведены основные характеристики некоторых типов ТП 10/0,4 кВ.
Первые четыре типа ТП выполнены тупиковыми однотрансформаторными с единой схемой электрических соединений [54.8]. Силовой трансформатор типа ТМ присоединяется к ВЛ 10 кВ через разъединитель типа РЛНД-1-10 и предохранитель типа ПКТ, а к шинам 0,4 кВ через рубильник типа РБ34. На отходящих линиях установлены автоматические воздушные выключатели (автоматы) и защитные приставки, обеспечивающие максимальную токовую защиту и защиту от однофазных КЗ, или плавкие предохранители.
Для защиты электрооборудования от атмосферных перенапряжений установлены вентильные разрядники типа РВО-10 напряжением 10 кВ и РВН-0,5 напряжением 0,4 кВ.
В цепи уличного освещения для автоматического управления установлено фотореле.
Учет расхода электроэнергии на вводе 0,4 кВ осуществляется трехфазным счетчиком типа СЭТЗ, включенным через трансформаторы тока типа Т-0,66.
Основные технические данные ПС даны в табл. 54.37.
Мачтовые (столбовые) ТП 10/0,4 кВ предназначены для электроснабжения потребителей сельского хозяйства небольшой мощности. Их достоинства следующие: простота конструкции, удобство эксплуатации, надежная работа оборудования, более низкая стоимость по сравнению с другими конструкциями ТП 10/0,4 кВ. Конструктивно МТП выполнены на концевой П-образной опоре или на железобетонной стойке ВЛ 10 кВ. На металлоконструкциях, закрепленных на опоре, устанавливаются устройства высокого напряжения (УВН), силовой трансформатор, распределительное устройство низкого напряжения (РУНН), траверсы для подключения ВЛ 0,38 кВ. Шкаф РУНН закрепляется на высоте, удобной для обслуживания (1,2 м от уровня земли). Разъединитель 10 кВ устанавливается отдельно на концевой опоре ВЛ 10 кВ.
Оборудование КТП шкафного типа устанавливается единым блоком на стойках на высоте 1,8 м от земли. Разъединитель 10 кВ с приводом устанавливается на концевой опоре ВЛ 10 кВ. Предусматривается механическая блокировка привода разъединителя 10 кВ и двери высоковольтного шкафа, исключающая возможность открытия двери при включенном разъединителе. Разработаны три варианта установки: на двух стойках, на четырех железобетонных приставках, на двух Т-образных железобетонных фундаментах. Для удобства обслуживания предусмотрена площадка на высоте 0,95 м от земли.
Для повышения удобства и безопасности обслуживания, снижения эксплуатационных издержек разработаны киосковые однотрапсформатор-ные тупиковые КТП 10/0,4 кВ мощностью 100— 250 кВ • А [54.9]. Оборудование размещается в металлическом корпусе, состоящем из отсеков низкого (0,4 кВ), высокого (10 кВ) напряжения, находящихся по разные стороны КТП. КТП устанавливается на четырех железобетонных стойках на высоте 0,7 м от земли. Для обеспечения нормируемой высоты от земли до ввода 10 кВ прокладываются шины в металлическом коробе, имеющем люк для осмотра и ремонта шинопроводов. В верхней части короба установлены проходные изоляторы и ограничители перенапряжения типа ОПН-Ю. Степки короба изготовлены из листовой стали. В отсеке 0,4 кВ располагаются вводной рубильник, автоматические выключатели типа BA (АЕ2000), устройства защиты линий 0,4 кВ типа ЗТИ-0,4, счетчик электронный, трансформаторы тока, ограничители напряжения типа ОПН-0,38. В отсеке 10 кВ размещены: силовой трансформатор, предохранители ПКТ и шинопроводы.
К сети 10 кВ ТП подключается через разъединитель с заземляющими ножами. Учет расхода электроэнергии производится одним счетчиком для уличного освещения другим счетчиком (по заказу потребителя) для производственных нагрузок.
Учет расхода электроэнерг ии коммунально-бытовыми потребителями пе предусмотрен.
Предусмотрено подключение линии уличного освещения с автоматическим управлением от фотореле магнитным пускателем или дистанционное от кнопки. Учет расхода активной энергии осуществляется трехфазпым счетчиком, присоединенным к сети через трансформатор тока (ТТ). Измерение напряжения происходит при помощи переносного вольтметра.
При мощности однотрансформаторных КТП киоскового тина до 630 кВ • А и двухтрансформаторных КТП 2 х (250—400) кВ • А оборудование размещается в закрытом металлическом киоске наружной установки и устанавливается на высоте 0,2—0,4 м от земли.
952
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
(Разд. 54
Таблица 54.37. Основные технические данные ТП 10/0,4 кВ
Наименование	Значение параметра при мощности трансформатора, кВ  А					
	25	40	63	100	160	250
МТП (двухстолбовые) АО «ЭЛВО» (г. Великие Луки)						
Число отходящих линий	2	2	3	3	3	4
Номинальный ток теплового распе-	25; 16	25,40	40; 40, 63	40; 80; 100	160, 80;	160, 80,
пнтеля автомата типа ВА 57-35, А					100	100; 250
Ток плавкой вставки предохраните-	—	—	—	100; 80; 60	100; 80;	100; 80,
ля типа ПН-2, А					150	150; 250
Коэффициент трансформации трансформатора тока типа Т-0,66	50/5	100/5	150/5	200/5	—	—
	Одностолбовая ТП					
Число отходящих линий	2	2	2	2	—	—
Ток плавкой вставки предохранителя типа ПН-2, А	25; 25	25, 40	40; 63	80, 100	—	—
Ток плавкой вставки предохранителя типа ПРС-25 линии уличного ос-	25	25	25	25	—	—
вещення						
Номинальный ток предохранителя типа 11КТ-10, А	5	8	10	16	—	—
Коэффициент трансформации трансформатора тока	40/5	75/5	100/5	150/5	—	—
Номинальный ток теплового расцепителя автомата типа АЕ2044 ли-	10	10	16	25	25	25
нии уличного освещения, А						
Ток плавкой вставки предохранителя типа ПКТ101 -10, А	5	8	10	16	20	31,5
Коэффициент трансформации трансформатора тока типа Т-0,66	40/5	100/5	150/5	200/5	300/5	400/5
	МТП Омского ЭМЗ					
Число отходящих линий	3	3	3	3	—	—
Номинальный юк теплового расцепителя автомата типа ВА 57-35, А	16; 25; 25	16; 25; 40	63; 40; 40	100, 80; 40	—	—
Ток плавкой вставки предохранителя типа ПРС-2593 линии уличного освещения, А	25	25	25	25	—	—
Ток плавкой вставки предохраните-	5	8	10	16	-—	—
ля типа ПКТ-10, А		КТП				
Число отходящих линий	3	3	3	3	3	4
Поминальный ток теплового расцепителя автомата, А						
типа АЕ-2046 (BA-51, ВА-52)	16; 16, 31,5	16; 40; 31,5	—	—	—	—
типа А-3716	—	—	47; 63, 40	40, 100; 80	40, 160;	80; 160,
					100	100, 160
Ток линии уличного освещения, А	16; 25	16; 40	16; 63	16; 100	160	250
Ток плавкой вставки предохранителя тнпа ПКТ-10, А	5	8	10	16	20	31,5
Коэффициент трансформации трансформатора тока	50/5	100/5	100/5	200/5	300/5	400/5
	КТП киоскового типа					
Число отходящих линий	—	—	—	3	4	4
Вариант 1 номинальный ток расце-	—	—	—	40, 80; 100	80, 100;	100, 100;
пителя автомата типа ВА 5735 (или АЕ 2000), А					100, 160	160; 160
Вариант 2: номинальный ток предо-	—	—	.—.	—	20, 100;	31,5; 100;
хранителя тина ПН-2					100; 160	160; 250
Ток линии уличного освещения, А	—	—	—	16	16	16
§ 54,21
ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛНЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
953
Таблица 54.38
Тип ЗТП	Число трансформаторов	Число подключенных линий 10 кВ	Исполнение вводов 10 кВ
1Т1В	1	1	Воздушное
1Т1К	1	1	Кабельное
1Т2В	1	2	Воздушное
1Т2К	1	2	Кабельное
2Т2В	2	2	Воздушное
2Т2К	2	2	Кабельное
Согласно [54.9] ЗТП применяют:
при сооружении ОТП, к РУ 10 кВ которых присоединяется более двух линий напряжением 10 кВ;
для электроснабжения потребителей первой категории с суммарной расчетной нагрузкой 200 кВт и более;
в районах с холодным климатом (с расчетным значением температуры воздуха ниже -40 °C);
в районах с загрязненной атмосферой 111 степени и выше;
в районах со снежным покровом более 2 м.
ЗТП 10/0,4 кВ применяют для электроснабжения наиболее ответственных и крупных потребителей сельского хозяйства.
Типы ЗТП Люберецкого электромеханического завода приведены в табл. 54.38.
На напряжении 10 кВ ЗТП предусматриваются следующие схемы:
тупикового типа «линия — трансформатор» (1Т1В, ITIК); силовой трансформатор присоединяется к линии 10 кВ через разъединитель и предохранитель;
проходного типа «две линии — трансформатор» (1Т2В, IT2K); в цепи линии со стороны основного питания устанавливается разъединитель, со стороны резервного питания — выключатель нагрузки;
проходного типа «две линии — два трансформатора» (2Т2В, 2Т2К); схемы присоединений аналогичны двум указанным выше с дополнением секционного разъединителя и секционного выключателя нагрузки.
На стороне 0,4 кВ предусматривается одинарная система сборных шин. К сборным шинам 0,4 кВ трансформатор присоединяется через рубильник.
Отключение разъединителя 10 кВ или рубильника выполняется при снятой нагрузке с трансформатора, т.е. после отключения автоматов линий 0,4 кВ.
Низковольтный щит позволяет присоединять до пяти линий, при двухтрансформаторной ТП — до девяти линий, а также линии уличного освещения.
Линии 0,4 кВ присоединяются к сборным шинам через автоматические выключатели, имеющие электромагнитные и тепловые расцепители.
Схемой предусмотрена установка защитного устройства от неполнофазных режимов сети — отключение присоединения 0,4 кВ с «двигательной» нагрузкой при сгорании плавкой вставки предохранителя на одной из фаз или при обрыве провода на линии 10 кВ.
Линия уличного освешения присоединяется к сборным шинам через однополюсные автоматические выключатели. Для автоматического управления уличным освещением предусматриваются фотореле с действием их на контактор, устанавливаемый в цепи линии уличного освещения.
Учет электроэнергии осуществляется на вводе 0,4 кВ трехфазным счетчиком, включенным через трансформаторы тока. Для эксплуатации счетчика в зимнее время предусмотрено устройство обогрева с помощью резисторов, обеспечивающих нормальную работу счетчика при температуре воздуха до -45 °C.
Технические данные аппаратуры, токи уставок расцепителей, реле, токи плавких вставок предохранителей соответствуют данным, приведенным в табл. 54.39.
РУ 10 кВ выполняется из камер одностороннего обслуживания. Камеры сборные со стационарно установленным оборудованием. Вся аппаратура первичных цепей устанавливается внутри камеры. Приводы разъединителей, выключателей нагрузки расположены с фасадной стороны камер. На фасаде камер предусмотрены смотровые окна для обнаружения видимого разрыва цепи у разъединителей и выключателей нагрузки. Камеры РУ 10 кВ оборудованы соответствующими блокировками, обеспечивающими безопасность их обслуживания.
Закрытая подстанция 10/0,4 кВ данной серии представляет собой одноэтажное здание с кирпичными стенами, в котором размещается все оборудо
Таблица 54.39
Номинальная мощность трансформатора, кВ • А	Номинальный ток трансформатора, А	Номинальный ток теплового расцепителя автомата типа ВА 57-35, А, отходящих линий					Ток плавкой вставки предохранителя типа ПРС-25 уличного освещения, А	Ток плавких вставок предохранителя типа ПКТ-10, А	Коэффициент трансформации трансформатора тока типа Т-0,66
		1-й	2-й	3-й	4-й	5-й			
160	232	80	100	160	—	—	24	20	300/5
250	362	80	100	160	250	—	25	31,5	400/5
400	577	100	100	160	250	250	25	50	600/5
954
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд. 54
вание ПС. Здание ЗТП имеет отсеки, в которых устанавливаются щит, силовые трансформаторы, ячейки РУ 10 кВ, вводы линий 10 и 0,4 кВ (воздушные или кабельные)
Для безопасности обслуживания в отсеке силового трансформатора предусмотрена установка перед дверью заградительного барьера, а также поставка изолирующей инвентарной подставки.
Для осмотра уровня масла в силовом трансформаторе предусмотрено отверстие (застекленное) в перегородке между отсеками В отсеках ПС предусмотрено рабочее освещение с применением настенных светильников с лампами накаливания на напряжение 220 В. Для технологического подогрева (при наружной температуре 0 °C) в помещении низковольтного щита предусматривается установка электронагревателя мощностью 1 кВт.
При подключении к ПС трех-четырех линий 10 кВ сельскохозяйственных производственных потребителей первой и второй категорий применяются узловые ТП (УЗТП). На ПС устанавливается два силовых трансформатора мощностью 250, или 400, или 630 кВ • А. На напряжении 10 кВ приняты четыре варианта схем:
две линии 10 кВ с выключателями нагрузки;
четыре линии 10 кВ с ВН;
две линии 10 кВ с масляными выключателями (МВ);
две линии 10 кВ с МВ и две линии 10 кВ с ВН
К ПС возможно подключение до 16 воздушных и кабельных линий 0,38 кВ РУ 10 кВ комплектуется камерами типа КСО-392 и КСО-292, РУ 0,4 кВ — панелями типа ЩО-70
Здание УЗТП выполнено отдельностоящим, кирпичным, одноэтажным, в котором размещены две камеры силовых трансформаторов, помещение РУ 10 кВ и помещение щита 0,4 кВ.
Оборудование однофазных ТП 10/0,4 кВ мачтового исполнения устанавливается непосредственно на промежуточной или концевой опоре ВЛ 10 кВ в 5 м от разъединительного пункта и включает высоковольтный предохранитель 10 кВ, вентильный разрядник 10 кВ, однофазный силовой трансформатор мощностью 4 или 10 кВ'А, низковольтный распределительный щит. На ТП предусматриваются две отходящие линии 0,23 кВ с током до 50 А, в том числе линия наружного освещения (10 А). Обслуживание ТП 10/0,23 кВ осуществляется с телескопической вышки
РП 10 кВ устанавливают в узлах сети, где предполагается сооружение ПС 35-110/10 кВ с использованием РП в перспективе в качестве РУ 10 кВ этих ПС До сооружения ПС 35-110/10 кВ для основного питания РП строится линия 35—110 кВ с временным использованием (до 5 лет) на напряжении 10 кВ. Для резервного питания РП могут ис
пользоваться действующие или вновь сооружаемые линии 10 кВ. РП оборудуются устройствами автоматического ввода резерва и комплектуются шкафами типа КСО или КРУ.
Обзор современного оборудования ПС. Для технического перевооружения, реконструкции и развития сельских электрических сетей разработано следующее электрооборудование [54 10]
Силовые и измерительные трансформаторы и реакторы:
сухие трансформаторы мощностью 160— 1000 кВ • А иа напряжение 6—10 кВ (АООТ «Электрозавод»);
герметичные силовые трансформаторы на напряжение 6—10 кВ (АО «Алтранс»);
литые трансформаторы тока на напряжение 6— 35 кВ и номинальные токи до 5000 А для шкафов КРУ и КСО, литые трансформаторы напряжения на 6—35 кВ для КРУ и камер КСО (АО «Екатеринбургский завод измерительных трансформаторов»);
трехфазные антирезонаисные трансформаторы напряжения НАМИ 6—35 кВ (ОАО «Раменский электротехнический завод «Энергия»);
элегазовые трансформаторы тока на напряжение 110 и 220 кВ (АО «Электроаппарат»);
трансформаторы тока и напряжения 110 кВ (АООТ «Электрозавод»).
Комплектные распределительные устройства (КРУ) и трансформаторные подстанции (КТП), камеры КСО:
КРУ серии К-104 SF с элегазовыми выключателями фирмы АВВ Номенклатура КРУ 6—10 кВ с элегазовыми выключателями, в том числе сейсмостойкого исполнения, на номинальные токи от 630 до 3150 А (АО «Мосэлектрощит»);
КРУ серии К-59 исполнения У1 и УЗ с масляными выключателями типа ВК-10 (ВКЭ-10) или вакуумными типа ВВЭ и BB/TEL 10 кВ (АО «Самарский завод «Электрощит»);
камеры КСО-292 с масляными или вакуумными выключателями на номинальные токи главных цепей 400—1000 А и номинальные токи отключения 20 кА (АО «Свердловский электромеханический завод»);
КТПК 10 (6)/0,4 кВ мощностью до 630 кВ-А закрытого исполнения типа «киоск» (АО «Самарский завод «Электрощит»), Вводы высшего (ВН) и низшего напряжения (НН) выполнены кабельными или воздушными линиями. При мощности трансформатора 630 кВ • А на стороне ВН устанавливается выключатель нагрузки;
КТПН 10 (6)/0,4 кВ (проходные) мощностью до 2500 кВ • А, одно- и двухтрансформаторпые, па базе четырех модулей (шкафов), исполнение УЗ или УХ Л4, вводы и выводы кабельные (АО «Самарский завод «Электрощит»);
§ 54.3]	НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
955
КТПГ 10 (6)/0,4 кВ (для городских сетей) — одно- и двухтрансформаторные стремя выключателями нагрузки на один трансформатор мощностью 160—630 кВ • А, вводы ВН — воздушные или кабельные, вводы НН — кабельные (АО «Самарский завод «Электрощит»).
Коммутационные аппараты'.
элегазовый выключатель колонкового типа ВГТ-110П-40/500У1 с автономным пружинным приводом, то же типа ВГУ-220 П-50/3150 У1 с неавтономным пневмопружинным приводом, элегазовый баковый выключатель типа ВГБЭ-35 12,5/630 с встроенными трансформаторами тока (ОАО «Уралэлектротяжмаш»);
элегазовый баковый выключатель типа ВГБ-220П-40/2000 с встроенными трансформаторами тока и автономным гидравлическим приводом (АО «Электроаппарат»);
вакуумный выключатель типа ВВС-35П-20.630 с встроенными трансформаторами тока, то же колонкового типа ВБН-35П-20 (ОАО «Карпинский электромашиностроительный завод»);
двухколонковый разъединитель типа SGF горизонтально-поворотного типа исполнения У1 (СП «АВВ — Уралэлектротяжмаш»).
Ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН)
ОПН 0,4—35 кВ в полимерной изоляции (АО «ЭЛВО»),
ОПН 35, НО, 220 кВ (АООТ «Корниловский фарфоровый завод»)
Статические компенсаторы реактивной мощности серия СТК на номинальные напряжения 10, 20, 35 кВ мощностью от 7,5 до 100 Мвар (в зависимости от класса напряжения) с воздуш
ным, водяным или масляным охлаждением (в зависимости от размещения оборудования — в открытом распределительном устройстве или внутри помещения). Разработчик и изготовитель АО «ВНИИЭ».
54.3. НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ОЦЕНКА УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ
По требованию к надежности сельскохозяйственные потребители электрической энер! ии делятся на три категории
К первой категории относят потребителей, нарушение электроснабжения которых влечет за собой значительный материальный ущерб вследствие массовой порчи продукции и серьезное расстройство технологического процесса Крупные животноводческие фермы и комплексы, производящие продукцию на промышленной основе, являются потребителями первой категории. Категория надежности крупных ферм и комплексов и их отдельных электроприемииков определяется по показателям табл. 54.40, 54.41 f54.ll]
К первой категории также относят электроприемники особо важных объектов несельскохозяйственного назначения, расположенных в сельской местности: операционные отделения больниц, родильные дома и т.д.
Потребители первой категории должны быть обеспечены резервным электроснабжением Источником резервного питания могут быть сети
Таблица 54 40. Сельскохозяйственные потребители первой и второй категорий по надежности электроснабжения
Первая категория (I) Животноводческие комплексы и фермы: по производству молока на 400 коров по выращиванию и откорму молодняка КРС на 5 тыс голов в год и более по откорму КРС на 5 тыс голов в год и более по выращиванию нетелей на 3 тыс. скотомест и более по выращиванию и откорму на 12 тыс. свиней в год и более
Птицефабрики по производству яиц с содержанием 100 тыс. кур-несушек и более мясного направления по выращиванию 1 мли бройлеров в год и более по выращиванию племенного стада кур на 25 тыс голов и более, а также гусей, уток и индеек 10 тыс. голов и более
Вторая категория (11)
Животноводческие и птицеводческие фермы меньшей производительности, чем указанная для потребителей первой категории
Тепличные комбинаты и рассадные комплексы
Кормопригоювизельные заводы и отдельные цехи с механизированным приготовлением и раздачей кормов
Картофелехранилища вместимостью более 500 т с холодоснабжением и активной вентиляцией
Холодильники для хранения фруктов вместимостью более 600 т
Инкубационные цехи рыбоводческих хозяйств и ферм
956
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд 54
Таблица 54.41. Перечень электропрнемников первой (I) в второй (II) категорий по надежности
Наименование электроприемпиков (групп электроприемников) сельскохозяйственных предприятий	Категория надежности
Комплексы и фермы молочного направления:	
системы доения коров в стойлах	11*
то же в доильных залах	11*
рабочее освещение в доильных залах	11*
система промывки молоко проводов и подогрева воды	11*
локальный обогрев телят	11*
облучение телят	11*
дежурное освещение в родильном отделении	11*
очистка, хранение и охлаждение молока	11
переработка(пастеризация молока)	11
системы поения коров и телят в родильном отделении	11
установки обеспечения микроклимата в телятнике	11
приготовление кормов	11
раздача кормов	11
Комплексы и фермы КРС:	
дежурное освещение здания моноблоков	11
системы поения	11
раздача кормов	11
системы механизированного приготовления и выпойки молока в телятнике перво-	11
го периода	
Кормоприготовление (кормоцехи):	11
система отопления	11
система приточно-вытяжной вентиляции	11
Свиноводческие комплексы и фермы	
отопитель но-вентиляционные системы свинарников-откормочников	11*
то же в свинарниках для поросят-отъемы шей	11*
приготовление кормов (кормоцеха)	11
раздача кормов стационарными средствами	11
системы поения животных	11
рабочее освещение в моноблоках	11
то же в свинарниках-маточниках	11
дежурное освещение	11
сооружения по обработке и очистке навозных стоков	11
водозаборные сооружения	11
системы вентиляции в свинарниках для опоросов	11
система вентиляции помещений и зон моноблоков, где невозможно осуществить	11
естественное проветривание	
локальный обогрев поросят в свинарниках для опоросов и в санитарных станках	11
Для всех предприятий:	
установки пожаротушения	11*
установки водоснабжения водонапорных башен	11
установки теплоснабжения и горячей воды	11
котельные	11
котельные с котлами высокого и среднего давления	11*
§ 54.3]	НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ	957
	Окончание табл. 54.41	
Наименование злектроприемников (групп злектроприемников) сельскохозяйственных предприятий	Категория надежности	
	Птицефаб-	Птицефер-
	рики	МЫ
системы поения птиц	1	II*
локальный обогрев цыплят в первые 20 дней	1	11*
вентиляция в птичниках с напольным и клеточным содержанием	1	II*
инкубация яиц и вывод цыплят	I	11*
сортировка яиц и цыплят, транспортировка, обрезка клювов и освещение инкубатория	1	II
цехи убоя	1	11*
санитарно-убойные пункты	I	11*
котельные	1	11*
в том числе мазутное хозяйство	1	11*
насосные оборотного водоснабжения котельной и птицебойни	1	11*
станции перекачки конденсата	1	11*
градирни	I	11*
хлораторные станции обезжелезивания	1	11*
канализационные насосные станции	1	11*
насосные 1-го и 2-го подъемов	I	11*
системы раздачи кормов	11	11
системы сбора яиц в птичниках	11	11
освещение	11	11
системы сборки помета в птичниках	11	11
цеха подработки кормов	11	11
склад кормов	11	11
Примечание. 11* — электропрнемники второй категории, не допускающие перерыва длительностью более 0,5 ч.
электроэнергетической системы или специальная резервная электростанция. Источник резервного питания выбирается путем технико-экономического сравнения различных вариантов. Резервные источники электроснабжения наиболее ответственных потребителей первой категории должны вводиться в действие автоматически.
При выходе из строя любого из источников оставшийся в работе должен обеспечить нагрузку злектроприемников первой и второй категорий при отклонениях напряжения не ниже минус 10 %.
Ко второй категории относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых приводит к нарушению выхода сельскохозяйственной продукции и ее частичной порче.
Потребители и электроприемники второй категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых источников питания. Из злектроприемников второй категории выделяется группа, не допускающая перерывов в электроснабжении длительностью более 0,5 ч, остальные электроприемники допускают перерыв на время ручного включения резерва.
К третьей категории относятся остальные потребители, не подходящие под определение первой и второй категорий. Для злектроприемников третьей категории допускаются перерывы электроснабжения на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, но не более I сут.
Уровень надежности системы электроснабжения на определенном сложившемся этапе развития техники в конечном счете определяется затратами на сооружение и эксплуатацию системы. Повышение уровня надежности, как правило, связано с увеличением затрат на сооружение и эксплуатацию системы. Однако при этом уменьшается ущерб от перерывов электроснабжения потребителей.
Поскольку отсутствуют достоверные данные о значениях ущербов, предложено оценивать уровень надежности по среднему параметру потока отказов системы электроснабжения со (число отказов в год).
Для различных категорий надежности потребителей в зависимости от среднего времени т (в часах) перерыва электроснабжения установлены следующие нормативы:
958
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд. 54
первая категория — допускается перерыв на время автоматического восстановления питания;
вторая категория:
2,1(0 ц (т < 0,5) = 2,5 отказа в год;
2,2(ОП (т < 4) = 2,3 отказа в год;
2,3соп (4 < т < 10) = 0,1 отказа в год
ПРИ /’расч 120 кВт;
2,4о)[1 (4 < т < 10) = 0,2 отказа в год
при Ррасч < 120 кВт;
третья категория —
(Ощ (т < 24) = 3 отказа в год.
Методика принятия решений при данном подходе основана на сопоставлении нормативных показателей надежности электроснабжения потребителей соответствующей категории с расчетными показателями.
Расчетные показатели определяются по справочным данным о надежности элементов системы электроснабжения (СЭС) в зависимости от схемы их соединений от источника питания (ИП) до точки подключения потребителя и с учетом условий эксплуатации.
Если уровень надежности электроснабжения потребителей не соответствует нормам, СЭС оснащается средствами повышения надежности, сокращающими количество и продолжительность отключений.
Выбор состава, объема, мест установки средств повышения надежности основывается на достижении нормированного уровня надежности наиболее экономичным путем.
Различные средства повышения надежности (схемные решения, секционирование сетей, использование автономных источников резервного электропитания) требуют различных затрат и в разной степени повышают надежность электроснабжения. Разработаны правила достижения нормированного уровня надежности, учитывающие закономерности формирования СЭС сельскохозяйственных потребителей [54.11]. В этом случае с целью повышения технологичности проектирования непосредственный расчет показателей надежности не производится.
При этом предполагается, что в районах электрических сетей (РЭС) имеются следующие технические средства:
диспетчерский пункт РЭС;
связь с диспетчерскими пунктами предприятий электрических сетей;
устройства двусторонней радиосвязи оперативных выездных бригад с диспетчерскими пунктами.
Кроме того, организация эксплуатации электрических сетей должна отвечагь требованиям соответствующих нормативных документов.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ АВТОНОМНЫМ РЕЗЕРВНЫМ ЭЛЕКТРОПИТАНИЕМ НАИБОЛЕЕ ОТВЕТСТВЕННЫХ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ У СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИ! ЕЛЕЙ
Для уменьшения последствий массовых отказов в электрических сетях, вызванных гололедно-ветровыми нагрузками, электроснабжение электроприемпиков сельскохозяйственных потребителей резервируется автономными источниками резервного электропитания (АИР).
Установка автономных источников резервного электропитания предусматривается для резервного питания электроприемников первой и второй категорий, не допускающих перерывов в электроснабжении длительностью более 0,5 ч, независимо от наличия резервного питания по электрическим сетям.
В качестве АИР могут быть использованы стационарные или передвижные дизельные электростанции (ДЭС), резервные источники электропитания с приводом от трактора (РИТП), а также иные автономные энергетические установки.
Выбор количества агрегатов АИР и их мощности производится по расчетной нагрузке электро-приемников первой и второй категорий, не допускающих перерывов длительностью более 0,5 ч, с учетом режима их работы.
Тип автономного источника резервного электропитания, его мощность, место размещения и способ подключения к сети 0,38 кВ определяются в составе проекта электрификации сельскохозяйственного объекта.
ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МЕСТ УСТАНОВКИ АВТОМАТИЧЕСКИХ КОММУТАЦИОННЫХ АППАРАТОВ В СЕТЯХ 10 кВ
При выборе количества и мест установки автоматических коммутационных аппаратов (АКА) в первую очередь должны быть рассмотрены мероприятия по надежному электроснабжению потребителей первой категории.
Местное резервирование электроснабжения потребителей первой категории целесообразно, если выполняется условие [54.11]
/рез < /вых + 0.5,	(54.5)
где /рез — длина резервной линии 10 кВ, которую необходимо соорудить для осуществления местного резерва от независимого источника питания, км; /вых — длина магистрального участка, км, рассматриваемой линии 10 кВ, который необходимо соору-
§ 54 3]	НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
959
Рис. 54.1. Графики для определения количества АКА секционирования в линии 10 кВ при оснащении ее АВР
дить для осуществления схемы питания опорной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ.
При невыполнении условия (54.5) для электроснабжения потребителей первой категории следует применять схемы «заход-выход». Магистраль линии 10 кВ при этом должна быть оснащена устройством (пунктом) автоматического ввода резерва.
Выбор количества и мест установки автоматических секционирующих устройств, обеспечивающих нормативы надежности электрооборудования потребителей второй и третьей категорий, осуществляется в зависимости от схемы подстанций 35—110/10 кВ, суммарной длины /^ и расчетной нагрузки Р-£ линий 10 кВ, наличия на линии 10 кВ потребителя первой категории. При этом максимальная длина участка линии (включая ответвления), к которому присоединены эти потребители, ограниченная АКА, во всех случаях должна быть не более 12 км.
Если к рассматриваемой линии присоединен потребитель первой категории и условие (54.5) не выполняется (питание по схеме «заход-выход» с оснащением магистрали линии устройством АВР), тогда независимо от схемы ПС 35—110/10 кВ выбор количества АКА производится по номограммам, приведенным на рис. 54.1.
В этом случае рассматриваются два участка линии:
первый — от головного выключателя линии до потребителя первой категории с суммарной расчетной нагрузкой Р-£\ и длиной /Z1;
второй — от потребителя первой категории до пункта сетевого АВР с нагрузкой Ри длиной /Д1.
Откладывая на графике точки с координатами Pj-p /jj и Рг11; /211, определяем количество АКА (1 АКА, 2 АКА, 3 АКА), которые необходимо установить соответственно на первом и втором участке.
Расчетная нагрузка линии 10 кВ определяется путем суммирования расчетных нагрузок всех потребителей, присоединенных к рассматриваемой линии, кроме нагрузки первой категории.
Если к рассматриваемой линии присоединен потребитель первой категории и выполняется условие (54.5), а также если к рассматриваемой линии присоединены только потребители второй и треть
ей категорий, то в зависимости от схемы подстанции 35—110/10 кВ выбор количества аппаратов производится по соответствующим номограммам, аналогичным приведенным на рис 54 1 [54.11]
Примерное место размещения устройства автоматического секционирования выбирается между точками, одна из которых делш линию (участок линии) на равные части по длине, а вторая — на равные части по нагрузке.
Устройство автоматического секционирования и резервирования рекомендуется совмещать с ОТП (РП).
Целесообразность установки устройств автоматического секционирования ответвления устанавливается с использованием рис. 54 I. В качестве расчетной нагрузки принимается нагрузка части линии 10 кВ между автоматическим секционирующим устройством с рассматриваемым ответвлением без нагрузки самого ответвления, а в качестве расчетной длины принимается длина ответвления
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Повышение уровня надежности электроснабжения является технико-экономической задачей, при решении которой минимизируются приведенные к одному году затраты, включающие капитальные вложения, издержки эксплуатации и ущерб от недоотпуска электроэнергии. В упрощенном варианте необходимо обеспечить рассмотренный выше нормированный уровень надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.
Для обеспечения надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей предусматриваются следующие технические мероприятия: повышение надежности отдельных элементов электрических сетей (в том числе за счет применения новых материалов); секционирование сетей при помощи выключателей с АПВ, автоматических отделителей и разъединителей, резервирование как сетевое, так и местное энергетическое и технологическое; приближение напряжений 35— 110 кВ к потребителям, разукрупнение подстанций
960
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
[Разд 54
35—110 кВ, позволяющее сократить радиус действия воздушных линий 10 кВ; увеличение количества двухтрансформаторных подстанций 35—ПО кВ и подстанций с двусторонним питанием; разукрупнение подстанций напряжением 10/0,4 кВ и раздельное питание от них производственных и коммунально-бытовых потребителей; применение батарей статических конденсаторов для компенсации реактивной мощности.
Рассмотрим основные из этих мероприятий более подробно.
Секционирование ВЛ, уменьшая протяженность сети, отключаемой при авариях, снижает число отключений понижающих подстанций Применяется неавтоматическое и автоматическое секционирование Неавтоматическое секционирование является мероприятием, снижающим в первую очередь число и длительность преднамеренных отключений, оно выполняется при помощи линейных разъединителей в дополнение к автоматическому секционированию. Наличие секционирующих разъединителей облегчает процесс определения мест замыкания на землю, уменьшает число потребителей, отключаемых при ремонтных работах.
При автоматическом секционировании ВЛ разбивают на участки, в начале которых устанавливают специальные секционирующие аппараты, отключающие поврежденные участки, не нарушая нормальной работы остальной части линии. Оптимальные места установки секционирующих аппаратов определяются из условия максимального сокращения ущерба сельскохозяйственным потребителям от перерывов в электроснабжении.
Использование сетевого резервирования предполагает достаточно высокую надежность самих сетей. Наиболее целесообразна разомкнутая схема работы линий в нормальном режиме с автоматическим подключением неповрежденных участков к другому источнику энергии при авариях. Наряду с сетевым резервированием находит применение местное резервирование, так как при неблагоприятных атмосферных условиях (гололед, ураган, гроза и т.д.) возможно одновременное повреждение двух линий.
Резервные электростанции предназначаются для резервирования потребителей первой и второй категорий
Для повышения надежности электроснабжения большое значение имеют также организационнотехнические мероприятия, особенно касающиеся сокращения преднамеренных отключений.
Проведение ремонтных и других видов работ в сетях следует подчинить требованию минимального ущерба для потребителей, согласовав их с режимами работы сельскохозяйственных потребителей. Для сокращения числа отключений потребителей надо совмещать по времени работы, проводимые на разных ступенях напряжения.
Эффективным средством повышения надежности электроснабжения является рациональная орга
низация эксплуатации электрических сетей и установок. Поскольку точность технико-экономических расчетов надежности электроснабжения зависит от достоверности исходных данных, то важнейшая задача эксплуатации состоит в организации системы сбора и обработки информации для оценки показателей надежности электроснабжения и ущерба от перерывов в электроснабжении для конкретных потребителей (на основе тщательного экономического анализа фактических данных).
Важным фактором повышения надежности электроснабжения является строгое соблюдение обслуживающим персоналом правил технической эксплуатации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
54.1.	Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38—ПО кВ сельскохозяйственного назначения. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства / Сельэнергопроект М., 1982.
54.2.	Альбом типовых графиков электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей и сетей Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства / Сельэнергопроект М., 1985.
54.3.	Нормы технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения /Сельэнергопроект. М., 1988.
54.4.	Информационный сборник. Железобетонные опоры для воздушных линий электропередачи напряжением 0,38 кВ (на базе стоек СВ-95-2 и СВ-110-35)
54.5.	Типовые схемы принципиальных электрических РУ напряжением 6—750 кВ подстанций и указания к их применению: № 14198ТМ-Т1 / Энергосеть-проект. М., 1997.
54.6	Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985
54.7.	Методические указания по выбору установленной мощности силовых трансформаторов на одно- и двухтрансформаторных подстанциях электрических сетей сельскохозяйственного назначения: Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства/Сельэнергопроект. М„ 1987.
54.8.	Практикум по электроснабжению сельского хозяйства М.: Колос, 1982.
54.9.	Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства / Сельэнергопроект. М., 1991—1999
54.10.	Современное оборудование для подстанций распределительных электрических сетей / Ю.А. Дементьев, В.М. Максимов, В.В. Слоев и др. // Энергетик. 1999. № 6.
54.11.	Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей: Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства / Сельэнергопроект. М., 1986.
предметный указатель
Автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) 721
Автоматика нормальных режимов 638
— повторного включения 687, 713
— предотвращения нарушения устойчивости микропроцессорная 701
—	прекращения асинхронного режима 705
—	противоаварийная 638, 711
—	типовая микросхемная 698
—	управления синхронным генератором при изменениях частоты 716
—	частотной разгрузки 713
Автоматический коммутационный аппарат 958
Автономный источник резервного питания (АИР) 958
Амперметр фиксирующий 767
Амплитуда отклонений напряжения 235
Асинхронная передача 729
Асинхронный ход 390
АСУ активной мощностью ЭЭС цифровая 685
—	ГЭС микропроцессорная 681
—	частотой ЭЭС цифровая 685
Байт-адрес 736
Баланс мощности 26, 29
—	электроэнергии 31
Батарея конденсаторов 919
Бит-стаффинг 734
Блок кодовый 729
Вероятностные характеристики нагрузок сельскохозяйственного объекта 937
Виды повреждений сложные 382
Включение несинхронное автоматическое повторное 403
Влияние сечения доминирующее 286
Воздушная линия 0,38 кВ с изолированными самоне-
сущими проводами 942
Волновые свойства линий СВН 197
Вольтметр фиксирующий 767
Время восстановления среднее 267
—	преднамеренных простоев 267
Вставка постоянного тока 216
Выбор главной схемы 47
— параметров срабатывания 413,419, 454
— схемы распределения электроэнергии 880
Гирлянда изоляторов 52, 122
Глубокий ввод высших напряжений 839
График годовой месячных максимальных нагрузок 22
Диаграмма начала и конца линии круговая 203
Длина линии волновая 202
Длительность выбросов средняя 286
—	интервала спокойного состояния 730
—	провала напряжения 32
Доза фликера 32, 905
Единая энергосистема (ЕЭС) 7
Замыкание на землю двойное 382
Запрос — ответ 736
Защитный аппарат ОПН и РВ 316
Защищенный подход 318
Избыточность кода 723
Импульс напряжения 908
Интеграция функций контроля 745
Интенсивность грозовой деятельности 299
Источник питания 839
Источник света эффективный 921
Информация 722
—	рабочая 735
—	служебная735
Кадр информационный 736
—	служебный 736
Канал дуплексный 737
—	полудуплексный 737
—	связи 735, 748
—	телефонный 747
—	цифровой 748
Категория приемника электрической энергии 878
Качество напряжения 860
Квитанция 736
КЗ удаленное 363
Класс достоверности 729
Код двоичный безызбыточный 724
—	несимметричный 723
—	-опознаватель 727
—	помехозащищаемый 723
—	равномерный 723
—	разделимый систематический 727
—	с защитой по паритету 724
—	симметричный 723
—	-спутник 727
Кодирование сообщений 735
Кодовое расстояние 723
Колебания напряжения 862
Коммутатор рабочего места 740
Коммутируемая технология Ethernet 740
Компенсатор реактивной мощности 208
Компенсация реактивной мощности 245, 919
Комплекс автоматических устройств повторного
включения автоматический 690
—	вычислительный (ВК) 738
—	оперативный информационно-управляющий
(ОУИК) 738, 744
—	устройств релейной защиты 409, 450
Комплектная трансформаторная подстанция 116, 887
Комплектное распределительное устройство 116, 153,
886
Конструкция фазы линии СВН 199
Контроллер 743
Корона общая 200
Коэффициент временного перенапряжения 32, 908
—	загрузки 887
— искажения синусоидальности кривой напряжения
32
—	несимметрии напряжения 32
—	поправочный на условия прокладки 244
—	разновременности максимумов 27
—	расчетной активной мощности 875
—	сезонности нагрузки 923
—	ударный 360
Коэффициенты поправочные 206
Кратность внутренних перенапряжений 324
Критерий минимума приведенных затрат 21
—	статической устойчивости практический 398
Лавина напряжения 400
—	частоты 399
Линия кабельная маслонаполненная 819
—	связи оптоволоконная 748
—	электропередачи 815, 831, 835
Материалы нормативные 47
Меандр 733
Мера надежности 266
Мероприятия защиты станций и подстанций от пря-
мых ударов молнии 315
Метод Адамса 388
—	акустический 774
—	волновой 774
962
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
—	D-разбиения 397
—	емкостный 774
—	индукционный 774
—	колебательного разряда 774
—	контактный 775
—	корректировки тарифа 294
—	последовательных интервалов 386
—	расчета недополученной прибыли 290
----элементный 266
—	типовых кривых 364
Микропроцессорные системы с программируемыми функциями 745
Модели 746
Модуль релаксации 724
—	упругости 724
Молниеотвод 300
Мощность базисная 357
—	зарядная 30
—	искажения 221
—	кода 723
—	линии натуральная 202
----СВН зарядная 197
—	неиспользуемая 28
—	реактивная расчетная 877
—	резервная 28
Мультиплексор 743
Нагрузка максимальная 878
—	собственных нужд 28
—	суммарная эквивалентная 27
—	электрическая 869
----расчетная 842, 870
Надежность балансовая 271, 274
—	коммутационная 268
—	оперативная 268
—	стратегическая 268
—	электроснабжения 46, 848
Напряжение базисное 357
Напряжение в переходном процессе максимальное 333
—	выпрямленное 219
—	импульсное 32
—	линии СВ11 номинальное 198
Недоотпуск электроэнергии 267
Несиммегрия напряжения 864. 907
Несинусоидальность напряжения 863, 906
Оборудование силовое 573
Объединенная энергосистема (ОЭС) 7
Ожидаемое число воздействий внутренних перенапряжений за год 335
----коротких замыканий за год 334
----плановых и аварийных коммутаций за год 334
Опора 727—729
Основание кода 723
Отклонение напряжения 32, 861, 905
—	частоты 32
Отключение ЭД 345
—	элементов преднамеренное 285
Оценка живучести 286
—	уровня надежности объектов ЭЭС экономическая 288
Панель автоматики промышленная микросхемная 706
Параметр изменения схем обобщенный 274
—	потока отказов 267
----преднамеренных отключений 267
Параметры схемы замещения 206
—	четырехполюсника 205
—	электрических сетей 856
—	электрооборудования 91
Перегрузка кабеля допустимая 859
Передача сообщений 730
Перенапряжение 298, 343
Перепад напряжения 203
Показатель качества напряжения 860
— надежности 272, 286
—	экономической эффективности 20
Помехозащищенность кода 723
Постоянная времени по продольной оси 363
----эквивалентная 361
Посылка 736
Потери в жиле 823, 824
----металлической оболочке 824
—	диэлектрические 824
—	электроэнергии 921
Потеря мощности при передаче и распределении 27
— реактивной мощности 30
Потребитель электрической энергии 7
Правило эквивалентности токов прямой последова-
тельности 370
Преобразование Парка—Горева 353
Провал напряжения 907
Проверка ВЛ по условиям короны 243
Проверка на четность 726, 727
Провод сталеалюминиевый 723
Провод фазы расщепленный 197
Прогнозирование развития отрасли 13
Продолжительность использования совмещенной мак-
симальной нагрузки 24
Пропускная способность линий СВН 197, 198
Пропускная способность локальной сети 740
Процесс переходный электромагнитный 353
----электромеханический 353
Пункт силовой распределительный 884
Пути экономии электроэнергии 916
Радиус расщепления 200
Размах изменения напряжения 32, 906
Разрядность кода 723
Районная энергосистема (РЭС) 7
Ранжирование состояний 274
Распределительное устройство 46, 116
Распределительный пункт 839
Расчет параметров защиты 432, 447, 472
Реактор 52, 122, 206, 207
Регулирование возбуждения синхронного генератора автоматическое 662
— реактивной мощности синхронного компенсатора автоматическое 672
Регулятор автоматический активной мощности 654
— — бесщеточного возбуждения аналого-цифровой 665
----микропроцессорный SPA 341С 678
-------тиристорного возбуждения 667
----напряжения синхронного генератора 663
----реактивной мощности реверсивного СТК 675
-----------синхронного	генератора	663
----частоты вращения 650
Регулятор тока 224
—	угла отключения 224
—	частоты вращения автоматический 650
---------- турбогенератора 650
-------гидрогенератора 651
Режим городской электрической сети 859
—	напряжения 921
—	нейтрали 850
— неполнофазный 374
— работы преобразователя 12-фазный 222
Резонанс подсинхронный 406
Релейная защита 408, 488
----линий 450
---- сетей 409
----трансформаторов 480
----электрических двигателей 546
----энергоблоков 554
Ресинхронизация 390
предметный указатель
963
Самовозбуждение синхронной машины 404
Самонесущий изолированный провод (СИП) 942
Самораскачиваиие синхронной машины 405
Самосинхронизация 402
—	гидрогенератора 641
Сервер742
—	приложений 43
Сеть внутренняя 839
—	корпоративная 741
—	передачи оперативно-технологической информации 744. 746
—	спутпиковая748
—	цифровая 748
—	электрическая 7, 839
Сигнал 573, 730, 735
Синхронизаюр автоматический аналоговый с вычисляемым углом опережения 644
----микропроцессорный 646
Синхронизация 402, 642
Синхронная передача данных 733
Система автоматизированная 682
—	документальных баз 748
—	комплексною управления (и защиты) микропроцессорная автоматическая 676
—	мониторинга речевых сообщений 748
—	операционная мультизадачная 750
—	телемеханики балансная 737
—	иебалансная 737
—	управления автоматизированная 922
----вентилями 223
----технологическими процессами ТЭС 682
—	экспертная 748
—	электроснабжения (СЭС) 7
----города 839
Слово кодовое 729
—	контрольное 729
Сопротивление активное 817
—	взаимное 204
—	входное 204
— заземления импульсное 300, 302
—	изоляции термическое 824
—	индуктивное 817
—	линии волновое 201
—	собственное 204
Сообщение 721
Способ площадей 385
Средство поперечной компенсации стока реактивной мощности 197
Стандартный кодовый формат 729
Станция вторичная 736
—	дублированная центральная приемно-передающая (ЦППС) 738
—	первичная 736
Ступенчатая защита 410
Ступень системы электроснабжения 878
Схема глубоких вводов 110—220 кВ 855
—	городской электрической сети 849
—	замещения 816
----линии 11-образная 205
Схема осветительной сети 895
—	передачи постоянного тока биполярная 22, 217
—	последовательности нулевой 366
----обратной 366
----прямой 366
—	электрической сети 881
—	электроустановки 573
Телеинформационпая сеть (ТИС) 744, 745
Температура нагрева продолжительно допустимая 104
— проводника кратковременно допустимая при КЗ W9
Ток длительно допустимый по нагреву 233
—	короткого замыкания ударный 46, 360
—	нагрузки допустимый 825
—	пиковый 878
—	среднеквадратичный 204
—	термической стойкости 109
Трансформатор допускаемый по перегрузке 858
Трансформаторная подстанция 839, 951
Тяжение по проводу 742
Угол коммутации 219
—	отключения тиристора 220
Удар молнии 307
Удельное число грозовых отключений линии 306
Указатель замыкания на землю 773
—	поврежденного участка 773
Улучшение качества электроэнергии 910
Управление автоматическое мощностью гидрогенераторов 654
-------турбогенераторов 655
----статическим компенсатором реактивной мощ-
ности 674
Уравнение движения ротора генератора 354
—	контурных токов 378
—	переходных процессов в обможах ротора 354
------------статора 354
—	узловых напряжений 378
Условия выбора и проверки на коммутационную способность 111
Установка продольной компенсации 206
Устойчивость динамическая 385
—	результирующая 385
—	статическая 384
Устройство компенсирующее 211
—	симметрирующее 915
—	трехфазное повторного включения автоматическое 688
—	фильтрокомпенсирующее 915
Ущерб (или недополученная прибыль) 267
—	от перерывов электроснабжения 287
Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) 11
Феррорезонанс на электромагнитных трансформаторах напряжения 332
Фильтр токов высших гармоник 221
Характеристика режимов интегральная 272
Характеристики защищенных подходов к подстанциям 319
—	молниезащиты ВЛ 313
—	срабатывания 411, 453
		измерительных органов 451
Характерные параметры ВЛ 326
Холостой ход ЛЭП установившийся 401
Число выбросов случайного процесса 286
—	цепей линии СВН 199
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) 20
Шаг расщепления фазы 200
Шинопровод 899
ЭДС сверхпереходная 359
Электрическая сеть сельскохозяйственного назначения 940
Электропередача переменного тока управляемая 214
—	постоянного гока 216
Электроприемник 7
Электроустановка 7
Электроэнергетическая система (ЭЭС) 6
Справочное издание
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК. Т. 3
ПРОИЗВОДСТВО, ПЕРЕДАЧА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Редакторы И.П Березина, М.П. Соколова, Н.Б. Фомичева
Художник А.Ю. Землеруб
Технический редактор З.Н. Ратникова
Корректоры Р.М. Ваничкина, В.В. Сомова Оригинал-макет подготовлен Издательством МЭИ
ЛР № 020528 ог 05.06.97
Подписано в печать с оригинала-макета 15.03.04
Бумага офсетная Усл. печ. л. 77,7
Тираж 1000 экз.
Гарнитура «Таймс» Усл. кр.-отт. 77,7
Заказ 760
Формат 70x100 1/16
Печать офсетная
Уч.-изд. л. 108,6
С-023
Издательство МЭИ, 111250, Москва, Красноказарменная ул., 14.
Отпечатано в ОАО «Типография «НОВОСТИ», 105005, Москва, ул. Фридриха Энгельса, д. 46.
Для заметок